Rischi specifici dell’attività di ricerca e produzione di idrocarburi

Le attività di ricerca, sviluppo e produzione d’idrocarburi comportano elevati investimenti e sono soggette a particolari rischi di carattere economico e operativo, compresi quelli riguardanti le caratteristiche fisiche dei giacimenti di petrolio e di gas. L’attività esplorativa presenta il rischio dell’esito negativo connesso alla perforazione di pozzi sterili o alla scoperta di quantità d’idrocarburi privi dei requisiti di commerciabilità.

I livelli futuri di produzione d’idrocarburi Eni dipendono dalla capacità dell’azienda di rimpiazzare le riserve prodotte attraverso l’esplorazione di successo, l’applicazione di miglioramenti tecnologici in grado di massimizzare i tassi di recupero dei giacimenti in produzione, l’efficacia delle attività di sviluppo e l’esito delle negoziazioni con gli Stati detentori delle riserve. Nel caso in cui Eni non consegua un adeguato tasso di rimpiazzo delle riserve, le prospettive di crescita del Gruppo sarebbero penalizzate con impatti negati sui cash flow e i risultati attesi.

Tra la fase esplorativa di successo e lo sviluppo e la commercializzazione delle riserve scoperte intercorre di norma un lungo periodo a causa della complessità delle attività di esecuzione dei progetti che comprendono la definizione degli accordi commerciali con gli Stati detentori, la firma dei contratti gas, la costruzione di impianti, piattaforme, unità di floating production, centri trattamento, linee di esportazione e altre facilities critiche. Le condizioni esterne rappresentano un fattore di rischio aggiuntivo considerato che Eni è impegnata in misura importante nella realizzazione di progetti di sviluppo nell’offshore profondo e in ambienti remoti e ostili quali l’Artide e il Mar Caspio. Pertanto, la redditività dei progetti è esposta alla volatilità del prezzo del petrolio e all’aumento dei costi di sviluppo e produzione. Il management stima che l’industria registra un ritardo medio di circa il 20% nell’avvio dei progetti a causa delle difficoltà esecutive dei contratti “chiavi in mano” EPC (engineering, procurement, construction) dovute alle rigidità, scarsa qualità della fase di ingegneria di dettaglio e ritardi nel commissioning, nonché di strozzature e colli di bottiglia nella capacità produttiva disponibile per la realizzazione degli impianti upstream che comporta continui ritardi di consegna.

Le attività di esplorazione e sviluppo sono esposte ai rischi operativi ineliminabili di eventi dannosi a carico dell’ambiente, la salute e la sicurezza delle persone e delle comunità circostanti. La gravità degli incidenti legati a fuoriuscite d’idrocarburi, esplosioni, collisioni marine, rischi geologici quali inattese condizioni di pressione e temperature nel giacimento, malfunzionamenti delle apparecchiature e altri eventi negativi è potenzialmente tale da poter causare perdite di vite umane, danni ambientali e conseguentemente oneri e passività di ammontare straordinario con impatti negativi rilevanti sul business, sui risultati economici e finanziari, sulle prospettive di sviluppo del Gruppo e sulla reputazione. Tali rischi sono particolarmente avvertiti nelle operazioni offshore e deep offshore, per le quali è oggettivamente più difficoltoso intervenire in caso di incidenti, in modo speciale in ecosistemi sensibili quali il Golfo del Messico, il Mar Caspio e l’Artide (che comprende il Mare di Barents e l’Alaska), dove il Gruppo svolge attività di trivellazione per la ricerca e lo sviluppo d’idrocarburi. Nel 2013 Eni ha derivato circa il 55% della produzione di idrocarburi dell’anno da installazioni offshore.

Sono eseguite analisi specifiche con riguardo alle situazioni potenzialmente più critiche e all’individuazione delle misure di mitigazione più idonee al contenimento del rischio blow-out. Eni mantiene un controllo rigoroso su analisi del rischio geologico, design e conduzione delle operazioni di perforazione dei pozzi critici¹, operati e non operati, di tipologia HP/HT o acque profonde, prevedendo ad esempio step autorizzativi aggiuntivi per la perforazione di nuovi pozzi, focus sulle tecnologie di produzione (materiali, attrezzature), procedure avanzate di controllo con la visualizzazione e il trasferimento dei dati in tempo reale presso la sede (Real Time Drilling Center) e il potenziamento dei programmi di training.

I driver fondamentali per la mitigazione di tali rischi sono rappresentati in generale dalla qualità e tipologia degli asset Oil & Gas e dal controllo diretto delle operazioni. Il Gruppo ritiene di possedere un portafoglio di titoli minerari caratterizzato da un contenuto rischio operativo in virtù della loro localizzazione nell’onshore o in acque poco profonde e della bassa incidenza dei pozzi caratterizzati da condizioni di elevata pressione che sono i più rischiosi dal punto di vista operativo. In particolare il Gruppo prevede un’incidenza del 3% di tale tipologia di pozzi sul totale di quelli in programma nel prossimo quadriennio. La conduzione diretta delle attività consente a Eni di dispiegare le competenze, i sistemi di gestione e le pratiche operative considerate di eccellenza nella gestione e mitigazione dei rischi. Nel prossimo quadriennio il management pianifica di incrementare la produzione operata lorda del 33% rispetto ai livelli correnti a circa 3,7 milioni di boe/giorno con l’obiettivo di ridurre il rischio indiretto derivante dalla conduzione delle operazioni da parte di terzi come nel caso dei progetti in joint venture.