dcsimg
    2007 2008 2009 2010 2011
Indice di frequenza infortuni dipendenti (infortuni/ore lavorate X 1,000,000) 0,57 0,84 0,49 0,72 0,41
Indice di frequenza infortuni contrattisti   0,92 0,93 0,59 0,48 0,41
Fatality index (infortuni mortali/ore lavorate) x 100,000,000 2,34 3,54 1,77 7,90 1,83
Ricavi della gestione caratteristica(a) (€ milioni) 26.920 33.042 23.801 29.497 29.121
Utile operativo   13.433 16.239 9.120 13.866 15.887
Utile operativo adjusted   13.770 17.222 9.484 13.884 16.077
Utile netto adjusted   6.328 7.900 3.878 5.600 6.866
Investimenti tecnici   6.480 9.281 9.486 9.690 9.435
Capitale investito netto adjusted a fine periodo   23.826 30.362 32.455 37.646 42.024
ROACE adjusted (%) 30,4 29,2 12,3 16,0 17,2
Profit per boe(b) ($/boe) 14,19 16,00 8,14 11,91 16,98
Opex per boe(b)   4,99 5,45 5,77 6,14 7,28
Cash Flow per boe   25,79 32,25 23,70 25,52 31,65
Finding & Development cost(c)   43,44 28,79 28,90 19,32 18,82
Prezzi medi di realizzo degli idrocarburi(d)   53,17 68,13 46,90 55,60 72,26
Produzione di idrocarburi(d) (migliaia di boe/giorno) 1.736 1.797 1.769 1.815 1.581
Riserve certe di idrocarburi(d) (milioni di boe) 6.370 6.600 6.571 6.843 7.086
Vita utile residua delle riserve certe(d) (anni) 10,0 10,0 10,2 10,3 12,3
Tasso di rimpiazzo all sources delle riserve(d) (%) 90 135 96 125 142
Dipendenti in servizio a fine periodo (numero) 8.376 10.236 10.271 10.276 10.425
di cui: all'estero   4.446 6.182 6.388 6.370 6.628
Oil spill da incidenti (barili) 6.729 4.738 6.259 3.820 2.930
Oil spill da atti di sabotaggio e terrorismo   2.608 2.286 15.288 18.695 6.127
Acqua di formazione rieniettata (%) 30 28 39 44 43
Emissioni dirette di gas serra (milioni di tonnellate di CO2eq) 36,31 33,21 29,73 31,20 23,59
di cui: da flaring   20,07 16,54 13,84 13,83 9,55
Community investment (€ milioni) 59 65 67 72 62
  1. Prima dell’eliminazione dei ricavi infrasettoriali.
  2. Relativo alle società consolidate.
  3. Media triennale.
  4. Include la quota Eni delle joint venture e collegate valutate con il metodo del patrimonio netto.
  • Nel 2011 prosegue il trend di miglioramento degli indici infortunistici pari al -43,1% per i dipendenti e -14,6% per i contrattisti rispetto al 2010.
  • In sensibile calo le emissioni di gas serra (totali e da flaring) grazie al completamento di alcuni progetti di gas recovery in particolare in Nigeria e all’entrata a regime di due turbine in una centrale elettrica alimentata con gas associato in Congo. La performance è stata anche influenzata dalla minore attività in Libia.
  • Nel 2011 il settore E&P ha realizzato un’eccellente performance con €6.866 milioni di utile netto adjusted in aumento del 22,6% rispetto al 2010. I driver sono stati l’aumento del prezzo del petrolio e il ripristino della produzione in Libia in tempi record.
  • Il ROACE adjusted è pari al 17,2% nel 2011 (16% nel 2010).

Scoperta giant in Mozambico

La scoperta a gas giant in Mozambico supera ogni aspettativa e apre straordinarie opportunità di sviluppo in Asia dove il fabbisogno energetico cresce a ritmi sostenuti. Il pozzo esplorativo Mamba Sud e i recenti Mamba Nord e Mamba Nord Est perforati nell’Area 4 del bacino offshore di Rovuma, hanno consentito di individuare un potenziale esplorativo di almeno 1.133 miliardi di metri cubi di gas in posto. Si tratta della più importante scoperta mai realizzata da Eni in qualità di operatore.

