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Eni Bilancio consolidato 2009



Principali indicatori di performance

Portafoglio

- È stato ratificato il Technical Service Contract con le compagnie di Stato dell'Iraq per lo sviluppo del giacimento di Zubair (Eni 32,8%). Lo sviluppo, della durata di 20 anni estendibili per ulteriori 5, prevede il raggiungimento progressivo del target di produzione di 1,2 milioni di barili/giorno nel corso dei prossimi sei anni.

- È stato siglato un accordo con la società di Stato venezuelana PDVSA per lo sviluppo congiunto del giacimento giant a olio pesante Junin 5, nella Faja dell'Orinoco, che contiene riserve "in place" certificate di 35 miliardi di barili. La produzione è prevista in avvio nel 2013 con un plateau produttivo nella prima fase di 75 mila barili/giorno e un plateau di lungo termine di 240 mila barili/giorno.

- È stata acquisita da Quicksilver Resources Inc. la quota del 27,5% degli asset detenuti dalla società nell'area "Alliance" nel Texas settentrionale, contenente riserve di gas shale. Quicksilver mantiene il 72,5% e l'operatorship dell'iniziativa. Il prezzo della transazione è stato di 280 milioni di dollari. Nel 2009 la produzione di spettanza Eni proveniente dagli asset acquisiti è stata di 4 mila barili di petrolio equivalente (boe)/giorno, che cresceranno a circa 10 mila boe nel 2011.

- È stata acquisita la quota del 37,8% nella licenza Sanga Sanga, in Indonesia, per la produzione di gas da giacimenti di carbone (coal bed methane). I risultati degli studi preliminari condotti di recente nel blocco stimano un potenziale minerario di circa 111 miliardi di metri cubi che sarà accertato attraverso un programma di coltivazione previsto a partire dal 2010.

- Nell'ambito del processo di ottimizzazione del portafoglio upstream, è stata definita la razionalizzazione delle attività minerarie in Italia con la costituzione di tre Newco alle quali sono stati conferiti rispettivamente tre cluster di titoli raggruppati in base alla collocazione geografica: Nord Italia (Pianura Padana ed Emilia Romagna), Italia Centrale (Marche, Abruzzo, Molise) e Mezzogiorno, nell'area di Crotone. Sono in fase avanzata le trattative di vendita a terzi delle due Società Padana Energia SpA e Società Adriatica Idrocarburi SpA, conferitarie rispettivamente degli asset del Nord e Centro Italia.

- Sono stati ottenuti permessi esplorativi in Angola, Cina, Ghana, Golfo del Messico, India, Norvegia e Yemen.

Cessione delle partecipazioni negli asset russi
- Il 7 aprile 2009 Gazprom ha esercitato l'opzione di acquisto del 20% di OAO Gazprom Neft posseduto da Eni sulla base degli accordi contrattuali in essere tra i due partner. Il prezzo di esercizio dell'opzione incassato da Eni il 24 aprile 2009 pari a 3.070 milioni di euro corrisponde al prezzo di aggiudicazione in asta (3,7 miliardi di dollari), nell'ambito della liquidazione della società russa Yukos, detratti i dividendi distribuiti e aumentato della remunerazione finanziaria prevista contrattualmente nella misura del 9,4% annuo maturata fino alla data di pagamento e dei costi accessori di finanziamento. Nella stessa occasione, Eni e Gazprom hanno firmato nuovi accordi di collaborazione per l'avvio di programmi di sviluppo nel settore energetico in Russia e all'estero.

- Il 23 settembre 2009 Eni ed Enel partner al 60%-40% rispettivamente nella società OOO SeverEnergia hanno perfezionato, in forza dell'esercizio della call option, la cessione a Gazprom della quota del 51% della joint-venture che possiede le tre società russe attive nello sviluppo di riserve di gas nella regione di Yamal Nenets in Siberia. Il corrispettivo della cessione è di 940 milioni di dollari in quota Eni. Le parti hanno concordato di produrre il primo gas dal giacimento di Samburskoye entro giugno 2011 e di raggiungere il target di 150 mila boe/giorno entro 2 anni dall'avvio della produzione.

Partnership Agreement
Nel 2009, attraverso il modello di cooperazione Eni, sono state definite importanti partnership strategiche con l'obiettivo di integrare il business tradizionale con attività di sviluppo sostenibile finalizzate a promuovere elevati standard di sviluppo socio-economico:

- Nel febbraio 2009 sono stati perfezionati i tre accordi con la compagnia petrolifera angolana Sonangol nell'ambito del framework agreement firmato nell'agosto 2008, che prevedono: (i) lo studio di fattibilità dell'utilizzo di gas associato per l'alimentazione di una nuova centrale elettrica; (ii) studi e ricerche di aree onshore per la valutazione di possibili iniziative nel settore upstream; (iii) la definizione di progetti educativi e di formazione per professionisti angolani nel campo energetico.

- Nel marzo 2009 è stato firmato con il Governo del Pakistan un Protocol for Cooperation per lo sviluppo di progetti
upstream, midstream e downstream nel Paese. Eni metterà a disposizione il proprio know-how e le innovative tecnologie
nel campo dello sviluppo di giacimenti di idrocarburi.

- Nel maggio 2009 è stato firmato un accordo di cooperazione con il Ministero del Petrolio egiziano per ampliare la partnership nello sviluppo di idrocarburi. In particolare l'accordo prevede: (i) l'estensione fino al 2030 della concessione del giacimento giant Belayim (Eni 100%) nel Golfo di Suez, con l'impegno Eni di spesa per 1,5 miliardi di dollari nei prossimi 5 anni in investimenti, interventi di ottimizzazione della produzione e costi operativi; (ii) la collaborazione in future iniziative di sviluppo delle riserve di gas naturale a grandi profondità; (iii) l'avvio di iniziative nel campo della formazione e del knowledge management.

- Nell'agosto 2009 è stato firmato un accordo strategico con il Ministro del Petrolio della Repubblica Democratica del Congo al fine di avviare la cooperazione nello sviluppo delle importanti risorse di idrocarburi convenzionali e non convenzionali presenti nel Paese, la modernizzazione delle infrastrutture industriali nonché iniziative nel campo della formazione.

- Nel novembre 2009 è stato firmato un accordo di cooperazione con la compagnia petrolifera di Stato kazaka KazMunaiGas nell'ambito del Memorandum d'Intesa del luglio 2009. In particolare si prevede: (i) attività di esplorazione nelle aree di Isatay e Shangala nel Mar Caspio; (ii) studi di iniziative volte ad ottimizzare l'utilizzo del gas nel Paese; (iii) studi di possibili iniziative industriali congiunte, tra le quali l'upgrading della raffineria di Pavlodar controllata da KMG.

- Nel dicembre 2009 è stato firmato un protocollo d'intesa con il Turkmenistan allo scopo di promuovere e rafforzare la collaborazione nello sviluppo dell'industria petrolifera nel Paese. Eni, in collaborazione con l'Agenzia e le compagnie di Stato per gli idrocarburi, condurrà studi per valorizzare il potenziale minerario locale, mettendo a disposizione le proprie capacità in termini tecnologici, operativi e di sviluppo sostenibile.

Risultati finanziari
- L'utile netto adjusted di 3.878 milioni di euro è diminuito di 4.022 milioni di euro rispetto al 2008 (-50,9%) per effetto della flessione del prezzo del petrolio nei primi nove mesi, dei minori prezzi del gas naturale e della minore produzione venduta parzialmente compensati dal deprezzamento dell'euro rispetto al dollaro.

- Il ROACE adjusted è pari al 12,3% nel 2009 (29,2% nel 2008).

- I prezzi di realizzo in dollari degli idrocarburi sono diminuiti in media del 31,2% rispetto al 2008, per effetto della flessione delle quotazioni del marker di mercato Brent (-36,6%).

