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Riserve di petrolio e gas naturale

Le definizioni utilizzate da Eni per la valutazione e classificazione delle riserve certe di petrolio e gas sono in accordo con la Regulation S-X 4-10 della U.S. Securities and Exchange Commission.

Le riserve certe sono rappresentate secondo le disposizioni del FASB Extractive Activities - oil&gas (Topic 932).

Le riserve certe sono le quantità di idrocarburi che, attraverso l’analisi di dati geologici e di ingegneria, possono essere stimate economicamente producibili con ragionevole certezza in giacimenti noti, a partire da una certa data, secondo le condizioni economiche, i metodi operativi, e le norme governative esistenti, antecedenti le scadenze contrattuali, a meno che il rinnovo sia ragionevolmente certo, senza distinzione tra l’uso di metodi probabilistici o deterministici usati per la stima. Il progetto di sviluppo deve essere iniziato oppure l’operatore deve avere la ragionevole certezza che inizierà entro un tempo ragionevole.

Le condizioni economiche esistenti includono prezzi e costi usati per la determinazione della producibilità economica del giacimento. I prezzi sono determinati come media aritmetica semplice dei prezzi di chiusura rilevati il primo giorno di ciascuno dei 12 mesi dell’esercizio, salvo i casi in cui il loro calcolo derivi dall’applicazione di formule contrattuali in essere.

Nel 2011 il prezzo del marker Brent di riferimento è stato di 111 dollari/barile.

Le riserve certe non comprendono le quote di riserve e le royalty di spettanza di terzi.

Le riserve certe di petrolio e gas sono classificate come sviluppate e non-sviluppate.

Le riserve certe sviluppate sono le riserve recuperabili attraverso pozzi esistenti, con impianti e metodi operativi esistenti, oppure possono riguardare quei casi in cui i costi degli interventi da sostenere sui pozzi esistenti sono relativamente inferiori rispetto al costo di un nuovo pozzo.

Le riserve certe non sviluppate sono le riserve recuperabili attraverso nuovi pozzi in aree non perforate, oppure da pozzi esistenti che richiedono costi consistenti per la loro messa in produzione.

Dal 1991 Eni attribuisce a società di ingegneri petroliferi indipendenti, tra i più qualificati sul mercato, il compito di effettuare una valutazione1 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 indipendenti2. 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 della valutazione indipendente condotta nel 2011 da Ryder Scott Company e DeGolyer and MacNaughton2 hanno confermato, come in passato, la ragionevolezza delle valutazioni interne.

In particolare nel 2011 sono state oggetto di valutazioni indipendenti riserve certe per circa il 32% delle riserve Eni al 31 dicembre 20113. Nel triennio 2009-2011 le valutazioni indipendenti hanno riguardato l’85% del totale delle riserve certe. Al 31 dicembre 2011 il principale giacimento non sottoposto a valutazione indipendente nell’ultimo triennio è Kashagan (Kazakhstan).

Eni opera tramite Production Sharing Agreement (PSA) in diversi Paesi esteri dove svolge attività di esplorazione e produzione di petrolio e gas. Le riserve certe relative ai PSA sono stimate in funzione dei costi da recuperare (Cost oil) e del Profit oil di spettanza Eni e includono le quote di idrocarburi equivalenti agli obblighi di imposte a carico di Eni assolte in suo nome e per suo conto dalle società petrolifere di Stato che partecipano alle attività di estrazione e produzione. Le riserve certe relative ai PSA rappresentano il 57%, il 55% e il 49% del totale delle riserve certe in barili di petrolio equivalenti rispettivamente per gli anni 2009, 2010 e 2011. Effetti analoghi a quelli dei PSA si producono nei contratti di service e buy-back; le riserve certe relative a tali contratti rappresentano il 2%, il 3% e l’1% del totale delle riserve certe in barili di petrolio equivalenti rispettivamente per gli anni 2009, 2010 e 2011.

Sono inclusi nelle riserve: (i) i volumi di idrocarburi in eccesso rispetto ai costi da recuperare (Excess Cost Oil) che l’impresa ha l’obbligo di ritirare a titolo oneroso in base agli accordi con la società petrolifera di Stato in alcune fattispecie di PSA. Le riserve iscritte in base a tale obbligo rappresentano lo 0,3%, lo 0,6% e lo 0,8% del totale delle riserve certe in barili di olio equivalenti rispettivamente per gli anni 2009, 2010 e 2011; (ii) le quantità di gas naturale destinate all’autoconsumo; (iii) le quantità di idrocarburi afferenti all’impianto di liquefazione di Angola LNG; (iv) i volumi di gas naturale presenti nei campi di stoccaggio di Eni in Italia. Le riserve di gas in questi campi sono costituite dalle riserve residue di giacimento e dai volumi di gas immessi in periodi successivi provenienti da altri campi di proprietà di Eni. Non sono inclusi i volumi di terzi o acquistati da terzi. Il gas prelevato dagli stoccaggi risulta prodotto e quindi dedotto dai volumi delle riserve certe quando venduto.

