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Situazione in Libia

Dal 22 febbraio 2011, alcune attività di produzione petrolifera, di gas naturale e le forniture tramite il gasdotto GreenStream sono state sospese.
Gli impianti non hanno subito alcun danneggiamento e tali sospensioni non pregiudicano la capacità di Eni di assicurare ai propri clienti l'approvvigionamento di gas. Eni è tecnicamente in grado di riportare la produzione di gas a livelli vicini ai precedenti, una volta che la situazione tornerà alla normalità.
Gli effetti della situazione libica sui risultati economici e sui flussi finanziari saranno funzione del suo protrarsi nel tempo al momento non prevedibile.
La produzione di idrocarburi si è ridotta dal livello atteso di circa 280 mila boe/giorno ad un livello attuale di circa 70-75 mila boe/giorno di gas totalmente destinato alla produzione locale di energia elettrica. Il capitale investito netto alla data di bilancio è di circa 2,5 miliardi di dollari inclusa la quota di competenza (50%) della GreenStream BV.

Sviluppi in Iraq e Venezuela

Nell'ambito dello sviluppo del 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.

È stata costituita la joint-venture con la società di Stato venezuelana PDVSA che svilupperà il giacimento giant a 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 previsto nel 2018.

L'attività di appraisal eseguita nel corso dell'anno ha confermato Perla come una delle maggiori scoperte a gas degli ultimi anni e la maggiore di sempre in Venezuela, con un ammontare di volumi di gas in place pari a oltre 400 miliardi di metri cubi. La scoperta sarà sviluppata in modalità early production per ridurre il time-to-market, con avvio entro il 2013 al livello iniziale di 8,5 milioni di metri cubi/giorno.

Investimenti di esplorazione e sviluppo

Nel 2010 sono stati investiti 9.690 milioni di euro per la valorizzazione degli asset nelle aree di consolidata presenza quali Africa, Golfo del Messico e Asia centrale.
L'attività esplorativa dell'anno (1.012 milioni di euro) ha conseguito numerosi successi esplorativi in particolare con l'appraisal della scoperta giant di Perla in Venezuela e le scoperte nel Blocco 15/06 nell'offshore angolano.Inoltre ulteriori importanti scoperte sono state effettuate nel Mare del Nord, Egitto, Pakistan, Indonesia, Nigeria e, tramite Galp (Eni 33%), in Brasile.
Sono stati completati 47 nuovi pozzi esplorativi (23,8 in quota Eni), con un tasso di successo commerciale del 41% (39% in quota Eni). A fine esercizio risultano 9 ulteriori pozzi in progress (3,8 in quota Eni).
Sono stati investiti 8.578 milioni di euro nel completamento di importanti progetti di sviluppo, in particolare in Kazakhstan, Congo, Stati Uniti, Algeria, Egitto e Norvegia.

• È stata acquisita la quota del 55% e il ruolo di operatore nel blocco esplorativo onshore Ndunda, nella Repubblica Democratica del Congo.
  
• Sono stati firmati con il Ministero dell'Energia e delle Risorse Minerarie del Togo due contratti per l'esplorazione e la produzione di idrocarburi nell'offshore del Paese. Eni ha acquisito con una quota del 100% il ruolo di operatore di due Blocchi nel Dahomey Basin.
  
• È stata acquisita la società Minsk Energy Resources titolare di tre licenze esplorative nel bacino baltico in Polonia relative ad aree a elevato potenziale di shale gas. L'inizio delle operazioni di perforazione è previsto nella seconda metà del 2011.
  
• È stato acquisito il diritto per l'esplorazione e il ruolo di operatore del Blocco 35 nell'offshore profondo angolano (Eni 30%). L'operazione è soggetta ad approvazione da parte delle competenti autorità.
  
• È stato firmato uno Strategic Framework Agreementcon il Ministero del Petrolio egiziano per nuove iniziative nelle attività di esplorazione, produzione e trasporto di idrocarburi.
  
• È stato firmato un Memorandum of Understanding con la compagnia di stato PetroChina per promuovere iniziative congiunte nello sviluppo degli idrocarburi convenzionali e non convenzionali in Cina e all'estero.
  
• Sono stati rinnovati i termini del contratto di servizio del giacimento a olio di 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.
  
• Le recenti scoperte effettuate nel Blocco 15/06 (Eni 35%, operatore) nell'offshore angolano saranno sviluppate in via accelerata nell'ambito del progetto sanzionato West Hub. Lo startup è atteso nel 2013 con un picco produttivo di 22 mila barili/giorno.
  
• Sono stati ottenuti permessi esplorativi in Pakistan e Venezuela.
  
• Nell'ambito del processo di ottimizzazione del portafoglio upstream, è stato ceduto a Gas Plus il 100% della Società Padana Energia, società titolare di permessi di esplorazione, sviluppo e produzione nel Nord Italia.