Overview

In questo approfondimento:

  • i giacimenti onshore e offshore scoperti nel mondo
  • il successo e i risultati ottenuti grazie al dual exploration model

Successi esplorativi

L’attività esplorativa si conferma ancora elemento distintivo del modello upstream di Eni, garantendo una grande base di risorse a costi bassi, assicurando flessibilità nel breve termine e alimentando la crescita nel lungo. Nel corso del 2017 sono state aggiunte 1 miliardo di boe equity di cui 800 milioni di boe da esplorazione in house al costo unitario di circa 1 $/ barile. Dal 2014 le risorse esplorative scoperte ammontano a più di 4 miliardi di boe, quasi il doppio della produzione equity dello stesso periodo.

  • Nel febbraio 2018 è stata effettuata una scoperta gas con il pozzo Calypso 1 nel Blocco 6 (Eni 50%, operatore), nell’offshore di Cipro. Le prime analisi evidenziano la potenzialità della scoperta e confermano l’estensione del tema di ricerca di Zohr.
  • Nel febbraio 2018 sono stati firmati con la Repubblica del Libano due contratti di Esplorazione e Produzione per i Blocchi 4 e 9, situati nelle acque profonde dell’offshore del Libano. Eni partecipa con una quota del 40% in entrambi i blocchi.
  • In Oman, è stato firmato con il Governo del Sultanato e la società di stato OOCEP, l’Exploration and Production Sharing Agreement per il Blocco 52 situato nell’offshore del Paese. Contestualmente Eni e la Qatar Petroleum hanno firmato un accordo di assegnazione di una quota del blocco. L'operazione è soggetta all’approvazione delle Autorità competenti del Paese. A seguito degli accordi Eni sarà operatore dell’area con una quota del 55%.
  • In Kazakhstan, è stato firmato l’accordo con il Ministero dell’Energia e KMG per il trasferimento ad Eni del 50% dei diritti per la ricerca e la produzione di idrocarburi del blocco Isatay, situato nel Mar Caspio. Il blocco sarà operato da una joint operating company paritetica tra Eni e KMG. Eni potrà fare leva sulle sue tecnologie proprietarie, la sua leadership nell’esplorazione e la consolidata esperienza in aree sfidanti dal punto di vista tecnico e ambientale come quella del bacino del Caspio.
  • Finalizzato nel marzo 2017 un farm-in agreement per l’acquisto del 50% del Blocco 11, operato da Total, nell’offshore di Cipro. Il blocco esplorativo di 2.215 chilometri quadrati è prossimo alla scoperta di Zohr.
  • Completata con successo la campagna esplorativa dell’Area 1, nell’offshore del Messico. I successi esplorativi e la revisione dei modelli di reservoir hanno consentito di incrementare le risorse complessive del blocco a 2 miliardi di boe in posto, dei quali circa il 90% a olio. Eni ha presentato alle competenti Autorità del Paese il piano per lo sviluppo delle tre scoperte presenti nell’area. Lo start-up della produzione è previsto nel 2019.
  • Il portafoglio esplorativo è stato rinnovato attraverso l’acquisizione di oltre 97.000 chilometri quadrati in quota Eni di nuovo acreage in, oltre i citati Kazakhstan e Oman, Cipro, Costa d’Avorio, Marocco e Messico.
  • Gli investimenti nell’esplorazione ammontano a €442 milioni e hanno riguardato in particolare le attività in Cipro, Norvegia, Messico, Egitto, Libia e Costa d’Avorio nonché il completamento di 25 nuovi pozzi esplorativi (15,9 in quota Eni). A fine esercizio risultano 78 pozzi in progress (41,2 in quota Eni).

Dual Exploration Model

Il Dual Exploration Model è un elemento strutturale della strategia Eni che consente di monetizzare anticipatamente le riserve ottenute dai successi esplorativi attraverso la cessione di quote di minoranza dell'asset, mantenendo comunque il controllo e l’operatorship. Sono state concluse grazie a questa formula le cessioni:

  • di una quota complessiva del 50% della scoperta giant di Zohr. In particolare nel corso del 2017 sono state concluse le operazioni di cessione del 10% a Bp e del 30% a Rosneft. Nel marzo 2018 è stata definita la cessione di un ulteriore 10% alla Mubadala Petroleum.

Il completamento della transazione con Mubadala Petroleum è subordinato alla realizzazione di alcune condizioni e di tutte le autorizzazioni previste;

  • di una partecipazione indiretta del 25% nell’Area 4, nell’offshore del Mozambico, a ExxonMobil.
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