Produzione
- La produzione di idrocarburi del 2009 si attesta sul livello di 1.769 mila boe/giorno, in diminuzione di 28 mila boe/ giorno rispetto al 2008, pari all'1,6%. Escludendo l'effetto dei tagli produttivi OPEC (-28 mila barili/giorno), la produzione rimane sostanzialmente invariata. La minore produzione di gas destinata al mercato europeo, l'impatto di fermate non programmate di impianti e la situazione di sicurezza in Nigeria e il declino di giacimenti maturi sono stati assorbiti dai nuovi avvii/crescita nonché dall'effetto prezzo positivo nei Production Sharing Agreement (PSA) e schemi contrattuali similari (+35 mila barili/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.

Riserve
- Le riserve certe di idrocarburi al 31 dicembre 2009 determinate sulla base del prezzo di 59,9 dollari/barile per il marker Brent ammontano a 6,57 miliardi di boe (-0,4% rispetto al 2008). Il tasso di rimpiazzo all sources delle riserve certe è stato del 96%, corrispondente a una vita utile residua di 10,2 anni (10 anni al 31 dicembre 2008). Escludendo l'effetto prezzo verificatosi a fronte della crescita dei prezzi dei liquidi (il marker Brent di riferimento a fine 2008 era stato pari a 36,5 dollari/barile) il tasso di rimpiazzo sarebbe pari al 109%.

Investimenti di esplorazione e sviluppo
- Nel 2009 sono stati investititi 9.486 milioni di euro per la valorizzazione degli asset nelle aree di consolidata presenza quali Africa, Golfo del Messico e Asia centrale. L'attività esplorativa dell'anno (1.228 milioni di euro) ha conseguito numerosi successi quali la grande scoperta a gas di Perla nell'offshore venezuelano e la scoperta a olio nell'offshore angolano di Cabaça Norte. Inoltre, ulteriori importanti scoperte sono state effettuate in Ghana, nel Mare del Nord, nel Golfo del Messico e nell'offshore indonesiano.

- Sono stati completati 69 nuovi pozzi esplorativi (37,6 in quota Eni), oltre a 10 pozzi in progress a fine esercizio (4,2 in quota Eni), con un tasso di successo commerciale del 41,9% (43,6% in quota Eni).

- Sono stati investiti 7.478 milioni di euro (+16,3% rispetto al 2008) nel completamento di importanti progetti di sviluppo, in particolare in Kazakhstan, Stati Uniti, Egitto, Congo, Italia e Angola.

Riserve

Generalità
I criteri adottati per la valutazione e la classificazione delle riserve certe, sviluppate e non sviluppate, sono in linea con quanto previsto dalla "Regulation S-X Rule 4-10" emessa dalla Security and Exchange Commission (SEC). In particolare sono definite "riserve certe" le quantità stimate di liquidi (compresi i condensati e i liquidi di gas naturale) e di gas naturale che, sulla base dei dati geologici e di ingegneria, potranno con ragionevole certezza essere recuperate alle condizioni tecniche, contrattuali, economiche e operative esistenti al momento della valutazione.
I prezzi(1) utilizzati per la valutazione degli idrocarburi derivano dalle quotazioni ufficiali pubblicate da Platt's Marketwire, salvo i casi in cui il loro calcolo derivi dall'applicazione di formule contrattuali in essere. I prezzi1 sono determinati come media aritmetica semplice dei prezzi di chiusura rilevati il primo giorno di ciascuno dei 12 mesi dell'esercizio; eventuali successive variazioni sono considerate solo se previste da contratti in essere.
I metodi alla base delle valutazioni delle riserve hanno un margine intrinseco di aleatorietà. Nonostante l'esistenza di autorevoli linee guida sui criteri ingegneristici e geologici da utilizzare per la valutazione delle riserve, la loro accuratezza dipende dalla qualità delle informazioni disponibili e dalla loro interpretazione. Conseguentemente, le quantità stimate di riserve sono nel tempo soggette a revisioni, in aumento o in diminuzione, in funzione dell'acquisizione di nuovi elementi conoscitivi. Le riserve certe relative ai contratti di Concessione sono determinate applicando la quota di spettanza al totale delle riserve certe rientranti nell'area coperta dal contratto e producibili entro la loro scadenza. Le riserve certe relative ai contratti di PSA sono stimate in funzione degli investimenti da recuperare (Cost oil) e della remunerazione fissata contrattualmente (Profit oil). Un meccanismo di attribuzione analogo caratterizza i contratti di service e di buy-back.
 

Governance delle Riserve
Eni ha sempre esercitato un controllo centralizzato sul processo di valutazione delle riserve certe. Il Dipartimento Riserve della Divisione Exploration & Production ha il compito di: (i) assicurare il processo di certificazione periodica delle riserve certe; (ii) mantenere costantemente aggiornate le direttive per la loro valutazione e classificazione e le procedure interne di controllo; (iii) provvedere alle necessarie attività di formazione del personale coinvolto nel processo di stima delle riserve.
Le direttive sono state verificate da DeGolyer and Mac- Naughton (D&M), società di ingegneri petroliferi indipendenti, che ne ha attestato la conformità alla normativa SEC in vigore(2); D&M ha attestato inoltre che le direttive, laddove le norme SEC sono meno specifiche, ne forniscono un'interpretazione ragionevole e in linea con le pratiche diffuse nel mercato. Eni effettua la stima delle riserve di spettanza sulla base delle citate direttive anche quando partecipa ad attività di estrazione e produzione operate da altri soggetti.

Il processo di valutazione delle riserve, come descritto nella procedura interna di controllo, coinvolge: (i) i responsabili delle unità operative (unità geografiche) e i Local Reserves Evaluators (LRE) che effettuano la valutazione e la classificazione delle riserve tecniche (profili di produzione, costi di investimento, costi operativi e di smantellamento e di ripristino siti); (ii) i responsabili di area geografica di sede che effettuano il controllo delle valutazioni delle unità operative; (iii) il Dipartimento di Pianificazione e Controllo che effettua la valutazione economica delle riserve; (iv) il Dipartimento Riserve che, avvalendosi dei Division Reserves Evaluators (DRE), controlla in maniera indipendente rispetto alle suddette unità la congruità e la correttezza della classificazione delle riserve e ne consolida i volumi.

Il responsabile del Dipartimento Riserve ha frequentato il Politecnico di Torino conseguendo la Laurea in Ingegneria Mineraria nel 1985 e possiede un'esperienza di oltre 20 anni nel settore petrolifero e oltre 10 anni nella valutazione delle riserve.

Il personale coinvolto nel processo di valutazione possiede requisiti di professionalità adeguati alla complessità del compito ed esprime il proprio giudizio nel rispetto dell'indipendenza e della deontologia professionale. In particolare la qualifica professionale dei Reserves Evaluators è conforme agli standard internazionali definiti dalla Society of Petroleum Engineers.

Valutazione indipendente delle Riserve
Dal 1991 Eni attribuisce a società di ingegneri indipendenti tra i più qualificati sul mercato il compito di effettuare una valutazione(3) indipendente, parallela a quella interna, di una parte a rotazione delle riserve certe. Le descrizioni delle qualifiche tecniche delle persone responsabili della valutazione sono incluse nei rapporti rilasciati dalle società indipendenti2. Le loro valutazioni sono basate su dati e informazioni forniti da Eni e non verificate, con riferimento a titoli di proprietà, produzione, costi operativi e di sviluppo, accordi di vendita, prezzi ed altre informazioni. Tali informazioni sono le stesse utilizzate da Eni nel proprio processo di determinazione delle riserve certe e includono: le registrazioni delle operazioni effettuate sui pozzi, le misure della deviazione, l'analisi dei dati PVT (pressione, volume e temperatura), mappe, dati di produzione e iniezione per pozzo/giacimento/ campo, studi di giacimento, analisi tecniche sulla performance del giacimento, piani di sviluppo, costi operativi e di sviluppo futuri.

Per la determinazione delle riserve di spettanza Eni sono inoltre forniti i prezzi di vendita degli idrocarburi, le eventuali variazioni contrattuali future ed ogni altra informazione necessaria alla valutazione. Le risultanze dell'attività indipendente condotta nel 2009 da Ryder Scott Company e DeGolyer and MacNaughton(4) hanno confermato, come in passato, la ragionevolezza delle valutazioni interne.

