Il gas naturale, al momento della sua estrazione, si presenta come una miscela di idrocarburi, tra cui metano, etano, propano, e componenti chimici, come acqua, azoto, anidride carbonica. Una volta depurato, il gas viene immesso nelle reti di trasporto. Le riserve di gas, infatti, sono per lo più molto lontane dalle raffinerie e, soprattutto, dalle zone di consumo: per raggiungerle il gas viene trasportato tramite gasdotti e, per tragitti più lunghi, attraverso navi metaniere. Il trasporto, lo stoccaggio e la conservazione del gas sono momenti fondamentali, dato che la domanda di gas è variabile e dipende da fattori climatici, produttivi e domestici.

Nel caso di lunghe tratte, il trasporto del gas dai luoghi di produzione a quelli di consumo avviene attraverso navi metaniere, riuscendo in tal modo ad arrivare in luoghi lontani e non raggiungibili attraverso pipeline e a cogliere le variazioni di prezzo tra diversi mercati. Per trasportare il gas in questo modo è necessario sottoporlo a liquefazione, con temperature molto basse (-160°) e mantenerlo liquido. 

Sotto questa forma, il gas riduce fino a seicento volte il suo volume ed è trasportabile in grandi quantità, diventando gas naturale liquefatto (LNG). Nei terminali di arrivo, il gas liquido viene rigassificato prima di essere immesso nella rete di distribuzione. Attraverso queste reti raggiunge le aree di consumo, le grandi utenze industriali e le reti di distribuzione locali, anche distanti migliaia di chilometri.

Dati gli ingenti investimenti per la costruzione dei progetti di liquefazione e rigassificazione è necessario che le società produttrici vendano la maggior parte dei volumi di LNG con contratti a lungo termine (20 anni) prima di prendere la decisione finale di investimento (FID). Eni ha un portafoglio LNG globale che si basa su contratti a lungo termine in acquisto da fornitori solidi, una rete di relazioni con clienti finali e trader in tutto il mondo.

Grazie alla crescita del trasporto del gas in forma liquefatta, oggi le potenzialità del gas come fonte pulita verso la transizione energetica sono ancora maggiori. Nel mercato dell’LNG giochiamo un ruolo di primo piano in virtù della nostra lunga storia nel settore del gas che ci ha portato a fare grandi scoperte. Nel 2019, grazie all’integrazione con il settore Upstream, che ha consentito di massimizzare le sinergie e valorizzare il gas equity, ovvero quello estratto dai nostri giacimenti, il nostro portafoglio LNG ha potuto raggiungere circa 9,5 milioni di tonnellate/anno di volumi contrattati, in crescita del 76% rispetto al 2014.

Dati gli ingenti investimenti per la costruzione dei progetti di liquefazione e rigassificazione è necessario che le società produttrici vendano la maggior parte dei volumi di LNG con contratti a lungo termine (20 anni) prima di prendere la decisione finale di investimento (FID). Eni ha un portafoglio LNG che si basa su contratti a lungo termine in acquisto da fornitori solidi, una rete di relazioni con clienti finali e trader in tutto il mondo.

“Ci siamo posti l'obiettivo di raggiungere 16 milioni di tonnellate di portafoglio di LNG contrattato entro il 2025, di cui oltre 70% verrà da progetti equity” ha detto Cristian Signoretto, Chief Gas & Lng Marketing and Power Officer. “Per fare questo stiamo sviluppando la nostra presenza sui mercati chiave dove ci aspettiamo la maggiore crescita di domanda LNG, in particolare in Asia attraverso vendite di medio-lungo termine così come sul mercato spot.”

Nell’ottobre 2016 Eni e i partner dell’Area 4 (nel bacino offshore di Rovuma, dove dal 2011 e il 2014 abbiamo scoperto risorse supergiant di gas naturale nei giacimenti Coral, Mamba e Agulha) hanno firmato un accordo con BP per la vendita di tutti i volumi di LNG prodotti da Coral South in Mozambico per un periodo di oltre vent’anni per la fornitura di circa 3,3 milioni di tonnellate/anno di LNG, ovvero circa 5 miliardi di metri cubi. Nel 2019 abbiamo avviato i lavori di assemblaggio dello scafo dell’unità Coral Sul FLNG, l’impianto galleggiante di trattamento e liquefazione del gas che consentirà di iniziare la produzione delle risorse scoperte nel Paese, pari a 450 miliardi di metri cubi in posto per il solo giacimento Coral. Il varo dello scafo è previsto nel corso del 2020.

Sempre in Mozambico, il Governo ha approvato il piano di sviluppo del progetto Rovuma LNG per la produzione, liquefazione e commercializzazione di gas naturale da tre giacimenti del complesso Mamba situati nell'Area 4. Il progetto consentirà di fornire al Mozambico fino a 17.000 tonnellate di GPL all'anno, con un notevole vantaggio per le comunità locali. 

Ci stiamo impegnando a sviluppare ulteriormente la nostra presenza integrata nei progetti di LNG in Indonesia e in Nigeria, dove parteciperemo alla nuova espansione del terminale di Bonny, con la realizzazione del settimo treno di liquefazione. A giugno del 2017 risale la prima spedizione di LNG prodotto da Jangkrik, nelle acque profonde dell’Indonesia. Un carico da oltre 22.000 m³ è partito dall’impianto di liquefazione di Bontang, nell’East Kalimantan, verso Bali, dove è stato consegnato come parte del contratto di fornitura a lungo termine di LNG firmato con PT Pertamina nel giugno 2015. 

E ancora, l’Egitto. Progetti chiave come Zohr hanno trasformato il Paese da un importatore di LNG a un esportatore di gas. Qui puntiamo alla riattivazione dell'esportazione di LNG dal terminale di Damietta.