La commercializzazione del gas all’ingrosso e del LNG è un compito della nuova Direzione Generale Natural Resources, una delle due Direzioni Generali che compongono la nostra struttura organizzativa. La nuova Direzione curerà anche le attività di efficienza energetica, i progetti di cattura e stoccaggio della CO₂ e i progetti di Forestry REDD+, contribuendo a raggiungere la completa decarbonizzazione di tutti i nostri prodotti entro il 2050. Proprio l’incremento del gas naturale nel nostro mix produttivo avrà un ruolo centrale nell’evoluzione verso l’obiettivo carbon neutral. Il gas, in particolare, costituirà il 60% del nostro portafoglio upstream nel 2030 e oltre il 90% entro il 2050. 

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. 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.

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.

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. La prima spedizione di LNG prodotto da Jangkrik, nelle acque profonde dell’Indonesia, risale a giugno del 2017, quando un carico da oltre 22.000 m³ è partito dall’impianto di liquefazione di Bontang, nell’East Kalimantan, verso Bali. Qui è stato consegnato come parte del contratto di fornitura a lungo termine di LNG, firmato con PT Pertamina nel giugno 2015. L'impianto di Bontang LNG tratta anche il gas naturale prodotto dal progetto Merakes, entrato in produzione ad aprile 2021.

E ancora, l’Egitto, dove progetti chiave come Zohr hanno trasformato il Paese da un importatore di LNG a un esportatore di gas. In Egitto, in particolare, nel febbraio 2021 è stata riavviata la produzione di LNG nell’impianto di liquefazione di Damietta (Eni 50%), con una capacità di produzione 7,56 miliardi di metri cubi all’anno. La ripresa delle attività è stata resa possibile dagli accordi perfezionati nel marzo 2021 con le autorità della Repubblica Araba d’Egitto (ARE) e il partner spagnolo Naturgy, in base ai quali subentreremo nel contratto di acquisto del gas naturale destinato all’impianto, ricevendo i corrispondenti diritti di liquefazione e nelle attività di commercializzazione di gas naturale in Spagna, rafforzando la nostra presenza nel mercato europeo del gas.

Nel 2020, nonostante la significativa flessione della domanda di gas naturale in Europa e il crollo dei consumi asiatici di LNG durante il picco della crisi, il settore Global Gas & LNG Portfolio (GGP) ha ottenuto un EBIT adjusted di €0,33 miliardi, superiore alle nostre aspettative. Questo risultato reso possibile dalla complessiva azione di ristrutturazione dei contratti long-term di approvvigionamento e trasporto, insieme all’ottimizzazione del portafoglio otennuta sfruttando la flessibilità e le opzionalità degli asset gas.