I metodi di valutazione delle riserve certe, l’andamento delle produzioni future e degli investimenti per lo sviluppo hanno un margine di incertezza. L’accuratezza delle stime è funzione della qualità delle informazioni disponibili e delle valutazioni di tipo ingegneristico e geologico. I successivi risultati dei pozzi, delle verifiche e della produzione possono comportare delle revisioni, in aumento o in diminuzione, delle valutazioni iniziali. Anche le variazioni dei prezzi del petrolio e del gas naturale hanno un effetto sui volumi delle riserve certe perché le valutazioni delle riserve si basano sui prezzi e sui costi alla data in cui sono effettuate. Le valutazioni delle riserve potrebbero conseguentemente divergere anche in misura significativa dai volumi di petrolio e di gas naturale che saranno effettivamente prodotti.

Le tabelle che seguono indicano le variazioni annuali delle valutazioni delle riserve certe, sviluppate e non sviluppate, di petrolio (compresi condensati e liquidi di gas naturale) e di gas naturale di Eni per gli anni 2009, 2010 e 2011.

(1) Dal 1991 al 2002 la società DeGolyer and MacNaughton a cui è stata affiancata, a partire dal 2003, la società Ryder Scott.
(2) I report degli ingegneri indipendenti sono disponibili sul sito Eni all’indirizzo eni.com nella sezione “Documentazione/Relazione finanziaria annuale 2011”.
(3) Incluse le riserve delle società in joint venture e collegate.

