Overview

Rischi connessi alla ricerca e produzione di idrocarburi
Individuare, sviluppare e mettere in produzione risorse di gas e olio è un’attività estremamente complessa, che comporta una serie di rischi specifici. Aspetti fondamentali sono la mole di investimenti richiesti, la difficoltà degli ambienti in cui ci si trova ad operare, così come la volatilità dei prezzi degli idrocarburi e la possibilità che si verifichino eventi dannosi per l’ambiente e le persone sono alcuni. La mitigazione di questo genere di rischi è una priorità per Eni, che per questo adotta misure strategiche fin dalle fasi progettuali: dalle tecnologie per il contenimento di eventuali blow out all’elaborazione dati in tempo reale, dall’insourcing dell’ingegneria alla gestione diretta del commissioning, dalla formazione continua del personale al controllo rigoroso sulle analisi del rischio geologico, ingegneria e conduzione delle operazioni di perforazione dei pozzi critici. Questa pagina riassume la gestione dei rischi legati alle attività di ricerca e produzione di idrocarburi da parte di Eni.

Complessità operativa intrinseca

Le attività di ricerca, sviluppo e produzione d’idrocarburi comportano elevati investimenti e sono soggette a particolari rischi di carattere economico e operativo, compresi quelli riguardanti le caratteristiche fisiche dei giacimenti di petrolio e di gas. L’attività esplorativa presenta il rischio dell’esito negativo connesso alla perforazione di pozzi sterili o alla scoperta di quantità d’idro- carburi privi dei requisiti di commerciabilità. I livelli futuri di produzione d’idrocarburi Eni dipendono dalla capacità dell’azienda di rimpiazzare le riserve prodotte attraverso l’esplorazione di successo, l’applicazione di miglioramenti tecnologici in grado di massimizzare i tassi di recupero dei giacimenti in produzione, l’efficacia delle attività di sviluppo e l’esito delle negoziazioni con gli Stati detentori delle riserve. Nel caso in cui Eni non consegua un adeguato tasso di rimpiazzo delle riserve, le prospettive di crescita del Gruppo sarebbero penalizzate con impatti negativi sui cash flow e i risultati attesi.

Dall’esplorazione alla commercializzazione

Tra la fase esplorativa di successo e lo sviluppo e la commercializzazione delle riserve scoperte intercorre di norma un lungo periodo a causa della complessità delle attività di esecuzione dei progetti, che comprendono la definizione degli accordi commerciali con i partner industriali dell’iniziativa compresa la first party di Stato, la firma dei contratti gas, l’ottenimento delle autorizzazioni da parte dello Stato a un determinato schema di sviluppo delle riserve, la fase di ingegneria di dettaglio e la costruzione di impianti, piattaforme, unità di floating production, centri di trattamento, linee di esportazione e altre facilities critiche.

Condizioni esterne
Le condizioni esterne rappresentano un fattore di rischio aggiuntivo, considerato che Eni è impegnata nella realizzazione di progetti di sviluppo nell’offshore profondo e in ambienti sensibili, dove i fattori ambientali e climatici possono incidere sulla programmazione ed esecuzione delle attività realizzative. I giacimenti d’idrocarburi sono talora localizzati in ecosistemi e habitat naturali sensibili (Artide, Mar Caspio, Golfo del Messico, Mare del Nord, Mozambico e altri) nei quali la necessità di adottare i sistemi più avanzati di monitoraggio e di tutela ambientale e di capacità di risposta nel caso di eventi calamitosi comporta la dilatazione dei tempi di sviluppo e l’aumento dei costi.

Volatilità dei prezzi
La redditività dei progetti è esposta alla volatilità del prezzo del petrolio, che potrebbe attestarsi su livelli inferiori rispetto a quello sulla cui base il management ha preso la (decisione finale di investimento, FID) e all’aumento dei costi di sviluppo e produzione. Il time-to-market delle riserve è un fattore critico per la redditività dell’oil industry considerata la complessità tecnologica e logistica dei progetti per i trend dinanzi menzionati, le difficoltà esecutive dei contratti “chiavi in mano” EPC (engineering, procurement, construction).

Rischio eventi dannosi
Le attività di esplorazione e sviluppo sono esposte ai rischi operativi di eventi dannosi a carico dell’ambiente, della salute e della sicurezza delle persone e delle comunità circostanti, nonché danni alla proprietà. La gravità degli incidenti dovuti a fuoriuscite d’idrocarburi, esplosioni, collisioni marine, rischi geologici quali inattese condizioni di pressione e temperatura nel giacimento, malfunzionamenti delle apparecchiature e altri eventi negativi è potenzialmente tale da poter causare perdite di vite umane, danni ambientali e conseguentemente oneri e passività di ammontare straordinario con impatti negativi rilevanti sul business, sui risultati economici e finanziari, sulle prospettive di sviluppo del Gruppo e sulla sua reputazione, nonché sui ritorni per gli azionisti (andamento dell’azione Eni e flusso di dividendi). Tali rischi sono particolarmente avvertiti nelle operazioni deep offshore, per le quali è oggettivamente più difficoltoso intervenire in caso di incidenti, in modo speciale in ecosistemi sensibili quali il Golfo del Messico, il Mar Caspio e l’Artide (che comprende il Mare di Barents e l’Alaska), dove il Gruppo svolge attività di perforazione per la ricerca e lo sviluppo d’idrocarburi. Nel 2015 Eni ha derivato circa il 52% della produzione di idrocarburi dell’anno da installazioni offshore.