Accordo con Rosneft

Il 25 aprile 2012, Eni e Rosneft hanno firmato un accordo di cooperazione strategica per l’esplorazione e lo sviluppo di idrocarburi nell’offshore russo del Mare di Barents e del Mar Nero. In base all’accordo saranno costituite joint venture (Eni 33,33%) per le attività nelle licenze Fedynsky e Tsentralno-Barentsevsky, nell’offshore del Mare di Barents e Zapadno-Cernomorsky nell’offshore del Mar Nero, con riserve recuperabili complessive stimate in 36 miliardi di boe. Lo scambio di tecnologie sarà elemento chiave della partnership strategica.

Ripresa delle attività in Libia

Il ripristino in tempi record delle attività Eni in Libia ha consentito di limitare l’impatto della Rivoluzione sui risultati del 2011. Gli asset Eni erogano alla data corrente circa 240 mila boe/giorno; il management prevede il recupero e la piena regimazione del plateau produttivo ante- crisi di 280 mila boe/giorno entro il secondo semestre del 2012.

Avvio del progetto Perla in Venezuela

È stato firmato con la compagnia di Stato venezuelana PDVSA il Gas Sale Agreement per lo sfruttamento commerciale della scoperta a gas giant di Perla con volumi in place di oltre 450 miliardi di metri cubi. Il piano di sviluppo prevede tre fasi con la produzione fino al 2036 di circa 246 miliardi di metri cubi e un erogato di picco pari a 34 milioni di metri cubi/giorno. Il gas sarà destinato alla domanda interna e in parte esportato. Gli investimenti riguardanti la prima fase di sviluppo sono stimati in $1,4 miliardi al 100%.

Portafoglio

Nonostante il 2011 sia stato segnato dagli eventi libici, il management ha continuato ad attuare la propria strategia di crescita di lungo termine. L’applicazione del modello di cooperazione Eni, il consolidamento della presenza nelle aree core e l’ingresso in aree ad elevato potenziale assicurano le basi per una nuova fase di sviluppo:

  • Sono stati raggiunti accordi di cooperazione con PetroChina e Sinopec per promuovere iniziative congiunte nello sviluppo degli idrocarburi convenzionali e non convenzionali rispettivamente in Cina e all’estero. Analogo accordo strategico è stato firmato con Sonatrach per l’esplorazione e lo sviluppo di idrocarburi in Algeria, in particolare di risorse di shale gas.
  • È stato ratificato un Memorandum of Understanding di ampia portata con PetroSA, la compagnia di Stato della Repubblica del Sudafrica. L’accordo è volto a promuovere iniziative congiunte nell’esplorazione e nello sviluppo di idrocarburi convenzionali e non convenzionali nel Paese e in Africa. Inoltre, Eni assicurerà forniture long-term di GNL e prodotti raffinati a sostegno dello sviluppo economico del Paese.
  • È stata acquisita dalla società Cadogan Petroleum plc un’interessenza in due licenze di esplorazione e sviluppo in aree comprese nel bacino Dniepr-Donetz, in Ucraina.
  • È stato firmato un accordo con la società MEO Australia per l’ingresso nello sviluppo delle scoperte a gas di Heron e Blackwood nel Permesso NT/P-68, nel Mar di Timor. Inoltre, è stata acquisita la quota netta del 32,5% della scoperta a gas Evans Shoal.
  • Sono stati acquisiti i contratti esplorativi con il ruolo di operatore dei Blocchi Arguni I e North Ganal, situati nell’onshore e nell’offshore indonesiano.
  • È stata acquisita, con il ruolo di operatore, la licenza esplorativa PL657 (Eni 80%) nel Mare di Barents, in prossimità del giacimento Goliat operato (Eni 65%).
  • È stato firmato con le Autorità angolane il Production Sharing Contract per l’esplorazione del Blocco 35 (Eni 30%, operatore) in un bacino offshore di grande interesse minerario.