Riserve certe di idrocarburi (milioni di boe)
2009 Italia(a) Resto d’Europa Africa Settentrionale Africa Sub-Sahariana Kazakhstan Resto
dell’Asia(b)
America Australia
e Oceania
Totale
Società consolidate
Riserve al 31 dicembre 2008 681 525 1.922 1.146 1.336 265 235 132 6.242
di cui: sviluppate 465 417 1.229 827 647 168 133 62 3.948
non sviluppate 216 108 693 319 689 97 102 70 2.294
Acquisizioni 2 24 26
Revisioni di precedenti stime 74 65 76 102 (72) (26) 44 (2) 261
Miglioramenti di recupero assistito 13 10 14 37
Estensioni e nuove scoperte 10 79 121 6 44 13 9 282
Produzione (62) (91) (207) (129) (43) (47) (53) (6) (638)
Cessioni (1) (1)
Riserve al 31 dicembre 2009 703 590 1.922 1.141 1.221 236 263 133 6.209
Società in joint venture e collegate
Riserve al 31 dicembre 2008 17 8 622 19 666
di cui: sviluppate 13 4 83 7 107
non sviluppate 4 4 539 12 559
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime Miglioramenti di recupero assistito 1 2 3
Estensioni e nuove scoperte 1 14 15
Produzione (3) (1) (1) (3) (8)
Cessioni (314) (314)
Riserve al 31 dicembre 2009 15 22 309 16 362
Riserve al 31 dicembre 2009 703 590 1.937 1.163 1.221 545 279 133 6.571
Sviluppate 490 432 1.278 804 614 183 181 122 4.104
consolidate 490 432 1.266 799 614 139 168 122 4.030
joint venture e collegate 12 5 44 13 74
Non sviluppate 213 158 659 359 607 362 98 11 2.467
consolidate 213 158 656 342 607 97 95 11 2.179
joint venture e collegate 3 17 265 3 288
  1. Le riserve certe al 31 dicembre 2008 e 2009 comprendono rispettivamente 21.112 e 21.766 milioni di metri cubi di gas naturale nei campi di stoccaggio in Italia.
  2. Le riserve certe delle società in joint venture e collegate al 31 dicembre 2008 includono il 60% delle tre società russe ex-Yukos. A partire dal 2009, a seguito dell’esercizio della call option del 51% da parte di Gazprom i valori sono rappresentati al 29,4%.
Riserve certe di idrocarburi (milioni di boe)
2010 Italia(a) Resto d’Europa Africa Settentrionale Africa Sub-Sahariana Kazakhstan Resto dell’Asia America Australia
e Oceania
Totale
Società consolidate
Riserve al 31 dicembre 2009 703 590 1.922 1.141 1.221 236 263 133 6.209
di cui: sviluppate 490 432 1.266 799 614 139 168 122 4.030
non sviluppate 213 158 656 342 607 97 95 11 2.179
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime 97 34 353 116 (56) 104 13 661
Miglioramenti di recupero assistito 1 1 2
Estensioni e nuove scoperte 57 39 22 1 2 4 125
Produzione (67) (80) (218) (145) (39) (46) (48) (10) (653)
Cessioni (9) (1) (2) (12)
Riserve al 31 dicembre 2010 724 601 2.096 1.133 1.126 295 230 127 6.332
Società in joint venture e collegate
Riserve al 31 dicembre 2009 15 22 309 16 362
di cui: sviluppate 12 5 44 13 74
non sviluppate 3 17 265 3 288
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime 9 1 10 (1) 19
Miglioramenti di recupero assistito 12 12
Estensioni e nuove scoperte 1 6 120 127
Produzione (2) (1) (2) (4) (9)
Cessioni
Riserve al 31 dicembre 2010 23 28 317 143 511
Riserve al 31 dicembre 2010 724 601 2.119 1.161 1.126 612 373 127 6.843
Sviluppate 554 405 1.237 817 543 182 167 117 4.022
consolidate 554 405 1.215 812 543 139 141 117 3.926
joint venture e collegate 22 5 43 26 96
Non sviluppate 170 196 882 344 583 430 206 10 2.821
consolidate 170 196 881 321 583 156 89 10 2.406
joint venture e collegate 1 23 274 117 415
  1. Le riserve certe al 31 dicembre 2009 e 2010 comprendono rispettivamente 21.766 e 21.728 milioni di metri cubi di gas naturale nei campi di stoccaggio in Italia.
Riserve certe di idrocarburi (milioni di boe)
2011 Italia(a) Resto d’Europa Africa Settentrionale Africa Sub-Sahariana Kazakhstan Resto dell’Asia America Australia
e Oceania
Totale
Società consolidate
Riserve al 31 dicembre 2010 724 601 2.096 1.133 1.126 295 230 127 6.332
di cui: sviluppate 554 405 1.215 812 543 139 141 117 3.926
non sviluppate 170 196 881 321 583 156 89 10 2.406
Acquisizioni 2 2
Revisioni di precedenti stime 48 94 88 12 (137) (26) 10 17 106
Miglioramenti di recupero assistito 2 2 2 6
Estensioni e nuove scoperte 1 13 3 14 40 71
Produzione (68) (78) (158) (133) (39) (39) (42) (11) (568)
Cessioni (2) (7) (9)
Riserve al 31 dicembre 2011 707 630 2.031 1.021 950 230 238 133 5.940
Società in joint venture e collegate
Riserve al 31 dicembre 2010 23 28 317 143 511
di cui: sviluppate 22 5 43 26 96
non sviluppate 1 23 274 117 415
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime 37 73 13 123
Miglioramenti di recupero assistito 1 1
Estensioni e nuove scoperte 19 268 233 520
Produzione (2) (1) (2) (4) (9)
Cessioni
Riserve al 31 dicembre 2011 21 83 656 386 1.146
Riserve al 31 dicembre 2011 707 630 2.052 1.104 950 886 624 133 7.086
Sviluppate 540 374 1.194 746 482 134 188 112 3.770
consolidate 540 374 1.175 742 482 129 162 112 3.716
