Overview

Exploration & Production: performance e investimenti dell’anno
In questo approfondimento:

  • i dati relativi alle performance del 2016 nel settore Exploration & Production
  • la tabella relativa agli investimenti tecnici del 2016 nel settore Exploration & Production

Performance del 2016

Exploration & Production - Principali indicatori di performance
  201420152016
Dipendenti in servizio a fine periodo  (numero) 12.777 12.821 12.494
TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili) (infortuni registrabili/ore lavorate) x 1.000.000 0,56 0,34 0,34
di cui: dipendenti    0,20 0,22 0,34
contrattisti   0,68 0,39 0,34
Riserve certe di idrocarburi (milioni di boe) 6.602 6.890 7.490
Vita utile residua delle riserve certe (anni) 11,3 10,7 11,6
Produzione di idrocarburi (a) (migliaia di boe/giorno) 1.598 1.760 1.759
Tasso di rimpiazzo organico delle riserve   112 148 193
Profit per boe (b)(c) ($/boe) 14,5 7,4 2,7
Opex per boe (b)   8,4 7,2 6,2
Cash flow per boe   30,1 20,9 12,9
Finding & Development cost per boe (c)   21,5 19,3 13,2
Emissioni dirette di GHG (milioni di tonnellate di CO2 eq) 23,4 22,8 20,4
Emissioni di CO2 eq/produzione lorda di idrocarburi (100% operata) (d) (tonnellate di CO2 eq/tep) 0,201 0,182 0,166
% di acqua di formazione reiniettata (%) 56 56 58
Volume di gas inviato a flaring (milioni di metri cubi) 1.767 1.989 1.950
di cui: di processo   1.678 1.564 1.530
Oil spill operativi (>1 barile) (barili) 936 1.177 1.025
Interventi sul territorio derivanti da accordi, convenzioni e PSA (community investment) (€ milioni) 63 72 63
(a) Include la quota Eni delle joint venture e collegate valutate con il metodo del patrimonio netto.
(b) Relativo alle società consolidate. 
(c) Media triennale.
(d) Produzione di idrocarburi da giacimenti interamente operati da Eni (100%) pari a: 122 mln di tep, 125 mln di tep e 117 mln di tep, rispettivamente nel 2016, 2015 e 2014.

Nel 2016:
  • il trend della performance della sicurezza si conferma positivo, con l’indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR) pari allo 0,34 (in linea con il 2015). Eni continua a mantenere elevati i livelli di attenzione alla sicurezza di tutte le attività anche grazie alle continue campagne di sensibilizzazione HSE attraverso l’implementazione di progetti specifici
  • le emissioni di gas serra risultano in riduzione dell’11% rispetto all’esercizio di confronto grazie alle continue azioni di efficienza energetica, ottimizzazione della logistica e al proseguimento di progetti di contenimento delle emissioni fuggitive, in particolare in alcuni siti in Egitto, Kazakhstan, Regno Unito, Ecuador e Stati Uniti. Nel marzo 2016 è entrata in produzione in Norvegia la piattaforma Goliat che, grazie all’utilizzo di soluzioni tecnologiche avanzate, ha contribuito ulteriormente al contenimento delle emissioni da combustione. L’indice di emissione rispetto alla produzione è migliorato del 9% e risulta migliore rispetto al target di fine anno fissato
  • il trend di acqua re-iniettata continua ad attestarsi su ottimi livelli per l’industria (58% nel 2016), anche grazie alle continue campagne avviate in diversi siti produttivi, in particolare nel 2016 in Ecuador, Egitto e Congo
  • nel 2016 il settore E&P registra una riduzione del 40% di utile operativo adjusted rispetto al 2015, dovuta alla flessione dei prezzi di realizzo in dollari del petrolio e gas (-20%), nonché all’impatto del fermo di circa quattro mesi e mezzo della produzione in Val d’Agri. Tali effetti sono stati in parte compensati dalla maggiore produzione in altre aree, e da recuperi di efficienza operativa con costi operativi unitari ridotti a 6,2 $/boe (-14% rispetto al 7,2 $/boe nel 2015) e minori DD&A1(-16% rispetto al 2015)
  • la produzione di idrocarburi nel 2016 è stata di 1.759 mila boe/giorno, in linea con il 2015, nonostante il fermo in Val d’Agri. Il contributo da avvii/ramp-up è stato di circa 280 mila boe/giorno nel 2016. Produzione prevista in crescita nel 2017 al livello record di 1,84 milioni di boe/giorno (circa + 5% rispetto al 2016)
  • le riserve certe di idrocarburi al 31 dicembre 2016 ammontano a 7,5 miliardi di boe, determinate sulla base del prezzo del marker Brent di 42,8 $/barile. Il tasso di rimpiazzo organico delle riserve certe sale al 193% nel 2016, record storico per Eni. Anche considerando pro-forma la cessione del 40% di Zohr, il tasso di rimpiazzo rimane eccellente al 139%. La vita utile residua delle riserve è di 11,6 anni (10,7 anni nel 2015)

