Profilo dell'Anno

Algeria

Nell'aprile 2011 Eni e Sonatrach hanno firmato un accordo di cooperazione per l'esplorazione e lo sviluppo di idrocarburi non convenzionali nel Paese, in particolare di risorse di shale gas.

Australia

Nel maggio 2011 Eni ha 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. L'accordo prevede l'acquisizione del 50% e il ruolo di operatore relativamente alla prima scoperta attraverso il finanziamento della perforazione di due pozzi di appraisal. Eni ha inoltre la facoltà di rilevare il 50% anche nel giacimento di Blackwood a fronte dell'acquisizione di rilievi sismici e della perforazione di un altro pozzo. Inoltre è riconosciuta a Eni l'opzione di acquisire un ulteriore quota del 25% nei giacimenti attraverso il finanziamento delle attività necessarie per raggiungere la Final Investment Decision (FID).

Indonesia

Nel maggio 2011 Eni si è aggiudicata al 100% i diritti di esplorazione con il ruolo di operatore del Blocco Arguni I nel bacino di Bintuni, dalle notevoli potenzialità. Il programma di commitment prevede la perforazione di due pozzi nei primi tre anni del periodo di validità della licenza.

Sudafrica

Nel giugno 2011 Eni ha firmato 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 per la produzione di energia elettrica e liquidi da gas (GTL), flussi di prodotti raffinati e sostegno nella realizzazione di centrali elettriche con la finalità di favorire lo sviluppo economico del Paese. Saranno valutate possibili opzioni di utilizzo economico degli impianti di stoccaggio di Saldanha, localizzati strategicamente tra i mercati asiatici, americani ed europei.

Chimica Verde

Nel giugno 2011 Eni, tramite la controllata Polimeri Europa, e Novamont SpA hanno firmato un protocollo d'intesa per la riconversione del sito Eni di Porto Torres in un polo di "chimica verde" destinato alla produzione di plastiche e altri prodotti petrolchimici biodegradabili (bio-lubrificanti, bio-additivi) per i quali si prevedono significativi tassi di crescita nel medio-lungo termine. Tali prodotti saranno ottenuti, attraverso una catena produttiva integrata, a partire da materie prime rinnovabili di origine vegetale. Novamont contribuirà alla joint venture fornendo le tecnologie e il proprio know-how nella chimica verde, mentre Eni metterà a disposizione il sito, le infrastrutture e il personale qualificato, nonché la propria esperienza industriale, tecnico-ingegneristica e commerciale nel settore petrolchimico. Nell'ambito di tale progetto, Eni ha in programma di realizzare una centrale elettrica a biomasse e di eseguire interventi di bonifica e risanamento ambientale. I progetti descritti comporteranno un investimento complessivo di circa €1,2 miliardi che sarà sostenuto in via diretta o tramite la joint venture nel periodo 2011-2016.

Egitto

Nel luglio 2011 Eni e le Autorità di Stato dell'Egitto hanno raggiunto un accordo per rilanciare le attività petrolifere nel Paese. Sono state definite nuove iniziative nelle aree del Deserto Occidentale, nel Mar Mediterraneo e nella zona del Sinai, che riguarderanno sia lo sviluppo, attraverso la perforazione di pozzi aggiuntivi e l'accelerazione della produzione da nuove scoperte, sia l'esplorazione, con la perforazione di 12 pozzi. Inoltre Eni promuoverà diverse iniziative nel campo della sostenibilità e a favore delle comunità locali.

Belgio

Nel luglio 2011 Eni ha firmato un accordo con NV Noun Energy per l'acquisizione della controllata Noun Belgium NV, che commercializza gas ed energia elettrica ai segmenti industriale e residenziale in Belgio. Il perfezionamento dell'accordo è soggetto all'approvazione delle competenti autorità.

Ucraina

Nell'aprile 2011 Eni e la società Cadogan Petroleum plc hanno definito i termini per l'acquisizione da parte Eni di un'interessenza in due licenze di esplorazione e sviluppo in aree comprese nel bacino Dniepr-Donetz, in Ucraina. L'acquisizione si inquadra nell'ambito della promozione di iniziative comuni nell'esplorazione e produzione di idrocarburi nel Paese, sancita dal Memorandum d'Intesa con il Ministro ucraino dell'Ecologia e delle Risorse Naturali.

Alaska

Nel febbraio 2011 è stata avviata la produzione del giacimento Nikaitchuq (Eni operatore con il 100%), nell'offshore dell'Alaska, nell'area del North Slope, che contiene risorse di 220 milioni di barili. Il picco produttivo è stimato in 28 mila barili/giorno.

Cina

Nel gennaio 2011 Eni e PetroChina hanno firmato un Memorandum of Understanding per promuovere iniziative congiunte nello sviluppo degli idrocarburi convenzionali e non convenzionali in Cina e all'estero. L'accordo prevede l'applicazione di tecnologie avanzate nell'ambito dello sfruttamento di risorse non convenzionali.