joint venture e collegate 19 4 5 26 54
Non sviluppate 167 256 858 358 468 752 436 21 3.316
consolidate 167 256 856 279 468 101 76 21 2.224
joint venture e collegate 2 79 651 360 1.092
  1. Le riserve certe al 31 dicembre 2010 e 2011 comprendono rispettivamente 21.728 e 21.728 milioni di metri cubi di gas naturale nei campi di stoccaggio in Italia.
Riserve certe di petrolio (milioni di barili)
2009 Italia Resto d’Europa Africa Settentrionale Africa Sub-Sahariana Kazakhstan Resto dell’Asia(a) America Australia e Oceania Totale
Società consolidate
Riserve al 31 dicembre 2008 186 277 823 783 911 106 131 26 3.243
di cui: sviluppate 111 222 613 576 298 92 74 23 2.009
non sviluppate 75 55 210 207 613 14 57 3 1.234
Acquisizioni 2 2
Revisioni di precedenti stime 57 40 129 78 (36) (35) 36 1 270
Miglioramenti di recupero assistito 8 10 15 33
Estensioni e nuove scoperte 10 74 38 5 44 12 8 191
Produzione (20) (48) (105) (113) (26) (21) (26) (3) (362)
Cessioni
Riserve al 31 dicembre 2009 233 351 895 770 849 94 153 32 3.377
Società in joint venture e collegate
Riserve al 31 dicembre 2008 14 8 101 19 142
di cui: sviluppate 11 4 11 7 33
non sviluppate 3 4 90 12 109
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte 1 1
Produzione (2) (1) (3) (6)
Cessioni (51) (51)
Riserve al 31 dicembre 2009 13 7 50 16 86
Riserve al 31 dicembre 2009 233 351 908 777 849 144 169 32 3.463
Sviluppate 141 218 669 548 291 52 93 23 2.035
consolidate 141 218 659 544 291 45 80 23 2.001
joint venture e collegate 10 4 7 13 34
Non sviluppate 92 133 239 229 558 92 76 9 1.428
consolidate 92 133 236 226 558 49 73 9 1.376
joint venture e collegate 3 3 43 3 52
  1. Le riserve certe delle società in joint venture e collegate al 31 dicembre 2008 includono il 60% delle tre società russe ex-Yukos. A partire dal 2009, a seguito dell’esercizio della call option del 51% da parte di Gazprom i valori sono rappresentati al 29,4%.
Riserve certe di petrolio (milioni di barili)
2010 Italia Resto d’Europa Africa Settentrionale
Africa Sub-Sahariana
Kazakhstan Resto dell’Asia America Australia e Oceania Totale
Società consolidate
Riserve al 31 dicembre 2009 233 351 895 770 849 94 153 32 3.377
di cui: sviluppate 141 218 659 544 291 45 80 23 2.001
non sviluppate 92 133 236 226 558 49 73 9 1.376
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime 38 17 178 75 (37) 62 2 335
Miglioramenti di recupero assistito 1 1 2
Estensioni e nuove scoperte 25 13 22 1 61
Produzione (23) (44) (108) (116) (24) (17) (22) (3) (357)
Cessioni (1) (2) (3)
Riserve al 31 dicembre 2010 248 349 978 750 788 139 134 29 3.415
Società in joint venture e collegate
Riserve al 31 dicembre 2009 13 7 50 16 86
di cui: sviluppate 10 4 7 13 34
non sviluppate 3 3 43 3 52
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime 8 (6) (2)
Miglioramenti di recupero assistito 12 12
Estensioni e nuove scoperte 117 117
Produzione (2) (1) (4) (7)
Cessioni
Riserve al 31 dicembre 2010 19 6 44 139 208
Riserve al 31 dicembre 2010 248 349 997 756 788 183 273 29 3.623
Sviluppate 183 207 674 537 251 44 87 20 2.003
consolidate 183 207 656 533 251 39 62 20 1.951
joint venture e collegate 18 4 5 25 52
Non sviluppate 65 142 323 219 537 139 186 9 1.620
consolidate 65 142 322 217 537 100 72 9 1.464
joint venture e collegate 1 2 39 114 156
Riserve certe di petrolio (milioni di barili))
2011 Italia Resto d’Europa Africa Settentrionale Africa Sub-Sahariana Kazakhstan Resto dell’Asia America Australia e Oceania Totale
Società consolidate
Riserve al 31 dicembre 2010 248 349 978 750 788 139 134 29 3.415
di cui: sviluppate 183 207 656 533 251 39 62 20 1.951
non sviluppate 65 142 322 217 537 100 72 9 1.464
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime 34 58 10 14 (112) (20) 1 (15)
Miglioramenti di recupero assistito 2 2 2 6
Estensioni e nuove scoperte 9 2 11 17 39
Produzione (23) (44) (75) (100) (23) (13) (20) (4) (302)
Cessioni (2) (7) (9)
Riserve al 31 dicembre 2011 259 372 917 670 653 106 132 25 3.134
Società in joint venture e collegate
Riserve al 31 dicembre 2010 19 6 44 139 208
di cui: sviluppate 18 4 5 25 52
non sviluppate 1 2 39 114 156
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime 11 6 11 28
Miglioramenti di recupero assistito 1 1
Estensioni e nuove scoperte 6 60 4 70
Produzione (2) (1) (4) (7)
Cessioni
Riserve al 31 dicembre 2011 17 22 110 151 300
Riserve al 31 dicembre 2011 259 372 934 692 653 216 283 25 3.434
Sviluppate 184 195 638 487 215 34 117 25 1.895
consolidate 184 195 622 483 215 34 92 25 1.850
joint venture e collegate 16 4 25 45
Non sviluppate 75 177 296 205 438 182 166 1.539
consolidate 75 177 295 187 438 72 40 1.284
joint venture e collegate 1 18 110 126 255
Riserve certe di gas naturale (milioni di metri cubi)