Risultati

Risultati - Exploration & Production
2014 (€ milioni)20152016Var. ass.Var. %
10.727 Utile (perdita) operativo   (959) 2.567 3.526 ..
952 Esclusione special item:   5.141 (73)    
853  - svalutazioni di asset e altre attività   5.212 (684)    
   - radiazioni pozzi esplorativi per abbandono progetti   169 7    
(70)  - plusvalenze nette su cessione di asset   (403) (2)    
24  - oneri per incentivazione all'esodo   15 24    
(5) - accantonamenti a fondo rischi     105    
(28) - derivati su commodity   12 19    
6 - differenze e derivati su cambi   (59) (3)    
172 - altro   195 461    
11.679 Utile (perdita) operativo adjusted    4.182 2.494 (1.688) (40,4)
(273) Proventi (oneri) finanziari netti (a)   (272) (55) 217  
333 Proventi (oneri) su partecipazioni (a)   254 68 (186)  
(7.170) Imposte sul reddito (a)   (3.173) (1.999) 1.174  
61,1 Tax rate (%)   76,2 79,7 3,5  
4.569 Utile (perdita) netto adjusted    991 508 (483) (48,7)
  I risultati includono:          
1.478 costi di ricerca esplorativa:   871 374 (497) (57,1)
368 - costi di prospezioni, studi geologici e geofisici   254 204 (50) (19,7)
1.110 - radiazione di pozzi di insucesso (b)   617 170 (447) (72,4)
  Prezzi medi di realizzo          
88,71 Petrolio (c) ($/barile) 46,30 39,18 (7,12) (15,4)
242,80 Gas naturale ($/migliaia di metri cubi) 160,78 115,51 (45,27) (28,2)
65,49 Idrocarburi ($/boe) 36,47 29,14 (7,33) (20,1)
(a) Escludono gli special item.          
(b) Include anche la radiazione di diritti esplorativi unproved, laddove presenti, associati ai progetti con esito negativo.      
(c) Include condensati.          

Nel 2016, il settore Exploration & Production ha conseguito l’utile operativo adjusted di 2.494 milioni di euro con una riduzione di 1.688 milioni di euro rispetto al 2015, pari al 40,4%, dovuta alla flessione dei prezzi di realizzo degli idrocarburi equity per l’andamento dello scenario petrolifero (-16,7% la riduzione riferita al Brent) e la flessione dei benchmark di riferimento delle produzioni gas in particolare in Europa e USA, nonché al fermo di circa quattro mesi e mezzo della produzione in Val d’Agri. Tali effetti sono stati parzialmente compensati dalla crescita produttiva in altre aree, dai minori opex e dai minori DD&A dovuti alla riduzione degli investimenti e ai minori valori di libro delle proprietà Oil & Gas conseguenti alle svalutazioni eseguite nel bilancio 2015 (5.212 milioni di euro). L’utile operativo adjusted è stato determinato con una rettifica positiva per special item di 73 milioni di euro relativa principalmente a:
  • riprese di valore di asset Oil & Gas svalutati in precedenti esercizi (1.440 milioni di euro) che riflettono essenzialmente la revisione al rialzo dell’assunzione di prezzo di lungo termine del Brent a 70 dollari rispetto ai precedenti 65 dollari adottata dal management ai fini delle proiezioni economico-finanziarie del piano ’17-20
  • svalutazioni di asset a gas a seguito del deterioramento dello scenario prezzi in Europa e altre proprietà Oil & Gas a causa di revisioni contrattuali, revisioni di riserve e dell’accresciuto rischio paese (complessivi 756 milioni di euro)
  • altri oneri di 461 milioni di euro relativi principalmente alla svalutazione di alcuni crediti in arbitrato nei confronti di national oil company per riflettere il prevedibile esito di negoziazioni in corso. Relativamente a taluni d questi crediti in quanto riconosciuti a titolo di minori imposte dovute si è reso esuberante ed è stato quindi oggetto di reversal il fondo imposte differite a suo tempo stanziato per un importo di 380 milioni di euro.

L’utile netto adjusted di 508 milioni di euro registra una riduzione di 483 milioni di euro, pari al 48,7%, dovuta principalmente alla contrazione del risultato operativo. Nel 2016 le imposte pagate incidono sul flusso di cassa operativo della E&P prima della variazione del working capital e delle stesse imposte pagate per circa il 32%.

Investimenti tecnici

Investimenti tecnici - Exploration & Production
(€ milioni)201420152016Var. ass.Var. %
Acquisto di riserve proved e unproved     2 2 ..
Africa Settentrionale     2    
Esplorazione 1.030 566 417 (149) (26,3)
Italia 1        
Resto d'Europa 132 133 11    
Africa Settentrionale 177 232 312    
Africa Sub-Sahariana 511 157 30    
Kazakhstan          
Resto dell'Asia 89 15 57    
America 109 29 7    
Australia e Oceania 11        
Sviluppo 9.021 9.341 7.770 (1.571) (16,8)
Italia 880 679 407    
Resto d'Europa 1.574 1.264 590    
Africa Settentrionale 832 1.570 2.447    
Africa Sub-Sahariana 3.085 2.998 2.176    
Kazakhstan 521 835 707    
Resto dell'Asia 1.105 1.333 1.213    
America 921 637 220    
Australia e Oceania 103 25 10    
Altro 105 73 65    
  10.156 9.980 8.254 (1.726) (17,3)

Gli investimenti tecnici del settore Exploration & Production (8.254 milioni di euro) hanno riguardato essenzialmente gli investimenti di sviluppo (7.770 milioni di euro), realizzati prevalentemente all’estero in particolare in Egitto, Angola, Kazakhstan, Indonesia, Iraq, Ghana e Norvegia. In Italia gli investimenti di sviluppo hanno riguardato in particolare le attività del centro oli di Viggiano in Val d’Agri nonché interventi di sidetrack e workover nelle aree mature.

Gli investimenti di ricerca esplorativa (417 milioni di euro) hanno riguardato in particolare le attività in Egitto, Indonesia, Libia e Angola. Nel 2016 la spesa di Ricerca e Sviluppo del settore Exploration & Production è stata pari a 62 milioni di euro (78 milioni di euro nel 2015).

Note

1 Ammortamenti
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