Riserve

Generalità

I criteri adottati per la valutazione e la classificazione delle riserve certe, sviluppate e non sviluppate, sono in linea con quanto previsto dalla “Regulation S-X Rule 4-10” emessa dalla Security and Exchange Commission (SEC). In particolare sono definite “riserve certe” le quantità stimate di liquidi (compresi i condensati e i liquidi di gas naturale) e di gas naturale che, sulla base dei dati geologici e di ingegneria, potranno con ragionevole certezza essere recuperate alle condizioni tecniche, contrattuali, economiche e operative esistenti al momento della valutazione.

I prezzi utilizzati per la valutazione degli idrocarburi derivano dalle quotazioni ufficiali pubblicate da Platt’s Marketwire, salvo i casi in cui il loro calcolo derivi dall’applicazione di formule contrattuali in essere. I prezzi sono determinati come media aritmetica semplice dei prezzi di chiusura rilevati il primo giorno di ciascuno dei 12 mesi dell’esercizio; eventuali successive variazioni sono considerate solo se previste da contratti in essere.

I metodi alla base delle valutazioni delle riserve hanno un margine intrinseco di incertezza. Nonostante l’esistenza di autorevoli linee guida sui criteri ingegneristici e geologici da utilizzare per la valutazione delle riserve, la loro accuratezza dipende dalla qualità delle informazioni disponibili e dalla loro interpretazione. Conseguentemente le quantità stimate di riserve sono nel tempo soggette a revisioni, in aumento o in diminuzione, in funzione dell’acquisizione di nuovi elementi conoscitivi. Le riserve certe relative ai contratti di concessione sono determinate applicando la quota di spettanza al totale delle riserve certe rientranti nell’area coperta dal contratto e producibili entro la loro scadenza. Le riserve certe relative ai contratti di PSA sono stimate in funzione degli investimenti da recuperare (Cost oil) e della remunerazione fissata contrattualmente (Profit oil). Un meccanismo di attribuzione analogo caratterizza i contratti di service e di buyback.

Governance delle riserve

Eni ha sempre esercitato un controllo centralizzato sul processo di valutazione delle riserve certe. Il Dipartimento Riserve della Divisione Exploration & Production ha il compito di: (i) assicurare il processo di certificazione periodica delle riserve certe; (ii) mantenere costantemente aggiornate le direttive per la loro valutazione e classificazione e le procedure interne di controllo; (iii) provvedere alle necessarie attività di formazione del personale coinvolto nel processo di stima delle riserve. Le direttive sono state verificate da DeGolyer and MacNaughton (D&M), società di ingegneri petroliferi indipendenti, che ne ha attestato la conformità alla normativa SEC in vigore1; D&M ha attestato inoltre che le direttive, laddove le norme SEC sono meno specifiche, ne forniscono un’interpretazione ragionevole e in linea con le pratiche diffuse nel mercato. Eni effettua la stima delle riserve di spettanza sulla base delle citate direttive anche quando partecipa ad attività di estrazione e produzione operate da altri soggetti.

Il processo di valutazione delle riserve, come descritto nella procedura interna di controllo, coinvolge: (i) i responsabili delle unità operative (unità geografiche) e i Local Reserves Evaluators (LRE) che effettuano la valutazione e la classificazione delle riserve tecniche (profili di produzione, costi di investimento, costi operativi, di smantellamento e di ripristino siti); (ii) l’unità di Ingegneria del Petrolio di sede che verifica i profili di produzione relativi a campi che hanno subito variazioni significative; (iii) i responsabili di area geografica che validano le condizioni commerciali e lo stato dei progetti; (iv) il Dipartimento di Pianificazione e Controllo che effettua la valutazione economica delle riserve; (v) il Dipartimento Riserve che, avvalendosi dei Division Reserves Evaluators (DRE), controlla in maniera indipendente rispetto alle suddette unità la congruità e la correttezza della classificazione delle riserve e ne consolida i volumi.

Il Responsabile del Dipartimento Riserve ha frequentato il Politecnico di Torino conseguendo la Laurea in Ingegneria Mineraria nel 1985 e possiede un’esperienza di oltre 25 anni nel settore petrolifero e oltre 15 anni nella valutazione delle riserve.

Il personale coinvolto nel processo di valutazione possiede requisiti di professionalità adeguati alla complessità del compito ed esprime il proprio giudizio nel rispetto dell’indipendenza e della deontologia professionale. In particolare, la qualifica professionale dei Reserves Evaluators è conforme agli standard internazionali definiti dalla Society of Petroleum Engineers.