In particolare nel 2009 sono state oggetto di valutazioni indipendenti riserve certe per circa il 28% delle riserve Eni al 31 dicembre 2009 (5). Nel triennio 2007-2009 le valutazioni indipendenti hanno riguardato l'86% del totale delle riserve certe. Al 31 Dicembre 2009 il principale campo non sottoposto a valutazione indipendente nell'ultimo triennio è il solo giacimento di Barbara (Italia).

Evoluzione
Le riserve certe a fine periodo includono la quota Eni delle riserve di società collegate e joint venture valutate con il metodo del patrimonio netto(6). L'evoluzione delle riserve certe nell'esercizio è stata la seguente:

 Riserve

Nel 2009 le promozioni nette a riserve certe (592 milioni di boe) sono riferite a: (i) revisioni di precedenti stime (+361 milioni di boe) in particolare in Egitto, Italia, Congo, Regno Unito e Stati Uniti a cui vanno dedotte le revisioni imputabili all'effetto prezzo (-103 milioni di boe) determinato sulla base della variazione del prezzo del marker Brent di riferimento, passato da 36,6 dollari/barile del 2008 a 59,9 $/barile del 2009, e i suoi conseguenti effetti sulle riserve equity nei PSA e contratti di servizio e sull'economicità delle code di produzione; (ii) nuove scoperte, estensioni ed altro (+297 milioni di boe), in particolare in Norvegia, Algeria, Iraq e Libia; (iii) miglioramenti di recupero assistito (+37 milioni di boe) in particolare in Angola, Norvegia e Libia.

Le principali promozioni hanno riguardato i giacimenti Goliat in Norvegia, Belayim in Egitto, M'Boundi in Congo, Bahr Essalam in Libia, i progetti CAFC e MLE in Algeria e il giacimento di Zubair in Iraq. Le acquisizioni si riferiscono quasi esclusivamente all'ingresso con una partecipazione del 27,5% in alcuni asset detenuti dalla società Quicksilver nell'area "Alliance" in Texas.
Nel 2009 il tasso di rimpiazzo all sources delle riserve certe(7) è stato del 96%, corrispondente ad una vita utile residua delle riserve di 10,2 anni (10 anni al 31 dicembre 2008). Escludendo l'effetto prezzo, il tasso di rimpiazzo sarebbe pari al 109%.

Riserve certe di idrocarburi
Riserve certe di petrolio e condensati
Riserve certe di gas naturale

Produzione

La produzione di idrocarburi del 2009 si attesta sul livello di 1.769 mila boe/giorno, in diminuzione di 28 mila boe/ giorno rispetto al 2008, pari all'1,6%. Escludendo l'effetto dei tagli produttivi OPEC (-28 mila barili/giorno), la produzione rimane sostanzialmente invariata. La minore produzione di gas destinata al mercato europeo, l'impatto di fermate non programmate di impianti e la situazione di sicurezza in Nigeria e il declino di giacimenti maturi sono stati assorbiti dagli avvii/crescita in Angola, Congo, Egitto, Kazakhstan, Venezuela e nel Golfo del Messico nonché dall'effetto prezzo positivo nei PSA e schemi contrattuali similari (+35 mila barili/giorno). La quota di produzione estera è stata del 90% (89% nel 2008).

La produzione di petrolio (1.007 mila barili/giorno) è diminuita di 19 mila barili/giorno rispetto al 2008 (-1,9%) per effetto dei tagli produttivi OPEC. Esclusa questa causa, l'impatto di fermate non programmate in Libia e il declino di giacimenti maturi, in particolare in Italia e nel Mare del Nord, sono stati più che compensati dalla crescita organica registrata in: (i) Angola, per l'avvio del progetto Tombua-Landana (Eni 20%) e la migliore performance del Blocco 0 (Eni 9,8%); (ii) Congo per la crescita del progetto Awa Paloukou (Eni 90%); (iii) Kazakhstan, per una migliore performance; (iv) Golfo del Messico, per l'avvio dei progetti Thunderhawk (Eni 25%), Pegasus (Eni 58%) e Longhorn (Eni 75%); (v) Venezuela, per l'entrata a regime del giacimento Corocoro (Eni 26%).

La produzione di gas naturale (124 milioni di metri cubi/ giorno) è in lieve flessione rispetto al 2008 (-0,8%). I principali aumenti sono stati registrati nel Golfo del Messico, Congo, per il contributo del progetto M'Boundi gas (Eni 83%), e Croazia, a seguito dell'avvio di Annamaria (Eni 50%). Le riduzioni hanno riguardato la Libia, per i cali nella domanda europea di gas e problemi tecnici, e il declino di giacimenti maturi in particolare in Italia.

La produzione venduta di idrocarburi è stata di 622,8 milioni di boe. La differenza di 22,9 milioni di boe rispetto alla produzione di 645,7 milioni di boe è dovuta essenzialmente ai volumi di gas naturale destinati all'autoconsumo (19,1 milioni di boe).
La produzione venduta di petrolio e condensati (365,2 milioni di barili) è stata destinata per circa il 60% al settore Refining & Marketing (di cui circa il 17% destinata alle lavorazioni Eni). La produzione venduta di gas naturale (41,9 miliardi di metri cubi) è stata destinata per il 30% al settore Gas & Power.

 

Produzione giornaliera di idrocarburi  


   Norvegia (Mare del Nord) - giacimento di Ekofisk.

                                                                                          Norvegia (Mare del Nord) - giacimento di Ekofisk.

Attività di drilling

Esplorazione
Nel 2009 sono stati ultimati 69 nuovi pozzi esplorativi(8) (37,6 in quota Eni), a fronte dei 111 (58,4 in quota Eni) del 2008 e degli 81 (43,5 in quota Eni) del 2007.
Nelle tabelle seguenti sono riportati il numero dei pozzi esplorativi classificati di successo commerciale, sterili e in progress come previsto dalle disposizioni del FASB Extractive Activities - oil&gas (Topic 932).

Il coefficiente di successo commerciale per l'intero portafoglio pozzi è stato del 41,9% (43,6% in quota Eni) a fronte del 36,5% (43,4% in quota Eni) del 2008 e del 40% (38% in quota Eni) nel 2007.

Sviluppo
Nel 2009 sono stati ultimati 418 nuovi pozzi di sviluppo (175,1 in quota Eni), a fronte dei 366 (155,1 in quota Eni) del 2008 e dei 349 (156,7 in quota Eni) del 2007.
È attualmente in corso la perforazione di 116 pozzi di sviluppo (41,2 in quota Eni) mentre i pozzi dedicati alla produzione di petrolio e gas sono 7.181 pozzi (2.417,2 in quota Eni).

Nelle tabelle seguenti sono riportati il numero dei pozzi di sviluppo classificati come produttivi, sterili, in progress e i pozzi in produzione, come previsto dalle disposizioni del FASB Extractive Activities - oil&gas (Topic 932).

Perforazione esplorativa e di sviluppo


Attività dell'anno


Pozzi in Progress

Proprietà di petrolio e gas naturale, superfici e attività

Pozzi produttivi

Superfici
Al 31 dicembre 2009 il portafoglio minerario di Eni consiste in 1.246 titoli (in esclusiva o in compartecipazione) per l'esplorazione e lo sviluppo localizzati in 40 Paesi dei cinque continenti per una superficie totale di 347.862 chilometri quadrati in quota Eni: la superficie sviluppata è di 41.794 chilometri quadrati e la superficie non sviluppata è di 306.068 chilometri quadrati in quota Eni.
Nel 2009 le principali variazioni derivano: (i) dall'acquisizione del 27,5% degli asset Alliance (Quick Silver) in Texas e di una quota del 37,8% nella licenza Sanga Sanga in Indonesia, entrambi nell'ambito dello sviluppo non convenzionale di gas; (ii) dalla ratifica del contratto di servizio del giacimento giant Zubair (Eni 32,8%); (iii) dall'acquisto di nuovi titoli principalmente in Angola, Cina, Ghana, Golfo del Messico, India, Norvegia e Yemen per una superficie di circa 40 mila chilometri quadrati in quota Eni; (iv) dal rilascio di licenze esplorative in Mali per una superficie non sviluppata pari a circa 100 mila chilometri quadrati ed ulteriori rilasci di licenze riconducibili ad aree non sviluppate anche in Congo, Egitto, Italia, Marocco, Norvegia, Regno Unito, Russia e Stati Uniti.

