Accordo definitivo sul progetto di Kashagan

Il 31 ottobre 2008 i partner del consorzio North Caspian Sea Production Sharing Agreement (NCSPSA) e le Autorità Kazakhe hanno firmato l'accordo definitivo che implementa il nuovo framework contrattuale e di governance del progetto di sfruttamento del giacimento Kashagan sulla base del Memorandum of Understanding del 14 gennaio 2008. Il first oil è atteso a fine 2012. Il plateau produttivo di fase 1 (Experimental Program) è stimato a 300 mila barili/giorno, con una capacità produttiva installata a completamento della fase 1 di 370 mila barili/giorno nel 2014. La capacità produttiva della fase 1 aumenterà infine a 450 mila barili/giorno con l'utilizzo di ulteriore capacità di compressione per la re-iniezione che verrà resa disponibile con l'avvio degli impianti offshore della fase 2 dello sviluppo.

• È stato perfezionato l'accordo con la società inglese Tullow Oil Limited per l'acquisizione della quota del 52% e dell'operatorship dei giacimenti della Hewett Unit nel Mare del Nord e relative infrastrutture, in prossimità del gasdotto Interconnector. L'obiettivo è di trasformare alcuni giacimenti esauriti dell'area in campi di stoccaggio della capacità di 5 miliardi di metri cubi a supporto della modulazione stagionale della domanda di gas in Regno Unito.
• È stata perfezionata l'acquisizione delle totalità delle azioni ordinarie della società canadese First Calgary Petroleum Ltd, attiva nell'esplorazione e sviluppo di idrocarburi in Algeria. L'acquisizione attribuisce alla società un valore di circa 605 milioni di euro. L'avvio della produzione è previsto nel 2011 con il raggiungimento di un plateau produttivo di circa 30 mila barili di petrolio equivalente (boe)/giorno (quota Eni) entro il 2012.
• È stato perfezionato con effetti economici dal 1° gennaio 2008 l'accordo minerario strategico definito nell'ottobre 2007 tra Eni e la società petrolifera di Stato NOC che, tra l'altro, estende la durata dei titoli minerari Eni in Libia fino al 2042 per le produzioni a olio e al 2047 per quelle a gas, e pone le basi per la realizzazione di importanti progetti di valorizzazione delle riserve gas del Paese.
• È stata completata l'acquisizione della compagnia britannica indipendente Burren Energy Plc, per un valore complessivo di circa 2,4 miliardi di euro (di cui 0,6 miliardi per l'acquisto di azioni nel 2007). Nel 2008 gli asset Burren hanno prodotto 25 mila barili/giorno in Congo e in Turkmenistan. A seguito dell'operazione, è stato acquisito il controllo della società indiana Hindustan Oil Exploration Limited (Eni 47,18%).
• Sono stati ottenuti permessi esplorativi in Angola, Algeria, Alaska, Gabon, Golfo del Messico, Indonesia, Norvegia, e Regno Unito. La superficie acquisita si estende per 57.361 chilometri quadrati in quota Eni, di cui il 99% in qualità di operatore.

Nel 2008 è continuato il costante impegno di Eni nella definizione di partnership strategiche, con l'applicazione del "Modello di cooperazione Eni" che integra al business tradizionale dell'esplorazione e produzione di idrocarburi, le azioni di sostenibilità sul territorio:

• È stato definito un accordo di cooperazione con la Repubblica del Congo per l'estrazione di olio non convenzionale dai depositi di sabbie bituminose di Tchikatanga e Tchikatanga-Makola della superficie di circa 1.790 chilometri quadrati che in base a stime preliminari contengono rilevanti quantità di risorse. Eni intende valorizzare tali risorse attraverso la tecnologia proprietaria EST (Eni Slurry Technology) in grado di convertire completamente il barile pesante in prodotti leggeri di elevata qualità. L'accordo comprende anche la realizzazione, entro il 2009, di una centrale elettrica da 450 MW (Eni 20%) alimentata con il gas associato del campo di M'Boundi e la collaborazione nella produzione di bio-diesel.
• È stato firmato un Memorandum of Understanding con la società Sonangol per la definizione di un modello integrato di cooperazione e sviluppo industriale in Angola. I principali termini dell'accordo riguardano lo sviluppo di attività petrolifere onshore e la realizzazione di infrastrutture energetiche nel Paese attraverso la valorizzazione del gas associato, nonché la collaborazione nella produzione di bio-carburanti.
• È stato rinnovato il Memorandum of Understanding con la società petrolifera brasiliana Petrobras per lo sviluppo di progetti congiunti nella produzione e raffinazione di petrolio, produzione e commercializzazione di bio-carburanti e lo studio delle possibili opzioni per la valorizzazione delle riserve di gas naturale scoperte da Eni nell'offshore del Brasile.
• Sono state definite nuove partnership strategiche con la società di Stato Venezuelana PDVSA. Gli accordi prevedono: la definizione di un piano di sviluppo di un'area petrolifera nella Faja dell'Orinoco, che in base a stime preliminari contiene grandi riserve di olio pesante; l'esplorazione e lo sviluppo di due aree nel Mar dei Caraibi con risorse a gas che saranno eventualmente valorizzate attraverso un progetto GNL.
• È stato definito un accordo con la società di stato Qatar Petroleum International per l'individuazione di opportunità congiunte di investimento nell'esplorazione e sviluppo degli idrocarburi.
• È stato firmato un Partnership Agreement con lo Stato di Papua Nuova Guinea per l'avvio di un programma esplorativo e di identificazione di opportunità di sviluppo di progetti oil & gas nel Paese. Inoltre l'accordo prevede il lancio di progetti anche nel campo della generazione elettrica e nelle energie alternative e rinnovabili.
• È stato firmato un Memorandum of Understanding con la società di Stato colombiana Ecopetrol per l'individuazione di opportunità congiunte di investimento in iniziative esplorative.

(a) Prima dell'eliminazione dei ricavi infrasettoriali.  
(b) Dall'esercizio 2008 l'utile operativo adjusted di settore è dettagliato nelle aree di business "Exploration & Production" e "Stoccaggi Gas Italia"; coerentemente sono riclassificati i dettagli per aree di business dei periodi di confronto.  
(c) Include bonus esplorativi.  
(d) Include la quota Eni delle joint venture e collegate valutate con il metodo del patrimonio netto.  
(e) Include il 30% delle riserve delle tre società russe del gas ex-Yukos acquisite al 60% nel 2007, assumendo l'avvenuto esercizio dell'opzione d'acquisto del 51% attribuita a Gazprom. In considerazione della call option attribuita a Gazprom, anche le riserve relative al 20% posseduto in OAO Gazprom Neft non sono state incluse.   
(f) Determinato solo per le società consolidate.