Accordi per il giacimento Karachaganak in Kazakhstan

Il 14 dicembre 2011 le Contractors Companies del Final Production Sharing Agreement di Karachaganak hanno firmato un accordo vincolante con la Repubblica del Kazakhstan per la chiusura di tutti i contenziosi in corso e l’ingresso nel consorzio della compagnia di Stato KazMunaiGaz con il 10% e la diluizione proporzionale delle quote delle contractor companies. L’accordo diverrà effettivo entro il 30 giugno 2012 al verificarsi di una serie di condizioni sospensive.

Produzione

La produzione di idrocarburi del 2011 è stata di 1.581 mila boe/giorno, evidenziando una flessione del 12,9% rispetto al 2010 a causa essenzialmente della perdita dell’output libico. Gli elevati prezzi del petrolio hanno determinato minori entitlement nei contratti di Production Sharing Agreement (PSA) e altri schemi similari stimati in circa 30 mila boe/giorno. Al netto di tale effetto oltre che della citata forza maggiore in Libia, la produzione risulta in linea.

  • Nel 2011 i volumi sversati per oil spill da incidenti registrano una riduzione del 23%, grazie alle costanti attività di prevenzione avviate.
  • Nel corso dell’anno sono stati effettuati 11 nuovi avvii produttivi che contribuiranno con circa 80 mila boe/giorno di plateau alle produzioni di medio termine.
  • Sono state ottenute diverse decisioni finali di investimento relative, oltre al già citato giacimento Perla, ai progetti a gas del giant Samburgskoye e Urengoskoye in Siberia, nonché altri progetti in Norvegia e Golfo del Messico che contribuiranno con 140 mila boe/giorno di nuova produzione al plateau 2015.

Riserve

Le riserve certe di idrocarburi al 31 dicembre 2011 determinate sulla base del prezzo di 111 $/barile per il marker Brent raggiungono il livello di 7,09 miliardi di boe (+3,6% rispetto al 2010). Il tasso di rimpiazzo all sources delle riserve certe è stato del 142%. Escludendo l’effetto prezzo il tasso di rimpiazzo sarebbe pari al 159%. La vita utile residua è di 12,3 anni (10,3 anni al 31 dicembre 2010).

Investimenti

Nel 2011 sono stati investiti €9.435 milioni per la valorizzazione degli asset nelle aree di consolidata presenza, quali Africa, Golfo del Messico e Asia Centrale. La selettiva campagna esplorativa dell’anno (1.210 milioni di euro, +19,6% rispetto al 2010) ha riguardato il completamento di 56 nuovi pozzi esplorativi (28 in quota Eni), con un tasso di successo commerciale del 42% (38,6% in quota Eni). A fine esercizio risultano 17 pozzi in progress (9,9 in quota Eni).

  • Nel 2011 la resource base Eni è stata incrementata di 1,1 miliardi di boe con numerose scoperte esplorative. I successi esplorativi conseguiti nell’anno hanno riguardato, oltre alla citata scoperta in Mozambico, l’appraisal della scoperta giant di Perla in Venezuela, le importanti scoperte di Jangkrik North East (Eni 55%, operatore) in Indonesia e Skrugard/Havis (Eni 30%) nel Mare di Barents, le scoperte/appraisal nel Blocco 15/06 (Eni 35%, operatore) nell’offshore angolano, oltre quelle registrate nel Golfo del Messico, Ghana, Egitto, Pakistan, Regno Unito e Nigeria.
  • Sono stati investiti €7.357 milioni nel completamento di importanti progetti di sviluppo, in particolare in Norvegia, Kazakhstan, Algeria, Stati Uniti, Italia, Congo ed Egitto.
  • Nel 2011 la spesa complessiva in attività di Ricerca e Sviluppo del settore Exploration & Production è stata di €90 milioni (€98 milioni nel 2010).

www.eni.com

  • Eni S.p.a. – Sede legale
    Piazzale Enrico Mattei, 1 00144 Roma

  • Partita IVA
    n. 00905811006

  • Capitale sociale
    € 4.005.358.876,00 i.v.

  • C. F. e Registro Imprese di Roma
    n. 00484960588

  • Sedi secondarie
    Via Emilia, 1, e Piazza Ezio Vanoni, 1
    20097 – San Donato
    Milanese (MI)