Valutazione indipendente delle riserve

Dal 1991 Eni attribuisce a società di ingegneri indipendenti2 tra i più qualificati sul mercato il compito di effettuare una valutazione indipendente, parallela a quella interna, di una parte a rotazione delle riserve certe. Le descrizioni delle qualifiche tecniche delle persone responsabili della valutazione sono incluse nei rapporti rilasciati dalle società indipendenti3. Le loro valutazioni sono basate su dati forniti da Eni e non verificati, con riferimento a titoli di proprietà, produzione, costi operativi e di sviluppo, accordi di vendita, prezzi e altre informazioni. Tali informazioni sono le stesse utilizzate da Eni nel proprio processo di determinazione delle riserve certe e includono: le registrazioni delle operazioni effettuate sui pozzi, le misure della deviazione, l’analisi dei dati PVT (pressione, volume e temperatura), mappe, dati di produzione e iniezione per pozzo/giacimento/campo, studi di giacimento, analisi tecniche sulla performance del giacimento, piani di sviluppo, costi operativi e di sviluppo futuri.

Per la determinazione delle riserve di spettanza Eni, sono inoltre forniti i prezzi di vendita degli idrocarburi, le eventuali variazioni contrattuali future e ogni altra informazione necessaria alla valutazione. Le risultanze dell’attività indipendente condotta nel 2013 da Ryder Scott Company e DeGolyer and MacNaughton3 hanno confermato, come in passato, la ragionevolezza delle valutazioni interne. In particolare nel 2013 sono state oggetto di valutazioni indipendenti riserve certe per circa il 30% delle riserve Eni al 31 dicembre 20134. Nel triennio 2011-2013 le valutazioni indipendenti hanno riguardato il 92% del totale delle riserve certe. Al 31 dicembre 2013 i principali giacimenti non sottoposti a valutazione indipendente nell’ultimo triennio sono M’Boundi (Congo) e Elgin Franklin (Regno Unito).

Evoluzione

Le riserve certe a fine periodo includono la quota Eni delle riserve di società collegate e joint venture valutate con il metodo del patrimonio netto. L’evoluzione delle riserve certe nell’esercizio è stata la seguente:

(milioni di boe)

 

Società consolidate

 

Società in joint venture e collegate

 

Totale

Riserve certe al 31 dicembre 2012

 

 

5.667

 

 

1.499

 

 

7.166

Nuove scoperte ed estensioni, revisioni di precedenti stime e miglioramenti da recupero assistito e altro (escluso l’effetto prezzo)

 

607

 

 

 

 

 

607

 

Effetto prezzo

 

14

 

 

 

 

14

 

Promozioni nette

 

 

621

 

 

 

 

 

621

Cessioni

 

 

(13)

 

 

(652)

 

 

(665)

Acquisizioni

 

 

4

 

 

 

 

 

4

Produzione

 

 

(571)

 

 

(20)

 

 

(591)

Riserve certe al 31 dicembre 2013

 

 

5.708

 

 

827

 

 

6.535

Tasso di rimpiazzo organico

(%)

 

 

 

 

 

 

 

105

Nel 2013 le promozioni nette a riserve certe di 621 milioni di boe sono riferite a: (i) revisioni di precedenti stime (+508 milioni di boe) in particolare in Congo, Iraq, Australia e Nigeria; (ii) nuove scoperte, estensioni e altro (+108 milioni di boe), in particolare in Angola, Indonesia e Stati Uniti; (iii) miglioramenti di recupero assistito (+5 milioni di boe) in particolare in Nigeria.

Le promozioni beneficiano di un marginale effetto prezzo positivo di 14 milioni di boe, a seguito della riduzione del marker Brent di riferimento da 111 $/barile nel 2012 a 108 $/barile del 2013.

Le cessioni hanno riguardato le dismissioni relative agli asset Russi (-652 milioni di boe) e altri asset nel Regno Unito (-13 milioni di boe).

Le acquisizioni si riferiscono a incrementi di quote di partecipazione in asset in Egitto (+4 milioni di boe).

Il tasso di rimpiazzo organico5 è pari al 105%. La vita utile residua delle riserve è pari a 11,1 anni (11,5 anni nel 2012).

Riserve certe non sviluppate

Le riserve certe non sviluppate al 31 dicembre 2013 ammontano a 3.108 milioni di boe, di cui 1.361 milioni di barili di liquidi localizzati principalmente in Africa e Kazakhstan e 272 miliardi di metri cubi di gas naturale, principalmente in Africa e Venezuela. Le società consolidate detengono riserve certe non sviluppate per 1.248 milioni di barili di liquidi e 167 miliardi di metri cubi di gas naturale.

Nel 2013 le riserve certe non sviluppate sono diminuite di 542 milioni di boe a seguito essenzialmente della cessione degli asset in Russia e per la restante parte per revisioni positive e negative di tipo tecnico e contrattuale.