Principali aree sviluppate e non sviluppate

Principali iniziative di esplorazione e di sviluppo

ITALIA                                                                                                                                                                                                             Le principali attività dell'anno hanno riguardato: (i) il completamento della prima fase del programma di sviluppo della concessione Val d'Agri (Eni 60,77%) attraverso il collegamento al centro olio dei primi pozzi dell'area di Cerro Falcone, con una produzione di circa 6 mila boe/giorno; (ii) l'avvio del giacimento olio di Tresauro e l'installazione della piattaforma di produzione Annamaria B; (iii) l'ottimizzazione di giacimenti in produzione attraverso interventi di sidetrack e work over (Annalisa, Antares, Barbara, Cervia, Giovanna, Gela, Luna e Trecate).

Italia (Mare Adriatico) - piattaforma di produzione Barbara.

Italia (Mare Adriatico) - piattaforma di produzione Barbara.


È stato finalizzato il programma di sviluppo congiunto delle tre recenti scoperte a gas di Panda, Argo e Cassiopea nell'offshore siciliano. Lo start-up è atteso nel 2013.

RESTO D'EUROPA
Croazia L'attività esplorativa ha avuto esito positivo con il pozzo appraisal Ika SW 2 che ha confermato le potenzialità minerarie dell'area.
Nell'anno sono stati avviati i giacimenti: (i) Annamaria (Eni 50%), con una produzione attuale di 380 mila metri cubi/giorno in quota Eni; (ii) Irina (Eni 50%) e Vesna (Eni 50%), con una produzione complessiva di circa 70 mila metri cubi/giorno in quota Eni.

Norvegia L'attività esplorativa ha avuto esito positivo nella Prospecting License 128 (Eni 11,5%) con la scoperta a gas di Dompap. Sono in corso attività di appraisal.
Nel maggio 2009, in esito a gara internazionale, Eni si è aggiudicata nel Mare di Barents l'operatorship delle licenze esplorative PL 533 (Eni 40%) e PL 529 (Eni 40%) e la partecipazione con una quota del 30% nella PL 532.

Nel 2009 sono stati avviati i giacimenti Yttergryta (Eni9,8%), con produzione pari a circa 2 milioni di metri cubi/giorno, e Tyrihans (Eni 6,23%), con una produzione di circa 3 mila barili/giorno in quota Eni.
Sono in sviluppo le recenti scoperte nei pressi di Asgaard (Eni 14,82%). In particolare il programma di sviluppo della scoperta Morvin (Eni 30%) prevede il collegamento alle facility di produzione esistenti, di cui è previsto l'upgrading.
Lo start-up è atteso nel 2010, con picco produttivo di 12 mila boe/giorno in quota Eni nel 2014.
Le altre attività dell'anno hanno riguardato la finalizzazione delle attività relative al mantenimento e all'ottimizzazione della produzione di Ekofisk attraverso la perforazione di pozzi di infilling, lo sviluppo dell'Area South, l'upgrading delle facility esistenti e l'ottimizzazione del water injection.
Nel corso dell'anno è stata raggiunta la final investment decision del progetto Goliat (Eni 65%). Lo start-up produttivo è atteso nel 2013 con una produzione a regime di 100 mila barili/giorno.

Regno Unito L'attività esplorativa ha avuto esito positivo nel Blocco 22/25a (Eni 16,95%) con la scoperta a gas di Culzean in prossimità del giacimento di Elgin/Franklin (Eni 21,87%).
Sono in corso di studio possibili opzioni di sviluppo.
Le attività dell'anno hanno riguardato attività di infilling su Elgin/Franklin, Mac-Culloch (Eni 40%) e Jade (Eni 7%) per mantenere il livello produttivo e upgrading delle facility nell'area di Liverpool Bay (Eni 53,9%).
Proseguono le attività di pre-sviluppo delle scoperte: (i) Burghley (Eni 21,92%) con start-up produttivo atteso nel 2010; (ii) a petrolio e gas di Kinnoul (Eni 16,67%) il cui sviluppo avverrà attraverso l'utilizzo delle facility di Andrew (Eni 16,21%) e avvio atteso nel 2012; (iii) a gas di Jasmine (Eni 33%), con start-up atteso nel 2012; (iv) Mariner (Eni 8,89%), con start-up atteso nel 2015.

AFRICA SETTENTRIONALE
Algeria È stato ratificato dalle Autorità competenti l'acquisto dell'operatorship del Blocco esplorativo di Kerzaz (Blocco 319a, 321a e 316b) che si estende per 16.000 chilometri quadrati. Sono state già avviate le attività esplorative sull'area.
Le attività dell'anno hanno riguardato: (i) lo sviluppo integrato delle riserve di Rom e satelliti (Zea, Zek e Rec) a seguito della rivalutazione del potenziale minerario dell'area. Attualmente la produzione è raccolta presso la Central Production Facility (CPF) di Rom e inviata all'impianto di trattamento di Bir Rebaa North. Nel 2009 sono state avviate attività di drilling e work over. Inoltre è in fase di realizzazione una export pipeline e un nuovo sistema di pompaggio multifase in compliance alla legge del Paese in ambito di riduzione del gas flaring; (ii) lo sviluppo del progetto congiunto MLE e CAFC (Eni 75%), asset acquisiti nel 2008 dalla società canadese First Calgary. Il progetto prevede la realizzazione di un impianto NGL della capacità di 10 milioni di metri cubi/giorno e di un impianto ad olio della capacità di 35 mila barili/giorno. L'avvio della produzione è previsto nel 2011 con il raggiungimento di un plateau produttivo di circa 33 mila boe/giorno (quota Eni) entro il 2012. Sono in corso attività di drilling sull'area. Nel 2009 è stato assegnato il contratto EPC per la realizzazione dell'impianto di trattamento del gas e le facility di raccolta ed esportazione degli idrocarburi.
La percentuale di completamento del progetto alla fine dell'anno è dell'11%.
Nel corso dell'anno è stata inoltre raggiunta la final investment decision di El Merk. Sono stati assegnati la totalità dei contratti EPC per lo sviluppo delle facility. Sono state avviate le attività di drilling nell'area. La percentuale di completamento del progetto è del 24%. Lo start-up è atteso nel 2012.

Egitto Nel 2009 è stata avviata la produzione nell'offshore del Delta del Nilo dei giacimenti di North Bardawil (Eni 60%, operatore) e Thekah (Eni 50%, operatore) attraverso il collegamento alle facility di El Gamil. La produzione a regime è di circa 3 milioni di metri cubi/giorno di gas per entrambi i giacimenti.
Sono proseguite le attività di ingegneria di base per l'upgrading del sistema di water injection del giacimento Belayim al fine di ottimizzare il recupero del potenziale minerario.
Le altre attività dell'anno hanno riguardato principalmente lo sviluppo del giacimento Tuna, il completamento della seconda fase del giacimento Denise e il potenziamento dell'impianto di El Gamil per incrementare la capacità di compressione a supporto della produzione.
Eni attraverso la collegata Unión Fenosa Gas partecipa nell'impianto di liquefazione del gas naturale di Damietta della capacità di 5,1 milioni di tonnellate annue di GNL, corrispondenti alla carica di 7,6 miliardi di metri cubi di gas/anno. Eni fornisce circa 1 miliardo di metri cubi/anno di gas naturale estratto nel delta del Nilo per venti anni.
Le forniture all'impianto GNL sono assicurate dai due giacimenti di Taurt e Denise con circa 17 mila boe/ giorno in quota Eni di feed gas.