2009 Italia(a) Resto d’Europa Africa Settentrionale Africa Sub-Sahariana Kazakhstan Resto dell’Asia (a) America Australia e Oceania Totale
Società consolidate
Riserve al 31 dicembre 2008 80.499 40.241 178.715 59.011 69.007 25.802 16.994 17.163 487.432
di cui: sviluppate 57.522 31.762 100.161 40.873 56.762 12.441 9.615 6.263 315.399
non sviluppate 22.977 8.479 78.554 18.138 12.245 13.361 7.379 10.900 172.033
Acquisizioni 15 3.853 3.868
Revisioni di precedenti stime 2.749 4.227 (8.753) 4.021 (5.763) 1.476 1.212 (485) (1.316)
Miglioramenti di recupero assistito 715 715
Estensioni e nuove scoperte 54 722 13.571     52 188 104 14.691
Produzione (6.746) (6.775) (16.626) (2.828) (2.673) (4.268) (4.390) (502) (44.808)
Cessioni (64) (50) (114)
Riserve al 31 dicembre 2009 76.556 39.066 166.907 60.219 60.571 23.062 17.807 16.280 460.468
Società in joint venture e collegate
Riserve al 31 dicembre 2008 382 54 84.966 85.402
di cui: sviluppate 300 17 11.576 11.893
non sviluppate 82 37 73.390 73.509
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime 94 95 267 46 502
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte 2.275 2.275
Produzione (57) (7) (331) (2) (397)
Cessioni (42.791) (42.791)
Riserve al 31 dicembre 2009 419 2.417 42.111 44 44.991
Riserve al 31 dicembre 2009 76.556 39.066 167.326 62.636 60.571 65.173 17.851 16.280 505.459
Sviluppate 56.643 34.853 99.038 41.572 52.651 21.402 14.352 15.991 336.502
consolidate 56.643 34.853 98.724 41.430 52.651 15.269 14.317 15.991 329.878
joint venture e collegate 314 142 6.133 35 6.624
Non sviluppate 19.913 4.213 68.288 21.064 7.920 43.771 3.499 289 168.957
consolidate 19.913 4.213 68.183 18.789 7.920 7.793 3.490 289 130.590
joint venture e collegate 105 2.275 35.978 9 38.367
  1. Le riserve certe al 31 dicembre 2008 e 2009 comprendono rispettivamente 21.112 e 21.766 milioni di metri cubi di gas naturale nei campi di stoccaggio in Italia.
  2. Le riserve certe delle società in joint venture e collegate al 31 dicembre 2008 includono il 60% delle tre società russe ex-Yukos. A partire dal 2009, a seguito dell’esercizio della call option del 51% da parte di Gazprom i valori sono rappresentati al 29,4%.
Riserve certe di gas naturale (milioni di metri cubi)
2010 Italia(a) Resto d’Europa Africa Settentrionale
Africa Sub-Sahariana
Kazakhstan Resto dell’Asia America Australia e Oceania Totale
Società consolidate                  
Riserve al 31 dicembre 2009 76.556 39.066 166.907 60.219 60.571 23.062 17.807 16.280 460.468
di cui: sviluppate 56.643 34.853 98.724 41.430 52.651 15.269 14.317 15.991 329.878
non sviluppate 19.913 4.213 68.183 18.789 7.920 7.793 3.490 289 130.590
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime 6.626 1.359 22.016 4.572 (5.059) 5.983 1.160 (512) 36.145
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte 3 5.016 4.135 116 138 614 10.022
Produzione (6.958) (5.782) (17.232) (4.551) (2.449) (4.497) (4.095) (989) (46.553)
Cessioni (1.350) (59) (1) (8) (1.418)
Riserve al 31 dicembre 2010 74.877 39.659 175.767 60.239 53.063 24.664 15.002 15.393 458.664
Società in joint venture e collegate
Riserve al 31 dicembre 2009 419 2.417 42.111 44 44.991
di cui: sviluppate 314 142 6.133 35 6.624
non sviluppate 105 2.275 35.978 9 38.367
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime 180 (26) 1.217 69 1.440
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte 157 957 515 1.629
Produzione (60) (9) (298) (1) (368)
Cessioni
Riserve al 31 dicembre 2010 696 3.339 43.030 627 47.692
Riserve al 31 dicembre 2010 74.877 39.659 176.463 63.578 53.063 67.694 15.629 15.393 506.356
Sviluppate 58.379 31.220 88.416 43.991 45.893 21.907 12.384 15.268 317.458
consolidate 58.379 31.220 87.789 43.884 45.893 15.856 12.211 15.268 310.500
joint venture e collegate 627 107 6.051 173 6.958
Non sviluppate 16.498 8.439 88.047 19.587 7.170 45.787 3.245 125 188.898
consolidate 16.498 8.439 87.978 16.355 7.170 8.808 2.791 125 148.164
joint venture e collegate 69 3.232 36.979 454 40.734
  1. Le riserve certe al 31 dicembre 2009 e 2010 comprendono rispettivamente 21.766 e 21.728 milioni di metri cubi di gas naturale nei campi di stoccaggio in Italia.
Riserve certe di gas naturale (milioni di metri cubi)
2011 Italia(a) Resto d’Europa Africa Settentrionale Africa Sub-Sahariana Kazakhstan Resto dell’Asia America Australia
e Oceania
Totale
Società consolidate 
Riserve al 31 dicembre 2010 74.877 39.659 175.767 60.239 53.063 24.664 15.002 15.393 458.664
di cui: sviluppate 58.379 31.220 87.789 43.884 45.893 15.856 12.211 15.268 310.500
non sviluppate 16.498 8.439 87.978 16.355 7.170 8.808 2.791 125 148.164
Acquisizioni 257 257
Revisioni di precedenti stime 2.253 5.655 12.353 (320) (4.034) (1.079) 1.447 2.720 18.995
