La strategia Eni punta a mantenere un elevato tasso di crescita organica della produzione con ritorni attrattivi facendo leva sullo sviluppo degli asset in portafoglio e sulla robusta pipeline di progetti e opportunità di investimento. Nel prossimo quadriennio sono pianificati 15 avvii rilevanti di nuovi giacimenti e altri minori che contribuiranno con 630 mila boe/giorno al target produttivo al 2014, su temi prevalentemente convenzionali. Entro la fine del 2011 la quasi totalità dei nuovi progetti avrà ottenuto le necessarie autorizzazioni. Di tale produzione addizionale circa l’80% proverrà da giacimenti giant – tra i principali in avvio nel prossimo quadriennio si segnalano Kashagan, Junin, Perla, Goliat, MLE-CAFC, i progetti in Russia ed il Blocco 15/06 in Angola – che promettono un flusso stabile di redditività e di crescita anche oltre l’orizzonte di piano grazie a una struttura di costo competitiva per via delle economie di scala, di un lungo ciclo di vita e di sinergie operative. L’altro driver della crescita di piano e oltre è rappresentato dalla sostenibilità del plateau produttivo dei giacimenti in produzione che richiederà una massiccia attività di ottimizzazione per contrastare il naturale declino del reservoir. Eni prevede che circa il 20% della manovra di investimento di sviluppo del prossimo quadriennio sarà dedicata a interventi di infilling e workover nei giacimenti, nonché al potenziamento delle strutture impiantistiche che consentiranno di recuperare circa 220 mila boe/giorno di produzioni al 2014, sottraendole al declino.
La redditività sarà sostenuta attraverso la riduzione del time-to-market e il controllo dei costi e dei rischi. Per attuare ciò, Eni intende incrementare il volume della produzione operata di 1,6 milioni di boe/giorno nel quadriennio raggiungendo 4,4 milioni di boe/giorno di produzione operata al 2014.
L’operatorship consente a Eni di dispiegare le proprie tecnologie proprietarie, in particolare nel drilling e nel completamento, e le proprie competenze nella gestione del reservoir garantendo il conseguimento dei target di avvio e di costo programmati, nonché il controllo dei rischi di progetto.
Lo sforzo di crescita sarà sostenuto dalle partnership strategiche instaurate con i Paesi detentori delle riserve, grazie all’applicazione del “Modello di cooperazione Eni” che integra il business tradizionale dell’esplorazione e produzione di idrocarburi con le attività di sostenibilità nel territorio aprendo nuove opportunità di accesso.

Oltre l’orizzonte di piano, la crescita sarà alimentata anche dagli sviluppi di temi non convenzionali nei quali Eni ha realizzato significativi progressi facendo il suo ingresso nello shale gas in Polonia, in Cina, in partnership con CNPC/PetroChina per lo sviluppo delle enormi potenzialità del Paese, in Pakistan con l’accesso a un reservoir di tight gas che potrebbe beneficiare di esistenti infrastrutture e mercati, nonché in Indonesia con il progetto coal bed methane previsto in avvio nel 2012 in sinergia con le infrastrutture esistenti nel GNL.

Produzione: 2010 e outlook

La produzione di idrocarburi reported del 2010 è stata di 1,815 milioni di boe/giorno. Su base omogenea, escludendo cioè gli effetti dell’aggiornamento del coefficiente di conversione del gas, la produzione è aumentata dell’1,1% rispetto al 2009. I principali driver della crescita sono stati le produzioni incrementali di 12 giacimenti avviati nell’esercizio, in particolare lo start-up del giacimento Zubair (Eni 32,8%) in Iraq e le regimazioni di quelle effettuate nel 2009 che hanno contribuito complessivamente per circa 40 mila boe/giorno, parzialmente assorbiti dai declini di giacimenti maturi.

L’effetto netto di minori entitlement nei PSA dovuti all’aumento del prezzo del petrolio, minori ritiri di gas in Libia a causa dell’oversupply nel mercato europeo e minori tagli OPEC, ha inciso in negativo per circa 7 mila boe/giorno. La quota di produzione estera è stata del 90% (90% nel 2009).
In linea con i piani produttivi sono stati avviati in produzione i 12 giacimenti pianificati per l’anno. I principali sono stati: (i) il giant Zubair, in Iraq, con l’ottenimento del target incrementale (+10%) della produzione iniziale di circa 180 mila barili/giorno. Il plateau produttivo di 1,2 milioni di barili/giorno è previsto nel 2016; (ii) Annamaria, fra l’Italia e la Croazia, con una produzione di regime raggiunta nel corso dell’anno pari a circa 1,1 milioni di metri cubi/giorno; (iii) Baraka (Eni 49%, operatore) in Tunisia, con picco produttivo di 7 mila boe/giorno; (iv) Morvin (Eni 30%) in Norvegia, con picco produttivo di 15 mila boe/giorno in quota Eni atteso nel 2011 con il completamento del progetto; (v) Tuna (Eni 50%, operatore) con una produzione a regime di circa 2 milioni di metri cubi/giorno in quota Eni, e la scoperta Arcadia (Eni 56%, operatore) avviata nella seconda metà dell’anno in Egitto; (vi) Rom Integrated, in Algeria e M’Boundi IPP (Eni 100%) in Congo. Inoltre, altri progetti minori sono stati avviati in Cina, Congo, Nigeria e Regno Unito.

Nel medio termine Eni si pone l’obiettivo di conseguire con livello produttivo superiore a 2,05 milioni di boe/giorno al 2014 corrispondente a un tasso di incremento medio annuo di oltre il 3%, sulla base dello scenario aziendale di prezzo del Brent di 70 $/barile costanti nel quadriennio e il ritorno della produzione libica ad un regime normale nell’arco di piano.

Il target produttivo sarà conseguito facendo leva sullo sviluppo degli asset di un portafoglio di elevata qualità:
- avvio di nuovi giacimenti in particolare in Angola, Norvegia, Russia, Kazakhstan, Algeria e Venezuela, per molti dei quali Eni svolge il ruolo di operatore o possiede una significativa quota di partecipazione. I nuovi avvii pianificati nel prossimo quadriennio contribuiranno con circa 630 mila boe/giorno al 2014. La nuova produzione sarà sostenibile anche con uno scenario Brent di circa 45 $/barile;

- mantenimento del profilo produttivo dei giacimenti giant con costi di produzione competitivi e basso indice di declino, quali in particolare, Belayim in Egitto, Karachaganak in Kazakhstan, Val d’Agri in Italia, M’Boundi in Congo e Ekofisk in Norvegia. Le attività di ottimizzazione della produzione assorbiranno il 20% del totale degli investimenti a piano e consentiranno di raggiungere una produzione addizionale di 220 mila boe/giorno nel 2014;
- sviluppo delle opportunità nel GNL per valorizzare l’ampia base di riserve di gas in particolare in Africa Occidentale; nonché nelle risorse non convenzionali a supporto della crescita di lungo termine, in particolare nello shale gas facendo leva sulle competenze acquisite attraverso la partnership con Quicksilver e la valorizzazione degli asset dell’Asia Pacifico, dell’Africa Settentrionale e dell’Europa orientale.

Mantenere un elevato tasso di crescita nella produzione