Mitigazione dei rischi

Nell’ambito delle attività di sviluppo, l’adozione negli ultimi anni di alcune mirate azioni strategiche ha contribuito alla mitigazione dei rischi sopra descritti, consentendo di conseguire contestualmente evidenti benefici in termini di riduzione del time-to-market dei progetti e di contenimento dei costi. A titolo esemplificativo rientrano tra queste iniziative: la fasatura dei progetti in accordo alla maturità delle riserve, l’insourcing dell’ingegneria nelle fasi iniziali di progetto, il miglioramento della qualità dell’ingegneria attraverso la standardizzazione/modularizzazione e la gestione diretta del commissioning. Ulteriori azioni sono state indirizzate al miglioramento della supply chain garantendo lo sfruttamento di nuove opportunità derivanti dal mercato (i.e. utilizzo di early production facilities e facilities refurbished) e all’intensificazione del controllo/monitoraggio durante le fasi di execution. Eni adotta sistemi operativi e gestionali finalizzati a mitigare per quanto possibile il rischio blow-out. La Società mantiene un controllo rigoroso sulle analisi del rischio geologico, ingegneria e conduzione delle operazioni di perforazione dei pozzi critici, operati e non operati, di tipologia HP/HT o acque profonde, prevedendo ad esempio passi autorizzativi aggiuntivi per la perforazione di nuovi pozzi, focus sulle tecnologie di produzione (materiali, attrezzature), procedure avanzate di controllo e monitoraggio con la visualizzazione e il trasferimento dei dati in tempo reale presso la sede centrale (Real Time Drilling Center) e il potenziamento dei programmi di training. I driver fondamentali per la mitigazione di tali rischi sono rappresentati in generale dalla qualità e tipologia degli asset Oil & Gas e dal controllo diretto delle operazioni.

Rischi legati al portafoglio di titoli minerari Eni

Il Gruppo ritiene di possedere un portafoglio di titoli minerari caratterizzato da un contenuto rischio operativo in virtù della loro localizzazione nell’onshore o in acque poco profonde e della bassa incidenza dei pozzi caratterizzati da condizioni di elevata pressione che sono i più rischiosi dal punto di vista operativo. In particolare il Gruppo prevede un’incidenza del 3,6% di tale tipologia di pozzi sul totale di quelli in programma nel prossimo quadriennio. La conduzione diretta delle attività consente a Eni di dispiegare le competenze, i sistemi di gestione e le pratiche operative considerate di eccellenza nella gestione e mitigazione dei rischi. Nel prossimo quadriennio il management prevede di incrementare la produzione operata lorda del 26% circa rispetto ai livelli correnti a circa 3,6 milioni di boe/giorno con l’obiettivo di ridurre il rischio indiretto derivante dalla conduzione delle operazioni da parte di terzi come nel caso dei progetti in joint venture.

Voci collegate

Il rischio di mercato

Eni gestisce attivamente i rischi di mercato, derivanti dall’andamento dei tassi di cambi, dei tassi d’interesse e dei prezzi delle commodity.

Rischio di credito

Eni gestisce in modo differenziato il rischio credito, a seconda che le sue controparti siano di natura commerciale o finanziaria.

Rischio di liquidità

Eni gestisce il rischio liquidità grazie a una specifica struttura finanziaria e allo stato attuale dispone di fonti di finanziamento adeguate.

Rischio Paese

Gran parte delle nostre operazioni si svolge in aree potenzialmente instabili, per questo dedichiamo molta attenzione alla gestione del rischio Paese.

Il rischio operation e rischi connessi in materia HS&E

Eni previene i rischi operativi legati alle sue attività industriali, rispettando la normativa internazionale e applicando best practices.

Rischi e incertezze associati con il quadro competitivo del settore europeo del gas

Eni si adatta efficacemente all’andamento del mercato europeo del gas, caratterizzato da bassa domanda, ampia offerta e forte competitività.

Rischio di coinvolgimento in procedimenti legali e indagini anticorruzione

Eni gestisce la possibilità di essere coinvolta in azioni legali stanziando un fondo specifico in bilancio e valutando i fattori di rischio.

Rischio di cyber attack

Eni è in grado di continuare o ripristinare la sua operatività in caso di interruzioni, incidenti o cyber attack ai suoi sistemi informativi.
Back to top