Libia Le principali attività di sviluppo riguardano il progetto Western Libyan Gas (Eni 50%) nell'ambito degli accordi strategici tra Eni e NOC per la valorizzazione delle riserve di gas. In particolare: (i) sono stati eseguiti interventi di upgrading degli impianti esistenti per il conseguimento di un volume addizionale di sale gas di 1,4 miliardi di metri cubi/anno; (ii) sono previsti ulteriori 2 miliardi di metri cubi/anno con start-up nel 2015 tramite l'installazione di una nuova piattaforma sulla struttura A, il potenziamento degli impianti di Mellitah e un ulteriore aumento della capacità di compressione di Greenstream; aggiuntivi 3 miliardi di metri cubi/anno saranno conseguiti dallo sviluppo di un altro giacimento offshore; (iii) sono in corso attività finalizzate al mantenimento del profilo produttivo di gas di Wafa e Bahr Essalam, quali l'installazione di impianti di compressione a Wafa e la perforazione di pozzi addizionali in entrambi i giacimenti.
Nel 2009 i volumi esportati attraverso il Greenstream sono stati pari a circa 9 miliardi di metri cubi. Un ulteriore miliardo è stato venduto in Libia per la generazione di energia elettrica utilizzata nel Paese ed ulteriori 200 milioni di metri cubi per alimentare la stazione di compressione di Greenstream.

Libia - Impianto di trattamento e compressione gas di Mellitah.

Libia - Impianto di trattamento e compressione gas di Mellitah.

Le altre attività dell'anno hanno riguardato: (i) il proseguimento del progetto per la valorizzazione del gas flaring e condensati associati del giacimento a olio Bouri (Eni 50%) che saranno inizialmente pre-trattati nell'area e successivamente inviati all'impianto costiero di Mellitah per il trattamento finale; (ii) l'installazione delle facility per le attività di water injection su El Feel (Eni 33,3%) per mantenerne il profilo produttivo.

Tunisia L'attività esplorativa ha avuto esito positivo con il successo di quattro su cinque dei pozzi perforati. Uno di questi è stato posto immediatamente in produzione, mentre altri due lo saranno nel corso del 2010.
Nel 2009 sono stati effettuati interventi di ottimizzazione della produzione sulle concessioni Adam (Eni 25%), Djebel Grouz (Eni 50%), Oued Zar (Eni 50%) ed El Borma (Eni 50%).
Inoltre, è stato quasi completato il piano di sviluppo della concessione operata di Maamoura (Eni 49%) con avvio negli ultimi mesi del 2009 ed è in fase conclusiva il progetto di sviluppo della concessione operata di Baraka (Eni 49%): il picco produttivo di 11 mila boe/giorno è atteso nel 2010.

AFRICA OCCIDENTALE
Angola L'attività esplorativa ha avuto esito positivo: (i) nel Blocco 3 (Eni 12%) con il pozzo di appraisal Punja-4, mineralizzato a liquidi e gas naturale; (ii) nelle Development Area dell'ex Blocco 14 (Eni 20%) con il pozzo di appraisal Malange-2, mineralizzato a petrolio; (iii) nelle Development Area dell'ex Blocco 15 (Eni 20%) con il pozzo di appraisal Mondo-4, mineralizzato a petrolio; (iv) nel Blocco 15/06 (Eni 35%, operatore) con le scoperte di Cabaça Norte e Nzanza entrambe mineralizzate a petrolio.
I pozzi di scoperta hanno erogato in fase di test 6.500 barili/giorno e 1.500 barili/giorno, rispettivamente.
Nel 2009 è stata avviata la produzione dei giacimenti Mafumeira nel Blocco 0 in Cabinda-Area A (Eni 9,8%) e Landana-Tombua nelle Development Area dell'ex Blocco 14. Il picco produttivo è atteso nel 2010 con 33 mila barili/giorno e nel 2011 con 136 mila barili/giorno, rispettivamente.
Nell'ambito delle attività di riduzione del gas flaring nel Blocco 0 è in corso il progetto del giacimento Nemba, con completamento atteso nel 2013 e una riduzione di volumi bruciati di circa l'85%. Nel corso dell'anno sono state completate le attività su Takula. Il gas è re-iniettato in giacimento; i condensati recuperati saranno inviati al terminale di Malongo, in fase di completamento.
Le attività di sviluppo nelle Development Area dell'ex Blocco 15 hanno riguardato: (i) l'avvio del progetto Kizomba satelliti - fase 1, attraverso la perforazione di 18 pozzi produttori che saranno collegati alle FPSO presenti nell'area. Il gas associato sarà inizialmente re-iniettato nel reservoir dei giacimenti presenti nell'area e successivamente trasportato all'impianto di liquefazione A-LNG. Lo start-up è atteso nel 2012. Il picco produttivo di 100 mila barili/giorno (21 mila in quota Eni) è atteso nel 2013. La seconda fase del progetto prevede la messa in produzione delle scoperte limitrofe; (ii) il progetto Gas Gathering, la pipeline che raccoglierà tutto il gas dell'area Kizomba, Mondo e Saxi/Batuque. Il completamento è atteso nel 2011.
Eni partecipa con la quota del 13,6% nel consorzio Angola LNG Limited (A-LNG) per la realizzazione di un impianto di liquefazione del gas in grado di processare 28,3 milioni di metri cubi/giorno producendo 5,2 milioni di tonnellate/anno di GNL presso Soyo, a circa 300 chilometri a nord di Luanda. Il progetto, approvato dalle competenti autorità angolane, tratterà in 30 anni circa 300 miliardi di metri cubi di gas. Lo start-up è atteso nel primo trimestre del 2012. Il GNL sarà destinato prevalentemente al mercato statunitense con punto di arrivo presso il terminale di rigassificazione
di Pascagoula in Louisiana (quota Eni di capacità circa il 45%; pari a 5,8 miliardi di metri cubi/anno) in corso di costruzione. Lo start-up è atteso a fine 2011. E' stato inoltre costituito un consorzio con la compagnia di stato ed altri partner per la valutazione e l'esplorazione
di riserve di gas da destinare alla realizzazione di un secondo treno di trattamento GNL. Eni con il 20% svolgerà il ruolo di Technical Advisor.

Congo L'attività esplorativa ha avuto esito positivo: (i) nel permesso Marine XII (Eni 90%, operatore) con la perforazione di due pozzi di scoperta che hanno confermato le potenzialità minerarie dell'area. Nel corso dell'anno è stato firmato il relativo contratto di PSA; (ii) nel permesso Le Kouilou (Eni 85%, operatore) con la scoperta del giacimento Zingali, confermata dalla successiva attività di Long Production Test.
Nel corso dell'anno è stato completato il piano di sviluppo del giacimento di Awa-Paloukou (Eni 90%), con una produzione pari a 12 mila barili/giorno.
Le attività sul giacimento M'Boundi (Eni 83%, operatore) proseguono secondo il nuovo schema di progetto che prevede l'utilizzo delle avanzate tecniche di recupero assistito Eni e la valorizzazione economica del gas flaring. A tal fine, nel corso del 2009, Eni ha finalizzato contratti di lungo termine per la fornitura di gas associato dal campo di M'Boundi per alimentare tre facility nell'area di Pointe Noire: (i) l'impianto di potassio (in costruzione) di proprietà della società canadese MAG Industries; (ii) l'esistente impianto di generazione di energia elettrica CED (Centrale Elettrica di Djeno); (iii) la nuova centrale di produzione di energia elettrica CEC (Centrale Electrique du Congo - Eni 20%).
Questi impianti in futuro riceveranno anche gas dalle scoperte a gas offshore nel permesso Marine XII. Le attività di costruzione della centrale CEC sono progredite nel 2009 in accordo a quanto previsto dagli accordi di cooperazione firmati nel 2007 con la Repubblica del Congo e lo start-up del primo turbo generatore è avvenuto alla fine di marzo 2010.
Anche gli studi relativi al possibile sviluppo di riserve ad olio non convenzionali (sabbie bituminose) dalle aree di Tchikatanga e Tchikatanga-Makola sono proseguiti nel 2009, nell'ambito degli accordi di cooperazione firmati nel 2008, con il particolare obiettivo di identificare le aree dove lo sviluppo sarebbe possibile nel rispetto degli stringenti parametri Eni di rispetto dei vincoli ambientali e di sostenibilità.