Angola

Nel gennaio 2011 Eni si è aggiudicata il diritto per l'esplorazione e il ruolo di operatore del Blocco 35 nell'offshore profondo angolano, con una quota del 30%. Il contratto prevede la perforazione di 2 pozzi e la realizzazione di rilievi sismici tridimensionali da effettuarsi nei primi 5 anni di attività esplorativa. L'operazione è soggetta ad approvazione da parte delle competenti autorità.

• Norvegia, con l'importante scoperta a olio e gas di Skrugard nella licenza PL 532 (Eni 30%) con riserve recuperabili stimate in circa 250 milioni di barili al 100% e per la quale si prevede uno sviluppo in via accelerata;
• Stati Uniti, con il pozzo di appraisal ad olio e gas Hadrian North nel Blocco KC919 (Eni 25%) nel Golfo del Messico;
• Ghana, con il pozzo di appraisal Sankofa-2 e la scoperta di Gye Nyame entrambi mineralizzati a gas e condensati, nella licenza offshore di Cape Three Points (Eni operatore con il 47,22%);
• Venezuela, con i pozzi di appraisal Perla 4 e 5 nel blocco Cardon IV (Eni 50%) ha consentito di incrementare il potenziale del giacimento ad oltre 450 miliardi di metri cubi di gas in place al 100%. Il target produttivo pari a circa 10 milioni di metri cubi/giorno è previsto nel 2013;
• Regno Unito, con l'appraisal della scoperta a gas e condensati di Culzean (Eni 16,95%);
• Angola, con il pozzo di scoperta Mukuvo-1 e di appraisal Cinguvu-2 entrambi mineralizzati a petrolio nel Blocco 15/06 (Eni 35%, operatore), nell'ambito del progetto West Hub, sanzionato nel 2010. Lo start-up produttivo è atteso nel 2013, con una produzione di picco pari a 22 mila barili/giorno;
• Egitto, con attività near field: (i) nella concessione Belayim (Eni 100%) con i due pozzi di scoperta a olio di BB-10 e BLNE-1, allacciati alle facility produttive presenti nell'area; (ii) nella development lease Abu Madi West (Eni 75%) con le due scoperte a gas di Nidoco West e Nidoco East. È in corso il collegamento alle facility produttive; (iii) nella development lease Meleiha (Eni 56%) con i pozzi di scoperta mineralizzati a olio di Aman SW e Dorra-1X, entrambi avviati in produzione;
• Pakistan,con il pozzo esplorativo Kadanwari-27, nell'omonimo permesso (Eni 18,42%).

Nel primo trimestre i principali successi esplorativi sono stati ottenuti:

• con il pozzo di appraisal Sankofa-2 nella licenza offshore di Cape Three Points (Eni operatore con il 47,22%), in Ghana;
• con la scoperta a olio e gas naturale di Skrugard nella licenza PL532 (Eni 30%), nel mare di Barents norvegese;
• con il pozzo di appraisal Perla 4 dell'omonima scoperta nel blocco offshore Cardon IV (Eni 50% operatore), in Venezuela;
• con l'appraisal della scoperta a gas e condensati di Culzean (Eni 16,95%), nel Regno Unito.

Nel 2010 la produzione di idrocarburi è stata un record con 1,815 milioni di barili/giorno. Su base omogenea, la crescita rispetto al 2009 è stata dell'1,1% per effetto degli avvii di 12 giacimenti pianificati per il 2010, in particolare lo start-up del giacimento Zubair in Iraq nel quarto trimestre che hanno contribuito complessivamente con 40 mila boe/giorno di produzione incrementale e produrranno 230 mila boe/giorno di picco. Nel prossimo quadriennio Eni prevede un tasso di crescita medio annuo di oltre il 3% con l'obiettivo di superare i 2,05 milioni di barili/giorno nel 2014, con un prezzo del Brent di 70 dollari/barile, facendo leva sulla crescita organica.

Le riserve certe di idrocarburi al 31 dicembre 2010 determinate sulla base del riferimento Brent a 79 dollari/barile ammontano a 6,84 miliardi di boe. Il tasso di rimpiazzo all sources delle riserve è stato del 125% su base omogenea. Escludendo l'effetto prezzo nei PSA, il tasso di rimpiazzo si ridetermina nel 135%. La vita utile residua è di 10,3 anni.

Le vendite di gas naturale sono state di 97,06 miliardi di metri cubi, in flessione del 6,4% rispetto al 2009 a causa delle perdite di volumi nel mercato nazionale dovute all'intensificarsi della pressione competitiva in un contesto di forte oversupply. In crescita le vendite nei mercati europei target. Il rafforzamento della leadership nel mercato europeo, le azioni di marketing volte a consolidare la base clienti in Italia, nonché le rinegoziazioni dei contratti di fornitura di lungo termine sosterranno il recupero dei volumi Eni nel prossimo quadriennio, con l'obiettivo di crescita in Italia e nei mercati target europei a un tasso medio annuo del 5%.