Miglioramenti di recupero assistito 93 93
Estensioni e nuove scoperte 102 522 260 510 3.702 5.096
Produzione (6.969) (5.555) (13.077) (5.232) (2.387) (4.180) (3.452) (1.010) (41.862)
Cessioni (14) (11) (25)
Riserve al 31 dicembre 2011 70.520 40.360 175.303 55.186 46.642 19.405 16.699 17.103 441.218
Società in joint venture e collegate
Riserve al 31 dicembre 2010 696 3.339 43.030 627 47.692
di cui: sviluppate 627 107 6.051 173 6.958
non sviluppate 69 3.232 36.979 454 40.734
Acquisizioni 54 54
Revisioni di precedenti stime (64) 4.168 10.531 304 14.939
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte 2.093 32.585 36.086 70.764
Produzione (4) (64) (20) (266) (2) (356)
Cessioni
Riserve al 31 dicembre 2011 50 568 9.580 85.880 37.015 133.093
Riserve al 31 dicembre 2011 70.520 40.410 175.871 64.766 46.642 105.285 53.714 17.103 574.311
Sviluppate 55.989 28.159 87.427 40.807 41.917 15.623 11.124 13.909 294.955
consolidate 55.989 28.156 86.929 40.699 41.917 14.958 10.887 13.909 293.444
joint venture e collegate 3 498 108 665 237 1.511
Non sviluppate 14.531 12.251 88.444 23.959 4.725 89.662 42.590 3.194 279.356
consolidate 14.531 12.204 88.374 14.487 4.725 4.447 5.812 3.194 147.774
joint venture e collegate 47 70 9.472 85.215 36.778 131.582
  1. Le riserve certe al 31 dicembre 2010 e 2011 comprendono rispettivamente 21.728 e 21.728 milioni di metri cubi di gas naturale nei campi di stoccaggio in Italia.
Risultato delle attività di ricerca e produzione di idrocarburi(a) (€ milioni)
2009 Italia Resto d’Europa Africa Settentrionale Africa Sub-Sahariana Kazakhstan Resto dell’Asia America Australia
e Oceania
Totale
Società consolidate
Ricavi:
-vendite a imprese consolidate 2.274 2.583 1.738 4.386 245 41 808 29 12.104
-vendite a terzi 540 5.037 586 739 1.208 639 181 8.930
Totale ricavi 2.274 3.123 6.775 4.972 984 1.249 1.447 210 21.034
Costi operativi (271) (517) (553) (749) (153) (78) (273) (41) (2.635)
Imposte sulla produzione (148) (20) (445) (34) (647)
Costi di ricerca (40) (114) (319) (451) (20) (204) (341) (62) (1.551)
Ammortamenti e svalutazioni(b) (463) (921) (956) (1.502) (78) (535) (1.108) (186) (5.749)
Altri (oneri) proventi (125) (134) (471) (467) (186) (17) 170 (47) (1.277)
Totale risultato ante imposte attività di esplorazione
e produzione di idrocarburi
1.227 1.437 4.456 1.358 547 381 (105) (126) 9.175
Imposte sul risultato (467) (833) (3.010) (1.042) (180) (67) (2) 23 (5.578)
Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione
di idrocarburi società consolidate(c)
760 604 1.446 316 367 314 (107) (103) 3.597
Società in joint venture e collegate
Ricavi:
- vendite a imprese consolidate
- vendite a terzi 15 45 49 123 232
Totale ricavi 15 45 49 123 232
Costi operativi (11) (7) (7) (9) (34)
Imposte sulla produzione (3) (41) (44)
Costi di ricerca (6) (1) (8) (26) (41)
Ammortamenti e svalutazioni (1) (15) (35) (25) (76)
Altri (oneri) proventi 1 6 (11) (37) (41)
Totale risultato ante imposte attività di esplorazione
e produzione di idrocarburi
(5) 28 (12) (15) (4)
Imposte sul risultato 4 (14) (10) (20) (40)
Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione
di idrocarburi società in joint venture e collegates(c)
(1) 14 (22) (35) (44)
  1. I risultati delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi, derivano esclusivamente dalla differenza tra i ricavi e gli oneri direttamente connessi a queste attività comprese le relative spese generali. Non includono alcuna attribuzione di interessi passivi o di spese generali sostenute per funzioni di holding e quindi non sono necessariamente indicativi della contribuzione al risultato netto consolidato di Eni. Le relative imposte sul reddito sono calcolate applicando l’aliquota fiscale vigente nel Paese in cui l’impresa opera all’utile, ante imposte, derivante dalle attività di esplorazione e produzione. I ricavi e le imposte sul reddito includono le imposte dovute nei Production Sharing Agreement (PSA) dove l’onere tributario viene assolto dal partner a controllo statale in nome e per conto di Eni a valere sulle quote di Profit Oil.
  2. Include svalutazioni di attività per €576 milioni.
  3. L’applicazione del “Successfull Effort Method” avrebbe determinato un incremento del risultato delle società consolidate pari a €320 milioni e per le società in joint venture e collegate un incremento pari a €26 milioni.
Risultato delle attività di ricerca e produzione di idrocarburi  (€ milioni)
2010 Italia Resto d’Europa Africa Settentrionale Africa Sub-Sahariana Kazakhstan Resto dell’Asia America Australia e Oceania Totale
Società consolidate
Ricavi:
- vendite a imprese consolidate 2.725 3.006 2.094 5.314 324 34 1.139 69 14.705
- vendite a terzi 263 6.604 1.696 890 1.429 562 289 11.733
Totale ricavi 2.725 3.269 8.698 7.010 1.214 1.463 1.701 358 26.438