Ghana Il 28 settembre 2009 Eni ha acquisito l'operatorship nei permessi esplorativi offshore di Cape Three Point South e Cape Three Point (Eni 47,2%). In quest'ultimo l'attività esplorativa ha avuto esito positivo con la scoperta Sankofa mineralizzata a petrolio e gas naturale.

Nigeria Nel 2009 è stata avviata la produzione del giacimento offshore di Oyo nei Blocchi OML 120/121 (Eni 40%), con una produzione iniziale di 25 mila barili/giorno.
Nei Blocchi OML 60, 61, 62 e 63 (Eni 20%, operatore), nell'ambito delle iniziative finalizzate ad assicurare le forniture di gas all'impianto GNL di Bonny (Eni 10,4%), proseguono le attività di sviluppo con l'obiettivo di aumentare la capacità dell'impianto di Obiafu/Obrikom e l'installazione di un nuovo impianto di trattamento e facility di trasporto al fine di assicurare la fornitura da parte di Eni di 4,4 milioni di metri cubi/giorno di feed gas per vent'anni. Con lo stesso obiettivo è in sviluppo il giacimento a gas di Tuomo che sarà collegato all'impianto di trattamento di Ogbainbiri.
È in corso un progetto integrato petrolio e gas naturale nell'area di Gbaran-Ubie. Il piano di sviluppo prevede la realizzazione di una Central Processing Facility (CPF) con una capacità di trattamento di circa 28 milioni di metri cubi/giorno di gas e 120 mila barili/giorno di liquidi, la perforazione di pozzi produttivi nonché la realizzazione della pipeline che trasporterà il gas all'impianto di liquefazione di Bonny. Il first gas è atteso nel terzo trimestre del 2010.
Eni partecipa con il 10,4% nella Nigeria LNG Ltd che gestisce l'impianto di liquefazione di gas naturale di Bonny, nella zona orientale del delta del Niger. L'impianto è in produzione con 6 treni della capacità produttiva di 22 milioni di tonnellate/anno di GNL, corrispondenti a circa 35 miliardi di metri cubi/anno di feed gas. Una settima unità di trattamento è in fase progettuale. A regime la capacità produttiva dell'impianto sarà di circa 30 milioni di tonnellate/anno di GNL, corrispondenti alla carica di circa 46 miliardi di metri cubi/anno di feed gas. Attualmente le forniture di gas all'impianto sono assicurate sulla base di un gas supply agreement della durata di venti anni dalle produzioni della SPDC JV (Eni 5%) e della NAOC JV dai Blocchi OML 60, 61, 62 e 63 che forniscono circa 50 milioni di metri cubi/giorno (circa 3,8 milioni in quota Eni equivalenti a circa 23 mila boe). La produzione di GNL è venduta in base a contratti di lungo termine sui mercati statunitense ed europeo attraverso la flotta di metaniere della società Bonny Gas Transport, interamente posseduta dalla Nigeria LNG Co.
Eni partecipa con il 17% nel progetto Brass LNG Ltd per la realizzazione di un impianto GNL nei pressi dell'esistente terminale di Brass, a circa 100 chilometri a Ovest di Bonny. L'impianto, con avvio atteso nel 2015, avrà a regime una capacità produttiva di 10 milioni di tonnellate/anno di GNL, articolata su due treni di trattamento, corrispondenti al feed gas di circa 16,7 miliardi di metri cubi/anno (circa 1,7 miliardi in quota Eni) per venti anni. Le forniture all'impianto saranno assicurate attraverso la raccolta del gas associato proveniente da giacimenti in produzione e lo sviluppo di giacimenti a gas dei Blocchi onshore OML 60 e 61. Sono stati stipulati
i contratti preliminari di vendita di lungo termine dell'intera disponibilità di GNL, in tale ambito Eni ha acquisito 1,67 milioni di tonnellate/anno di GNL (pari a 2,3 miliardi di metri cubi/anno). Il GNL sarà consegnato prevalentemente al terminale di rigassificazione di Cameron in Louisiana negli Stati Uniti nel quale Eni possiede una capacità di circa 5,7 miliardi di metri cubi/anno.
Proseguono le attività di front end engineering, la final investment decision è attesa alla fine del 2010.

KAZAKHSTAN
Kashagan Eni partecipa con il 16,81% nel consorzio North Caspian Sea Production Sharing Agreement (NCSPSA) che regola i diritti di esplorazione, di sviluppo e di sfruttamento di un'area di circa 4.600 chilometri quadrati localizzata nella porzione settentrionale del Mar Caspio. In questa area contrattuale è localizzato il giacimento Kashagan, scoperto nel 2000 e considerato uno dei maggiori ritrovamenti di idrocarburi degli ultimi 35 anni. Eni stima le riserve recuperabili del giacimento in 7-9 miliardi di barili incrementabili fino a 13 miliardi mediante la re-iniezione parziale del gas.
La quota di partecipazione al progetto è stata rideterminata con effetti economici dal 1° gennaio 2008 in base agli accordi perfezionati nel 2008 con le autorità Kazakhe a beneficio del partner KazMunaiGas che ha incrementato la propria quota al 16,81%. Gli altri partner internazionali del consorzio sono le compagnie Total, Shell e ExxonMobil, ciascuna con una quota del 16,81%, ConocoPhillips con l'8,40% e Inpex con una quota del 7,56%.
Le operazioni di esplorazione, sviluppo e sfruttamento del giacimento di Kashagan, e delle altre scoperte effettuate nell'area contrattuale, vengono condotte secondo un modello operativo che ripartisce tra i principali partner internazionali la responsabilità di esecuzione delle fasi di sviluppo del progetto Kashagan e riconosce al partner Kazakho un significativo ruolo nella gestione operativa.
Le responsabilità dell'Operatore sono assegnate alla società North Caspian Operating Company (NCOC) BV, di proprietà dei sette partner del consorzio, cha a sua volta ha delegato le attività di sviluppo, perforazione e produzione ai principali partner del Consorzio. In particolare Eni è responsabile dell'esecuzione della fase 1 (cosiddetta Experimental Program) e della parte onshore della successiva fase di sviluppo (fase 2) del giacimento.
Il piano di sviluppo del giacimento, che sarà attuato in fasi, prevede la perforazione di circa 240 pozzi e la realizzazione di centri di produzione localizzati su isole artificiali che raccoglieranno la produzione proveniente da altre isole artificiali satelliti. La maggior parte della produzione commerciale è costituita da petrolio. Il gas estratto è destinato prevalentemente (circa 80%) ad essere re-iniettato in giacimento per il mantenimento della pressione. Il gas non re-iniettato sarà trattato per la rimozione dell'acido solfidrico e quindi utilizzato come combustibile per la produzione dell'energia necessaria agli impianti di produzione e, per la parte residua, sarà commercializzato.
In considerazione della dimensione delle riserve disponibili, dei risultati produttivi dei test dei primi pozzi di sviluppo completati che hanno evidenziato una portata superiore alle aspettative, e delle indicazioni ottenute mediante gli studi del sottosuolo condotti, è stato stimato che il plateau produttivo possa raggiungere 1,5 milioni di barili/giorno.
Nel 2008, in concomitanza con la firma degli accordi, le autorità Kazakhe hanno approvato il nuovo budget dei costi di sviluppo della fase 1 del progetto, il cui scopo è stato ampliato includendo la realizzazione della tranche 3 e di infrastrutture di esportazione dei prodotti via ferrovia, per un ammontare complessivo di 32,2 miliardi di dollari (al netto delle allocazioni di costi generali, amministrativi e per servizi); di questi, circa 25,4 miliardi di dollari sono relativi allo "scope of work" originario di fase 1 (tranche 1&2), mentre i rimanenti fondi si riferiscono alla realizzazione della tranche 3 e delle infrastrutture di esportazione dei prodotti via ferrovia. Eni finanzierà tali investimenti in base al working interest del 16,81%.
Il management Eni ritiene che le nuove previsioni di costo di sviluppo e start-up del progetto Kashagan abbiano un grado elevato di affidabilità, questo sia sulla base dell'attuale avanzamento dei lavori della fase 1 (Experimental Program) pari a circa il 70% che del "know-how" maturato.
In base ai piani attuali, l'avvio della produzione è previsto a fine 2012. Nei successivi 12-15 mesi verrà completato l'avviamento degli impianti di trattamento e di compressione per la re-iniezione del gas in giacimento raggiungendo una capacità produttiva di 370 mila barili/giorno nel 2014. La capacità produttiva della fase 1 (Experimental Program) 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. La fase 2 è attualmente in fase di Front End Engineering Design (FEED).
Considerando gli ampi tempi di realizzazione del progetto ed il fatto che parte degli investimenti verrà sostenuta dopo l'avvio della produzione, Eni ritiene che l'impegno finanziario per lo sviluppo complessivo del giacimento di Kashagan non avrà impatti significativi sulla liquidità e sulla capacità di Eni di sostenere i futuri piani di investimento richiesti dal progetto.
Investimenti addizionali a quelli già previsti per la fase 1 saranno necessari anche per la realizzazione delle infrastrutture per l'esportazione della produzione del giacimento verso i mercati internazionali.
Al 31 dicembre 2009 i costi capitalizzati nell'attivo patrimoniale relativi al progetto di Kashagan ammontano a 4,5 miliardi di dollari pari a 3,1 miliardi di euro al cambio euro/dollaro al 31 dicembre 2009, formati dagli investimenti di sviluppo sostenuti a tutto il 2009 (3,4 miliardi di dollari), dagli oneri finanziari capitalizzati e dall'esborso per l'acquisizione di quote in occasione dell'uscita di altri partner in esercizi precedenti (1,1 miliardi di dollari).
Al 31 dicembre 2009 le riserve certe del giacimento di competenza Eni sono pari a 588 milioni di boe con una diminuzione di 6 milioni di boe rispetto al 2008.