Durante il 2013, Eni ha convertito da riserve certe non sviluppate a riserve certe sviluppate 337 milioni di boe a seguito dell’avanzamento delle attività di sviluppo, degli start-up della produzione e della revisione di progetti. I principali passaggi a riserve certe sviluppate sono relativi ai giacimenti di Kashagan (Kazakhstan), CAFC-MLE e Blocco 208 (Algeria), Jasmine (Regno Unito) e Zubair (Iraq).

Gli investimenti di sviluppo sostenuti nel corso dell’anno sono pari a circa €2 miliardi.

La maggior parte delle riserve certe non sviluppate vengono riclassificate a riserve certe sviluppate generalmente in un arco temporale che non supera i 5 anni. Le riserve certe non sviluppate relative a taluni progetti possono rimanere tali per 5 o più anni a seguito di diverse motivazioni, tra cui le difficili condizioni operative in aree remote, limitazioni nella disponibilità di infrastrutture e nella capacità degli impianti o l’esistenza di vincoli contrattuali e altri fattori che possono condizionare i tempi di avvio e i livelli di produzione. Eni valuta circa 0,8 miliardi di boe di riserve certe non sviluppate rimaste tali per 5 o più anni, concentrate principalmente in: (i) Kazakhstan nel giacimento di Kashagan (0,4 miliardi di boe) che residuano dopo lo start-up della fase 1 dello sviluppo (Experimental Program) associate al completamento delle facilities e della campagna di drilling (per maggiori approfondimenti si rimanda al paragrafo “Principali iniziative di esplorazione e di sviluppo"); (ii) alcuni giacimenti a gas in Libia (0,3 miliardi di boe) dove lo sviluppo delle riserve e gli avvii in produzione sono programmati in funzione dell’adempimento degli obblighi di consegna derivanti da contratti di fornitura di gas di lungo termine; (iii) altri progetti minori dove le attività di sviluppo sono in corso.

Riserve certe di petrolio e gas naturale

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Petrolio e condensati (milioni di barili)

Gas naturale (milioni di metri cubi)

Idrocarburi (milioni di boe)

Petrolio e condensati (milioni di barili)

Gas naturale (milioni di metri cubi)

Idrocarburi (milioni di boe)

Petrolio e condensati (milioni di barili)

Gas naturale (milioni di metri cubi)

Idrocarburi (milioni di boe)

Società consolidate

2011

2012

2013

Italia

259

70.520

707

227

46.201

524

220

43.329

499

Sviluppate

184

55.989

540

165

37.512

406

177

35.835

408

Non sviluppate

75

14.531

167

62

8.689

118

43

7.494

91

Resto d’Europa

372

40.360

630

351

37.317

591

330

35.341

557

Sviluppate

195

28.156

374

180

26.184

349

179

25.587

343

Non sviluppate

177

12.204

256

171

11.133

242

151

9.754

214

Africa Settentrionale

917

175.303

2.031

904

157.418

1.915

830

148.162

1.783

Sviluppate

622

86.929

1.175

584

77.013

1.080

561

68.864

1.003

Non sviluppate

295

88.374

856

320

80.405

835

269

79.298

780

Africa Sub-Sahariana

670

55.186

1.021

672

58.341

1.048

723

67.202

1.155

Sviluppate

483

40.699

742

456

40.477

716

465

36.666

701

Non sviluppate

187

14.487

279

216

17.864

332

258

30.536

454

Kazakhstan

653

46.642

950

670

57.701

1.041

679

55.402

1.035

Sviluppate

215

41.917

482

203

39.686

458

295

42.144

566

Non sviluppate

438

4.725

468

467

18.015

583

384

13.258

469

Resto dell’Asia

106

19.405

230

82

15.925

184

128

21.089

263

Sviluppate

34

14.958

129

41

10.538

108

38

8.101

90

Non sviluppate

72

4.447

101

41

5.387

76

90

12.988

173

America

132

16.699

238

154

12.709

236

147

14.397

240

Sviluppate

92

10.887

162

109

9.453

170

96

8.769

153

Non sviluppate

40

5.812

76

45

3.256

66

51

5.628

87

Australia e Oceania

25

17.103

133

24

16.197

128

22

24.001

176

Sviluppate

25

13.909

112

24

13.003

107

20

15.894

123

Non sviluppate

 

3.194

21

 

3.194

21

2

8.107

53

Totale società consolidate

3.134

441.218

5.940

3.084

401.809

5.667

3.079

408.923

5.708

Sviluppate

1.850

293.444

3.716

1.762

253.866

3.394

1.831

241.860

3.387

Non sviluppate

1.284

147.774

2.224

1.322

147.943

2.273

1.248

167.063

2.321

Società in joint venture e collegate

 