Costi operativi (278) (555) (593) (902) (184) (150) (292) (69) (3.023)
Imposte sulla produzione (184) (300) (700) (37) (1.221)
Costi di ricerca (35) (116) (85) (465) (6) (263) (204) (25) (1.199)
Ammortamenti e svalutazioni(a) (621) (615) (1.063) (1.739) (84) (696) (872) (84) (5.774)
Altri (oneri) proventi (560) 254 (392) (219) (161) (138) (45) (25) (1.286)
Totale risultato ante imposte attività di esplorazione
e produzione di idrocarburi
1.047 2.237 6.265 2.985 779 179 288 155 13.935
Imposte sul risultato (382) (1.296) (4.037) (1.962) (291) (119) (154) (36) (8.277)
Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società consolidate(b) 665 941 2.228 1.023 488 60 134 119 5.658
Società in joint venture e collegate
Ricavi:
- vendite a imprese consolidate
- vendite a terzi 16 65 69 206 356
Totale ricavi 16 65 69 206 356
Costi operativi (16) (9) (7) (9) (41)
Imposte sulla produzione (3) (69) (72)
Costi di ricerca (4) (2) (4) (35) (45)
Ammortamenti e svalutazioni (4) (26) (25) (17) (72)
Altri (oneri) proventi 6 12 (10) (67) (59)
Totale risultato ante imposte attività di esplorazione
e produzione di idrocarburi
(5) 40 23 9 67
Imposte sul risultato 4 (20) (17) (33) (66)
Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società in joint venture e collegate(b) (1) 20 6 (24) 1
  1. Include svalutazioni di attività per €123 milioni.
  2. L’applicazione del “Successfull Effort Method” avrebbe determinato una riduzione del risultato delle società consolidate pari a €385 milioni e per le società in joint venture e collegate una riduzione pari a €5 milioni.
Risultato delle attività di ricerca e produzione di idrocarburi (€ milioni)
2011 Italia Resto d’Europa Africa Settentrionale Africa Sub-Sahariana Kazakhstan Resto dell’Asia America Australia e Oceania Totale
Società consolidate 
Ricavi:
- vendite a imprese consolidate 3.583 3.695 1.956 5.945 411 178 1.634 93 17.495
- vendite a terzi 514 5.090 1.937 1.268 1.233 132 344 10.518
Totale ricavi 3.583 4.209 7.046 7.882 1.679 1.411 1.766 437 28.013
Costi operativi (284) (566) (483) (830) (171) (183) (364) (88) (2.969)
Imposte sulla produzione (245) (165) (853) (37) (1.300)
Costi di ricerca (38) (113) (128) (509) (6) (177) (136) (58) (1.165)
Ammortamenti e svalutazioni(a) (606) (704) (843) (1.435) (112) (486) (901) (103) (5.190)
Altri (oneri) proventi (562) 142 (508) (314) (160) (151) 125 8 (1.420)
Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi 1.848 2.968 4.919 3.941 1.230 377 490 196 15.969
Imposte sul risultato (761) (2.043) (3.013) (2.680) (413) (157) (184) (120) (9.371)
Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società consolidate(b) 1.087 925 1.906 1.261 817 220 306 76 6.598
Società in joint venture e collegate
Ricavi:
- vendite a imprese consolidate
- vendite a terzi 2 19 93 89 262 465
Totale ricavi 2 19 93 89 262 465
Costi operativi (11) (10) (9) (17) (47)
Imposte sulla produzione (1) (4) (113) (118)
Costi di ricerca (6) (5) (8) (9) (28)
Ammortamenti e svalutazioni (1) (24) (23) (21) (69)
Altri (oneri) proventi (4) 6 11 (20) (51) (58)
Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi (9) 9 65 29 51 145
Imposte sul risultato (4) (35) (32) (4) (75)
Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società in joint venture e collegate(b) (9) 5 30 (3) 47 70
  1. Include svalutazioni di attività per €189 milioni.
  2. L’applicazione del “Successfull Effort Method” avrebbe determinato un incremento del risultato delle società consolidate di €118 milioni e per le società in joint venture e collegate un incremento di €20 milioni.
Costi capitalizzati(a) (€ million)
2010 Italia Resto d’Europa Africa Settentrionale Africa Sub-Sahariana Kazakhstan Resto dell’Asia America Australia e Oceania Totale
Società consolidate
Attività relative a riserve certe 10.576 10.616 14.051 17.057 1.989 5.552 6.617 1.674 68.132
Attività relative a riserve
probabili e possibili
32 320 570 2.006 39 1.561 1.979 42 6.549
Attrezzature di supporto
e altre immobilizzazioni
270 33 1.391 716 70 21 53 6 2.560
Immobilizzazioni in corso 909 584 2.069 1.089 4.644 107 1.444 84 10.930
Costi capitalizzati lordi 11.787 11.553 18.081 20.868 6.742 7.241 10.093 1.806 88.171
Fondi ammortamento e svalutazione (8.020) (7.771) (8.558) (11.067) (756) (4.699) (5.591) (522) (46.984)
Costi capitalizzati netti
società consolidate(b)(c)
3.767 3.782 9.523 9.801 5.986 2.542 4.502 1.284 41.187
Società in joint venture e collegate
Attività relative a riserve certe 79 191 479 178 927
Attività relative a riserve
probabili e possibili
469 469
Attrezzature di supporto
e altre immobilizzazioni
7 6 3 16
Immobilizzazioni in corso 332 139 197 668
Costi capitalizzati lordi 86 523 1.093 378 2.080
Fondi ammortamento e svalutazione (73) (103) (350) (66) (592)