Karachaganak La produzione di Karachaganak nell'anno è stata di 238 mila barili/giorno di liquidi (70 in quota Eni) e 25 milioni di metri cubi/giorno di gas naturale (7,3 in quota Eni).
È in via di completamento una quarta unità di trattamento che consentirà di aumentare i volumi di liquidi destinati all'esportazione sui mercati occidentali che oggi vengono consegnati non stabilizzati a Orenburg.
Nel corso dell'anno è continuata la costruzione del gasdotto Uralsk Gas Pipeline, della lunghezza di 150 chilometri; il completamento della linea, previsto a fine 2010, permetterà di collegare il giacimento alla rete di gasdotti del Kazakhstan.
L'ingegneria preliminare della fase 3 di sviluppo di Karachaganak ha identificato, in una realizzazione a stadi, lo schema migliore per completare lo sviluppo del giacimento.
Il progetto prevede l'installazione di facility di trattamento gas e di re-iniezione per consentire di incrementare la vendita di gas ad Orenburg sino a 16 miliardi di metri cubi/anno, in accordo al General Supply Agreement firmato nel 2007, e di incrementare anche la produzione di liquidi sino a circa 14 milioni di tonnellate/anno. L'approvazione delle Autorità per procedere con l'investimento della Fase 3 è al momento oggetto di discussione tecnica e commerciale.
Al 31 dicembre 2009 le riserve certe del giacimento di competenza Eni erano pari a 633 milioni di boe, in diminuzione di 107 milioni di boe rispetto al 2008, principalmente per effetto prezzo e per la produzione avvenuta nell'anno.

RESTO DELL'ASIA
Cina Nel 2009, sono stati firmati i contratti di PSA relativi ai Blocchi 3/27 e 28/20, localizzati nel Mar Cinese Meridionale per una superficie di 18.194 chilometri quadrati.
La partecipazione Eni, nelle due iniziative, è pari al 100% in fase esplorativa.

India Nel 2009 è stata avviata la produzione del giacimento a gas di PY-1 asset detenuto dalla società Hindustan Oil Exploration Company Ltd (Eni 47,18%), acquisita nell'ambito dell'operazione Burren. La produzione è venduta alla società di Stato del Paese.
Indonesia L'attività esplorativa ha avuto esito positivo con la scoperta a gas di Jangkrik localizzata nel Blocco Muara Bakau (Eni 55%) nell'offshore dell'Isola del Borneo.
Sono allo studio importanti progetti di sviluppo delle scoperte a olio e gas del permesso di Bukat (Eni 66,25%, operatore) e delle cinque scoperte a gas localizzate nell'area del Kutei Deep Water Basin (Eni 20%). Le altre attività dell'anno hanno riguardato la presentazione alle competenti autorità del piano di sviluppo del giacimento di Jau localizzato nel Blocco Krueng Mane (Eni 75%) nell'offshore dell'isola di Sumatra.
Nel novembre 2009, Eni si è aggiudicata una quota di partecipazione del 37,8% nel PSC di Sanga Sanga relativo al coal-bed methane (CBM). Il contratto regola i diritti di esplorazione, sviluppo e produzione di gas da livelli superficiali di carbone da un'area contrattuale che coincide con quella coperta dal PSC di Sanga Sanga per lo sfruttamento di idrocarburi convenzionali. In caso di esito positivo dell'attività esplorativa, con avvio atteso nel 2010, sarà possibile sfruttare le importanti sinergie con gli impianti di produzione e trattamento esistenti, oltre che alimentare l'esistente impianto di liquefazione di gas naturale di Bontang e Sanga Sanga.

Iraq Il 22 gennaio 2010 Eni, capofila con il 32,8% di un consorzio di compagnie internazionali, e le compagnie di stato irachene South Oil Company e Missan Oil Company, hanno ratificato il Technical Service Contract per lo sviluppo del giacimento di Zubair, offerto in gara pubblica il 30 giugno 2009. Lo sviluppo, della durata di 20 anni estendibili per ulteriori 5, prevede il raggiungimento progressivo del target di produzione di 1,2 milioni di barili/giorno nel corso dei prossimi sei anni. Il contratto prevede che il consorzio riceverà una remuneration fee calcolata sulla produzione incrementale una volta raggiunto un aumento produttivo del 10% rispetto al livello di produzione corrente, pari a circa 180 mila barili/giorno.
Le spese sostenute dal consorzio saranno recuperate attraverso un meccanismo di cost recovery dal valore della produzione del campo.

Iran Nel 2009 sono iniziate le attività di commissioning e start-up degli impianti di Darquain, unica attività ancora condotta da Eni nel Paese, in preparazione del formale hand over ai partner locali.

Pakistan L'attività esplorativa ha avuto esito positivo con scoperte nelle aree di Badhra (Eni 40%, operatore), Kadanwari (Eni 18%, operatore) e Miano (Eni 15%). L'avvio produttivo delle recenti scoperte ha beneficiato delle sinergie con le facility produttive presenti nell'area.
Le attività di sviluppo dell'anno hanno riguardato: (i) il giacimento Bhit (Eni 40%, operatore), ove è in fase di realizzazione l'installazione di un sistema di compressione per il mantenimento degli attuali livelli produttivi; (ii) il giacimento Sawan (Eni 23,68%), dove è in corso la realizzazione di un sistema di compressione; (iii) il permesso di Zamzama (Eni 17,75%), dove sono stati eseguiti interventi sulla terza linea di trattamento per la produzione del gas ad alto potere calorifico (HVC) per aumentare l'efficienza.
Inoltre, nel corso dell'anno sono stati realizzati interventi di ottimizzazione della produzione, in particolare su Bhit, Sawan e Kadanwari, attraverso la perforazione di pozzi addizionali.

