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Exploration & Production

Per quanto concerne la divisione Exploration & Production, nel 2009 si è assistito ad una forte riduzione dell' l'utile operativo adjusted (-44.9%) rispetto al 2008, per effetto della flessione dei prezzi di realizzo in dollari del petrolio e del gas (- 32,2% e – 29,8% rispettivamente) e della minore produzione venduta (- 9,2 milioni di boe). Questi fattori negativi sono stati parzialmente assorbiti dall'effetto positivo del deprezzamento dell'euro rispetto al dollaro (circa € 500 milioni). L'utile netto adjusted, invece è diminuito di € 4.022 milioni (-50,9%) per effetto della variazione dell'utile operativo, dei minori proventi su partecipazioni e dell'aumento del tax rate (+ 4,1%).
Nel 2010 l'utile operativo adjusted è stato di € 13.884 milioni, aumentando quindi di €4.400 milioni rispetto al 2009, (+46,4%), per effetto principalmente dell'aumento dei prezzi di realizzo in dollari degli idrocarburi (petrolio + 27,8%; gas naturale +7,1%). Inoltre hanno contribuito in positivo il deprezzamento dell'euro rispetto al dollaro (circa € 400 milioni) e i minori costi di ricerca esplorativa. Questi fattori positivi sono stati parzialmente assorbiti dai maggiori costi operativi e ammortamenti di sviluppo in relazione all'entrata in esercizio di nuovi giacimenti. L'utile netto adjusted (di € 5.600 milioni) è aumentato di € 1.722 milioni rispetto al 2009 per effetto del miglioramento della performance operativa. I principali driver di crescita sono stati le produzioni incrementali di 12 giacimenti avviati nell'esercizio, in particolare lo start-up del giacimento Zubair in Iraq, e delle regimazioni che hanno contribuito complessivamente per circa 90 mila boe/giorno, parzialmente assorbiti dai declini dei giacimenti maturi. L'effetto netto dei minori entitlement nei Production Sharing Agreement (PSA) dovuti all'aumento del prezzo del petrolio e il venir meno dei tagli OPEC ha inciso in positivo per circa 10000 boe/giorno.
Nel prossimo quadriennio Eni prevede un tasso di crescita medio annuo di oltre il 2,5% con l'obiettivo di superare i 2 milioni di barili/giorno nel 2013, con un prezzo del Brent di 65 dollari/barile, facendo leva sulla crescita organica nelle aree core dell'Africa e dell'Asia centrale. Tale previsione dovrà comunque fare i conti con l'attuale situazione nel territorio libico, fonte di incertezze per la futura produzione di gas e petrolio.
Il tasso di rimpiazzo all sources delle riserve è stato del 96%, corrispondente ad una vita utile residua di 10,2 anni al 31 dicembre 2009 (10 anni nel 2008). È stata ampliata la resource base di oltre 1 miliardo di boe grazie al successo dell'attività esplorativa in Venezuela con la scoperta giant Perla, in Angola, Ghana e Golfo del Messico. Tutto ciò con una spesa per esplorazione inferiore del 30% rispetto al 2008.
Nei grafici di seguito si può osservare la produzione di petrolio e condensati per area geografica e la produzione di gas naturale per area geografica:


Tratto da IL CASO ENI S.P.A. di Gennaro Civero
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