 

 

 

 

 

 

 

Resto d’Europa

 

50

 

 

2

 

 

 

 

Sviluppate

 

3

 

 

2

 

 

 

 

Non sviluppate

 

47

 

 

 

 

 

 

 

Africa Settentrionale

17

568

21

17

460

20

16

421

19

Sviluppate

16

498

19

17

460

20

16

418

19

Non sviluppate

1

70

2

 

 

 

 

3

 

Africa Sub-Sahariana

22

9.580

83

16

10.007

81

15

9.350

75

Sviluppate

4

108

4

 

 

 

 

 

 

Non sviluppate

18

9.472

79

16

10.007

81

15

9.350

75

Resto dell’Asia

110

85.880

656

114

86.183

668

1

803

7

Sviluppate

 

665

5

8

11.388

82

 

382

3

Non sviluppate

110

85.215

651

106

74.795

586

1

421

4

America

151

37.015

386

119

95.006

730

116

94.955

726

Sviluppate

25

237

26

19

164

20

19

151

18

Non sviluppate

126

36.778

360

100

94.842

710

97

94.804

708

Totale società in joint venture e collegate

300

133.093

1.146

266

191.658

1.499

148

105.529

827

Sviluppate

45

1.511

54

44

12.014

122

35

951

40

Non sviluppate

255

131.582

1.092

222

179.644

1.377

113

104.578

787

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Totale riserve certe

3.434

574.311

7.086

3.350

593.467

7.166

3.227

514.452

6.535

Sviluppate

1.895

294.955

3.770

1.806

265.880

3.516

1.866

242.811

3.427

Non sviluppate

1.539

279.356

3.316

1.544

327.587

3.650

1.361

271.641

3.108

Impegni contrattuali di fornitura

Eni vende le produzioni di petrolio e gas naturale sulla base di differenti schemi contrattuali. Alcuni di questi contratti, per lo più inerenti alle vendite di gas, stabiliscono termini di fornitura di quantità fisse e determinabili.

Eni, sulla base dei contratti o degli accordi esistenti, ha l’obbligo contrattuale di consegnare, nell’arco dei prossimi tre anni, una quantità di idrocarburi pari a circa 348 milioni di boe, principalmente gas naturale a controparti terze prodotto dai propri campi localizzati principalmente in Algeria, Australia, Egitto, Libia, Nigeria e Norvegia.

I contratti di vendita prevedono varie formule di prezzo fisse e variabili legate generalmente ai prezzi di mercato del petrolio, del gas naturale o di altri prodotti petroliferi. Il management ritiene di poter soddisfare gli impegni contrattuali di fornitura in essere principalmente tramite la produzione delle proprie riserve certe sviluppate e in alcune circostanze integrando le proprie disponibilità con acquisti di prodotto da terzi. La produzione è prevista coprire circa il 75% degli impegni di fornitura. Eni ha rispettato tutti gli impegni contrattuali di consegna a oggi in essere.

(1) I report degli ingegneri indipendenti sono disponibili sul sito Eni all’indirizzo www.eni.com nella sezione Documentazione/Relazione finanziaria annuale 2009.

(2) Dal 1991 al 2002 la società DeGolyer and MacNaughton a cui è stata affiancata, a partire dal 2003, anche la società Ryder Scott.

(3) I report degli ingegneri indipendenti sono disponibili sul sito Eni all’indirizzo www.eni.com nella sezione Documentazione/Relazione finanziaria annuale 2013.

(4) Incluse le riserve delle società in joint venture e collegate.

(5) Il tasso di rimpiazzo organico delle riserve è il rapporto tra gli incrementi delle riserve certe (al netto delle cessioni e acquisizioni dell’anno) e la produzione dell’anno. Il tasso di rimpiazzo all sources è il rapporto tra gli incrementi delle riserve certe (comprese le operazioni di portafoglio) e la produzione dell’anno. Un valore superiore al 100% indica che nell’anno le promozioni a riserve certe sono state superiori ai volumi di riserve prodotte. Il tasso di rimpiazzo delle riserve non può essere considerato un indicatore delle performance produttive future perché l’evoluzione nello sviluppo delle riserve ha per sua natura una componente di rischiosità e incertezza in relazione ad una molteplicità di fattori, tra cui: il successo nello sviluppo di nuovi giacimenti, il completamento delle infrastrutture, l’impatto delle regolamentazioni dell’industria degli idrocarburi, rischi geopolitici, rischi geologici, rischi ambientali, l’evoluzione dei prezzi del petrolio e del gas naturale.