Russia Nel settembre 2009 Eni ed Enel partner al 60%-40% rispettivamente nella società OOO SeverEnergia hanno perfezionato la cessione del 51% della joint venture a Gazprom, in forza dell'esercizio della call option da parte della società russa. Il corrispettivo della cessione di 940 milioni di dollari in quota Eni è stato incassato per il 25% alla transaction date e per il restante 75% il 31 marzo 2010. Il conto economico dell'esercizio ha beneficiato del provento di 100 milioni di euro relativo alla remunerazione pattuita contrattualmente nella misura del 9,4% sul capitale investito inizialmente all'atto dell'acquisizione della joint venture il 4 aprile 2007. I tre partner hanno confermato l'impegno a produrre il primo gas del progetto Samburskoye entro giugno 2011 e a raggiungere il plateau produttivo di 150 mila boe/giorno entro 2 anni.
Nell'aprile 2009 Gazprom ha esercitato l'opzione di acquisto del 20% di OAO Gazprom Neft posseduto da Eni sulla base degli accordi contrattuali in essere tra i due partner. Il prezzo di esercizio dell'opzione incassato da Eni il 24 aprile pari a 3.070 milioni di euro corrisponde al prezzo di aggiudicazione in asta (3,7 miliardi di dollari), nell'ambito della liquidazione della società russa Yukos, detratti i dividendi distribuiti e aumentato della remunerazione finanziaria prevista contrattualmente nella misura del 9,4% annuo maturata fino alla data di pagamento e dei costi accessori di finanziamento. Nella stessa occasione Eni e Gazprom hanno firmato nuovi accordi di collaborazione per l'avvio di programmi di sviluppo nel settore energetico in Russia e all'estero.

AMERICA
Stati Uniti L'attività esplorativa ha avuto esito positivo: (i) nel Blocco offshore Green Canyon 859 (Eni 12,5%), con la scoperta a petrolio e gas di Heidelberg-1; (ii) nel Blocco Keathley Canyon 919 (Eni 25%), con la scoperta a petrolio e gas di Hadrian West.
Nel maggio 2009 Eni ha firmato un'alleanza strategica con Quicksilver Resources Inc., compagnia indipendente americana, per l'acquisto della quota del 27,5% nell'area
Alliance, nel bacino di Fort Worth nel Texas. L'operazione, del valore complessivo di 280 milioni di dollari, comprende asset con produzione di gas da argille (gas shale) (9) e riserve recuperabili pari a 40 milioni di barili. La produzione è prevista raggiungere il plateau di circa 10 mila boe/giorno in quota Eni nel 2011.

Stati Uniti (Golfo del Messico) - piattaforma di produzione di Allegheny

Stati Uniti (Golfo del Messico) - piattaforma di produzione di Allegheny.

Nel 2009 è stata avviata la produzione di: (i) Thunderhawk (Eni 25%), attraverso la perforazione di pozzi sottomarini collegati a un'unità di produzione semisommergibile con una capacità di trattamento di 45 mila barili/giorno di petrolio e circa 2 milioni di metri cubi/giorno di gas; (ii) Longhorn (Eni 75%), attraverso la perforazione di pozzi sottomarini e l'installazione di una piattaforma con una capacità di trattamento di circa 7 milioni di metri cubi/giorno; (iii) Leo (Eni 75%), attraverso il collegamento alle facility di produzione di Longhorn.
È stato sanzionato il programma di sviluppo della scoperta Appaloosa (Eni 100%), in sinergia con le facility di Longhorn.
L'avvio della produzione è atteso nel 2010, con un picco produttivo di circa 1,5 mila boe/giorno.
Le altre attività in corso riguardano essenzialmente il proseguimento del progetto della scoperta di petrolio Nikaitchuq (Eni operatore con il 100%), situato nel North Slope, in Alaska. Lo sviluppo avverrà per fasi con avvio atteso ad inizio 2011 con un picco di 28 mila barili/giorno.

Trinidad e Tobago Il principale progetto in corso riguarda lo sviluppo dei giacimenti Poinsettia, Bougainvillea e Heliconia nel Blocco North Coast Marine Area 1 (Eni 17,4%).
Il progetto prevede l'installazione di una piattaforma produttiva su Poinsettia e il collegamento alle facility di trattamento su Hibiscus, di cui è stato realizzato l'upgrading.
Lo sviluppo di Heliconia e Buganvillea è in corso con le attività di perforazione, con start-up atteso nel 2010. Lo start-up produttivo di Poinsettia è avvenuto come previsto nell'anno.

Venezuela L'attività esplorativa ha avuto esito positivo con la grande scoperta a gas di Perla, localizzata nel blocco Cardon IV (Eni 50%), nel Golfo del Venezuela, che ha erogato in fase di test circa 600.000 metri cubi/giorno (pari a circa 3.700 boe/ giorno). Il giacimento si stima possa contenere risorse potenziali superiori a 160 miliardi di metri cubi di gas (pari a 1 miliardo di barili di petrolio equivalente).
Il 26 gennaio 2010 Eni e la società di Stato venezuelana PDVSA hanno siglato un accordo per lo sviluppo congiunto del giacimento giant a olio pesante Junin 5, nella Faja dell'Orinoco, che contiene riserve in place certificate di 35 miliardi di barili. La produzione è prevista in avvio nel 2013 con un plateau produttivo nella prima fase di 75 mila barili/giorno al 100%, e un plateau di lungo termine di 240 mila barili/giorno. L'accordo, che sarà sottoposto alle necessarie ratifiche entro la prima metà del 2010, prevede la costituzione di un'Empresa Mixta (Eni 40%, PDVSA 60%) con il contestuale pagamento da parte di Eni di un bonus di 300 milioni di dollari. Ulteriori 346 milioni di dollari saranno corrisposti al raggiungimento di tappe definite del progetto. L'accordo prevede inoltre la possibilità di impiego di tecnologia Eni di idrogenazione per la conversione degli oli pesanti. Nell'ambito dell'accordo Eni presenterà un progetto per la costruzione di una centrale elettrica nella penisola di Guiria.

AUSTRALIA E OCEANIA
Australia Nel corso dell'anno è stato avviato il giacimento a gas Blacktip (Eni 100%), localizzato nell'offshore nord occidentale nel Southern Bonaparte Basin. Lo sfruttamento del giacimento avviene tramite una piattaforma di produzione collegata attraverso una pipeline della lunghezza di 108 chilometri a un impianto onshore di trattamento del gas. Il gas è fornito alla società australiana Power & Water Utility Co per l'alimentazione di una centrale di generazione elettrica sulla base di un contratto della durata di 25 anni. Il picco produttivo di 740 milioni di metri cubi/anno è atteso nel 2010.
È in fase di realizzazione un'ulteriore fase di sviluppo (fase 2) del giacimento Bayu Undan (Eni 10,99%), con l'obiettivo di incrementare la produzione di liquidi associati e mantenere l'attuale profilo produttivo gas del giacimento.

Investimenti
Gli investimenti tecnici del settore Exploration & Production (9.486 milioni di euro) hanno riguardato essenzialmente gli investimenti di sviluppo (7.478 milioni di euro), realizzati prevalentemente all'estero, in particolare in Kazakhstan, Stati Uniti, Egitto, Congo e Angola.
In Italia, gli investimenti di sviluppo hanno riguardato in particolare il proseguimento del programma di perforazione pozzi di sviluppo e completamento in Val d'Agri, nonché interventi di sidetrack e di infilling nelle aree mature. Gli investimenti di ricerca esplorativa hanno riguardato per il 97% le attività all'estero, in particolare Stati Uniti, Libia, Egitto, Norvegia e Angola. Le attività di ricerca in Italia hanno riguardato essenzialmente l'area della Sicilia offshore.

L'acquisto di riserve proved e unproved ha riguardato essenzialmente l'acquisizione del 27,5% degli asset della Quicksilver Resources Inc. e l'estensione della durata dei titoli minerari in Egitto a seguito dell'accordo siglato nel maggio 2009.

Nel 2009 gli investimenti tecnici aumentano di 205 milioni di euro rispetto al 2008 (+2,2%) per effetto della maggiore attività di sviluppo in Congo, Algeria, Nigeria, Kazakhstan, Italia, Australia e India.

Investimenti tecnici