Nel novembre 2010 è stata costituita con la società di Stato venezuelana PDVSA la joint venture che svilupperà il giacimento giant di olio pesante Junin 5, nella Faja dell'Orinoco, che contiene volumi di olio in place certificati di 35 miliardi di barili. Il first oil è atteso nel 2013 al livello iniziale di 75 mila barili/giorno; il plateau produttivo di 240 mila barili/giorno è atteso nel 2018. L'attività di appraisal eseguita nel corso dell'anno ha confermato il giacimento Perla una delle maggiori scoperte a gas degli ultimi anni e la maggiore di sempre in Venezuela, con volumi di gas in place pari a oltre 400 miliardi di metri cubi. Il giacimento sarà sviluppato in modalità early production per ridurre il time to market, con avvio nel 2013.

Nell'ambito dello sviluppo del giacimento giant Zubair, Eni nel quarto trimestre ha iniziato il recupero dei costi per le attività svolte nel campo e il riconoscimento della remuneration fee con l'ottenimento del target incrementale (+10%) della produzione iniziale di circa 180 mila barili/giorno. Eni con il 32,8% è capofila del consorzio che svilupperà il giacimento per il periodo di 20 anni con target produttivo di 1,2 milioni di barili/giorno nel corso dei prossimi sei anni.

Nel febbraio 2011 è stata avviata la produzione del giacimento Nikaitchuq (Eni operatore con il 100%), nell'offshore dell'Alaska, nell'area del North Slope, che contiene risorse di 220 milioni di barili. Il picco produttivo è stimato in 28 mila barili/giorno. Nel gennaio 2011 Eni si è aggiudicata il diritto per l'esplorazione e il ruolo di operatore del Blocco 35 nell'offshore profondo angolano, con una quota del 30%. L'operazione è soggetta ad approvazione da parte delle competenti autorità. Nel gennaio 2011 Eni e PetroChina hanno firmato un Memorandum of Understanding per promuovere iniziative congiunte nello sviluppo degli idrocarburi convenzionali e non convenzionali in Cina e all'estero. Nel dicembre 2010 Eni e Gazprom hanno firmato l'estensione fino al 2012 dello strategic agreement del 2006 che consolida la partnership di lungo termine tra le due società nella realizzazione di progetti comuni nel midstream e downstream gas, nell'upstream e nella cooperazione tecnologica. Nel dicembre 2010 Eni ha acquisito il controllo della società Altergaz, attiva nella commercializzazione di gas ai segmenti retail e middle in Francia. Nel novembre 2010 Eni e il governo dell'Ecuador hanno rinnovato i termini del contratto di servizio del giacimento a olio Villano che scade nel 2023. L'accordo prevede l'estensione dell'area operata con l'inclusione della scoperta a olio di Oglan, con volumi in place di 300 milioni di barili, il cui sviluppo avverrà in sinergia con le facility produttive installate. Nel dicembre 2010 Eni ha acquisito la società Minsk Energy Resources, titolare di tre licenze esplorative nel bacino baltico in Polonia relative ad aree a elevato potenziale di shale gas. Nell'agosto 2010 è stato acquisito il 55% e l'operatorship nel Blocco esplorativo onshore Ndunda, nella Repubblica Democratica del Congo. Nell'ottobre 2010 Eni si è aggiudicata con una quota del 100% il ruolo di operatore nei Blocchi esplorativi offshore 1 e 2 nell'area del Dahomey Basin in Togo. L'area interessata è relativamente inesplorata ed è contigua al Tano Basin dove si sono registrate importanti scoperte.

Nell'ambito del processo di ottimizzazione del portafoglio upstream, nell'ottobre 2010 è stato ceduto a Gas Plus il 100% della Società Padana Energia, società titolare di permessi di esplorazione, sviluppo e produzione nel Nord Italia. Nel maggio 2010 è stato firmato con un'affiliata di Petrobras il contratto preliminare di compravendita della Gas Brasiliano Distribuidora, società interamente controllata da Eni titolare della concessione di distribuzione e vendita del gas in un'area dello Stato di San Paolo, Brasile. Il contratto è in attesa di ratifica da parte delle competenti autorità brasiliane. Nell'aprile 2010 è stato ceduto alla compagnia di Stato libica NOC (National Oil Corporation) il 25% e il controllo della GreenStream BV, la società che possiede e gestisce il gasdotto di importazione del gas naturale dalla Libia all'Italia.

Sono in corso le procedure di dismissione delle partecipazioni Eni nei gasdotti di importazione dal Nord Europa e dalla Russia TENP/Transitgas e TAG nell'ambito degli impegni concordati il 29 settembre 2010 con la Commissione Europea per chiudere senza accertamento dell'illecito e, quindi, senza sanzioni, un procedimento antitrust avente ad oggetto asseriti comportamenti anticoncorrenziali nel mercato europeo del gas a carico Eni.