Costi capitalizzati netti società in joint venture e collegate(b)(c) 13 420 743 312 1.488
2011  
Società consolidate
Attività relative a riserve certe 11.356 11.481 15.519 19.539 2.523 6.136 8.976 1.889 77.419
Attività relative a riserve
probabili e possibili
31 325 582 2.893 40 1.543 1.409 204 7.027
Attrezzature di supporto e altre immobilizzazioni 285 34 1.442 923 85 41 61 13 2.884
Immobilizzazioni in corso 956 1.778 2.755 898 5.333 136 1.029 12.885
Costi capitalizzati lordi 12.628 13.618 20.298 24.253 7.981 7.856 11.475 2.106 100.215
Fondi ammortamento e svalutazione (8.633) (8.582) (9.750) (13.069) (906) (5.411) (6.806) (650) (53.807)
Costi capitalizzati netti
società consolidate(b)(c)
3.995 5.036 10.548 11.184 7.075 2.445 4.669 1.456 46.408
Società in joint venture e collegate
Attività relative a riserve certe Attività relative a riserve 2 80 240 698 330 1.350
probabili e possibili 44 271 315
Attrezzature di supporto
e altre immobilizzazioni
8 6 3 17
Immobilizzazioni in corso 2 1 1.011 185 223 1.422
Costi capitalizzati lordi 48 89 1.251 1.160 556 3.104
Fondi ammortamento e svalutazione (2) (74) (131) (388) (89) (684)
Costi capitalizzati netti società in joint venture e collegate(b) (c) 46 15 1.120 772 467 2.420
  1. I costi capitalizzati rappresentano i costi complessivi delle attività relative a riserve certe. probabili e possibili. delle attrezzature di supporto e delle altre attività utilizzate nell’esplorazione e produzione. con indicazione del fondo ammortamento e svalutazione.
  2. Gli importi comprendono oneri finanziari capitalizzati netti per €591 milioni nel 2010 e per €614 milioni nel 2011 per le società consolidate e per €6 milioni nel 2010 e €11 milioni nel 2011 per le società in joint venture e collegate.
  3. Gli importi indicati non comprendono i costi relativi all’attività di esplorazione che sono imputati all’attivo patrimoniale. per rappresentarne la natura di investimento. e ammortizzati interamente nell’esercizio in cui sono sostenuti. L’applicazione del “Successfull Effort Method” avrebbe determinato un incremento dei costi capitalizzati netti delle società consolidate pari a €3.410 milioni nel 2010 e €3.608 milioni nel 2011 e per le società in joint venture e collegate pari a €76 milioni nel 2010 e €101 milioni nel 2011.
Costi sostenuti(a) (€ milioni)
2009 Italia Resto d’Europa Africa Settentrionale Africa
Sub-Sahariana
Kazakhstan Resto dell’Asia America Australia
e Oceania
Totale
Società consolidate
Acquisizioni di riserve certe 298 27 11 131 467
Acquisizioni di riserve
probabili e possibili
54 42 83 43 222
Costi di ricerca 40 114 317 284 20 159 242 52 1.228
Costi di sviluppo(b) 742 727 1.401 2.121 1.086 423 858 462 7.820
Totale costi sostenuti
società consolidate
782 841 2.070 2.474 1.106 676 1.274 514 9.737
Società in joint venture e collegate
Acquisizioni di riserve certe
Acquisizioni di riserve probabili e possibili
Costi di ricerca 6 1 9 25 41
Costi di sviluppo© 3 62 94 47 206
Totale costi sostenuti società
in joint venture e collegate
9 63 103 72 247
2010
Società consolidate
Acquisizioni di riserve certe
Acquisizioni di riserve probabili e possibili
Costi di ricerca 34 114 84 406 6 223 119 26 1.012
Costi di sviluppo(b) 579 890 2.674 1.909 1.031 359 1.309 160 8.911
Totale costi sostenuti
società consolidate
613 1.004 2.758 2.315 1.037 582 1.428 186 9.923
Società in joint venture e collegate
Acquisizioni di riserve certe
Acquisizioni di riserve probabili e possibili
Costi di ricerca 4 2 4 35 45
Costi di sviluppo(c) 7 200 46 114 367
Totale costi sostenuti società in joint venture e collegate 11 202 50 149 412
2011
Società consolidate
Acquisizioni di riserve certe
Acquisizioni di riserve probabili e possibili 57 697 754
Costi di ricerca 38 100 128 482 6 156 60 240 1.210
Costi di sviluppo(b) 815 1.921 1.487 1.698 935 385 971 70 8.282
Totale costi sostenuti
società consolidate
853 2.021 1.672 2.877 941 541 1.031 310 10.246
Società in joint venture e collegate
Acquisizioni di riserve certe
Acquisizioni di riserve
probabili e possibili
Costi di ricerca 5 5 8 9 27
Costi di sviluppo(c) 2 3 659 68 154 886
Totale costi sostenuti società
in joint venture e collegate
7 3 664 76 163 913
  1. I costi sostenuti rappresentano gli importi capitalizzati o imputati a conto economico relativi alle attività di esplorazione e produzione.
  2. Gli importi indicati comprendono i costi relativi all’abbandono delle attività per €301 milioni nel 2009, per €269 milioni nel 2010 e per €918 milioni nel 2011.
  3. Gli importi indicati comprendono i costi relativi all’abbandono delle attività per €-6 milioni nel 2009, per €-3 milioni nel 2010 e per €15 milioni nel 2011.

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