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Le attività per la diversificazione dell’approvvigionamento di gas

Lavoriamo per diversificare le forniture di gas naturale, in sinergia con i Paesi produttori e mantenendo l’obiettivo Net Zero al 2050.

La sicurezza energetica per il sistema globale

­Le attività di Eni contribuiscono ad assicurare l’approvvigionamento energetico attraverso un portafoglio globale consolidato che fa leva su nuove scoperte, in particolare di gas naturale, su un sistema di alleanze con i Paesi produttori e su accordi e collaborazioni con partner internazionali.­

Per rispondere alla crisi energetica in corso causata dalla ­situazione internazionale, Eni sta attuando un piano di incremento delle forniture di gas da altri Paesi, prevalentemente di produzione propria. Il gas è al centro di questa strategia, confermandosi la fonte più affidabile a sostegno della transizione energetica.

I principali Paesi produttori con cui stiamo lavorando per ampliare il nostro portafoglio gas sono Algeria, Angola, Cipro, Congo, Egitto, Indonesia, Libia, Mozambico, Nigeria, Qatar e Repubblica del Congo. Le forniture dall’Algeria, in particolare, raddoppieranno entro il 2024. I volumi di GNL si amplieranno con l’avvio dei due nuovi terminali Snam previsto nel 2023, con quantità sempre maggiori da EgittoQatarRepubblica del CongoNigeria e Angola

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Attività per diversificare l’approvvigionamento di gas

Le nuove scoperte, i progetti e gli accordi con i Paesi produttori con cui stiamo ampliando il nostro portafoglio globale.

Algeria

L’Algeria è un Paese chiave per l’import di gas. Le nostre attività di esplorazione e produzione sono concentrate nel deserto di Bir Rebaa, nell’area centro orientale del Paese. In particolare, ci concentriamo nel rilancio delle attività nella regione del bacino del Berkine, anche attraverso la realizzazione di un hub di sviluppo del gas e del petrolio. A ottobre 2022, attraverso uno sviluppo accelerato (fast track), abbiamo avviato due campi a gas del nuovo contratto di Berkine Sud, i cui nuovi volumi si aggiungono a quelli del contratto del Berkine Nord. Il 7 settembre 2022 abbiamo acquisito le attività di BP sul territorio, dove opereremo due nuovi importanti giacimenti a gas e liquidi associati, In Amenas e In Salah. A luglio 2022 Eni e Sonatrach hanno annunciato una ulteriore scoperta nella concessione di Sif Fatima II, situata nel bacino del Berkine Nord e, nello stesso mese, abbiamo firmato con Sonatrach, Oxy e TotalEnergies un nuovo PSC per i blocchi 404 e 208 in Algeria.

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Angola

A luglio 2022 abbiamo completato le trattative per l'avvio del New Gas Consortium, primo progetto a gas non associato nel Paese, raggiungendo la Decisione Finale di Investimento per lo sviluppo dei campi Quiluma e Maboqueiro. Il progetto, condiviso con altri partner, comprende due piattaforme offshore, un impianto di trattamento del gas a terra e un collegamento all'impianto di Angola LNG, presso Soyo, per la commercializzazione di condensati e gas tramite carichi di GNL. Le attività inizieranno nel 2022 e l’avvio è pianificato nel 2026, con una produzione prevista di circa 4 miliardi di metri cubi all’anno. L’impianto di liquefazione ha una capacità di trattamento di circa 10 miliardi di metri cubi/anno di feed gas e di liquefazione di 5,2 milioni di tonnellate all’anno di GNL ed è gestito dal consorzio Angola LNG (ALNG), partecipato da Eni con la quota del 13,6%. Il New Gas Consortium verrà portato a compimento, insieme ad altri progetti, da Azule Energy, la nuova joint venture indipendente 50/50 con BP che abbiamo costituito ad agosto 2022, dove confluiscono i business angolani di Eni e BP in ambito esplorazione e produzione, GNL e solare. Con 2 miliardi di barili equivalenti di risorse nette, nei prossimi cinque Azule anni raggiungerà circa 250.000 barili di olio equivalenti al giorno (boe al giorno) di produzione equity di olio e gas. Nell’esplorazione e produzione, inoltre, la società detiene partecipazioni in 16 licenze (di cui 6 blocchi esplorativi) e in Angola LNG JV.

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Cipro

Ad agosto 2022 abbiamo annunciato una importante scoperta di gas naturale al largo di Cipro individuata dal pozzo esplorativo Cronos-1, a una profondità d’acqua di 2.287 metri. Le stime preliminari indicano circa 2,5 TCF (trilioni di piedi cubi) di gas in posto, con un significativo potenziale aggiuntivo che verrà valutato con un ulteriore pozzo esplorativo. Il Blocco 6 in cui si trova il pozzo è operato da Eni Cyprus con una quota del 50%, mentre TotalEnergies è partner con il restante 50%. Oltre a creare le condizioni per portare a sviluppo ulteriori potenziali volumi di gas nella regione, la nuova scoperta è particolarmente significativa perché segue quella del febbraio 2018 ottenuta dal pozzo Calypso 1, situato anch’esso nel Blocco 6: i due successi esplorativi consecutivi, infatti, confermano l’estensione del tema di ricerca di Zohr nelle acque economiche esclusive di Cipro.

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Egitto

Paese di presenza storica per Eni, con l’Egitto oggi condividiamo la visione di diventare un hub regionale per il gas. Un obiettivo che il Paese intende raggiungere facendo leva su impianti a GNL esistenti come quello di Damietta, operato da Eni al 50%, oltre che su Zohr, il giacimento giant a gas scoperto da Eni nel 2015. Per quanto riguarda il mercato domestico, oggi l’azienda produce circa il 60% del gas destinato alla generazione di elettricità. Il tema della produzione di gas naturale e dell’esportazione di GNL è stato al centro di importanti incontri tra l’Amministratore Delegato di Eni, Claudio Descalzi, e il Presidente della Repubblica Araba d'Egitto, Abdel Fattah al-Sisi, avvenuti a marzo ed agosto 2022.

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Indonesia

In Indonesia abbiamo quote in dodici contratti di partecipazione alla produzione (PSC), in nove dei quali siamo responsabili delle operazioni in acque profonde con programmi attivi di esplorazione e sviluppo. Nel gas naturale e GNL abbiamo due progetti offshore attivi nell’East Kalimantan: Jangkrik e Merakes, in produzione rispettivamente dal 2017 e 2021, con time to market velocissimi grazie alle sinergie realizzate tra i due impianti. Entrambi sono collegati al terminale di liquefazione Bontang LNG, sulla terraferma, uno dei più affidabili al mondo, che fornisce gas naturale liquefatto sia al mercato interno che ai mercati d’esportazione. Proprio da Bontang, nel 2021 è partito per Taiwan un carico di GNL certificato carbon neutral secondo lo standard riconosciuto a livello internazionale PAS2060, alimentato con il gas del giacimento Eni di Jangkrik. Le emissioni GHG associate all’intera catena del valore del carico, includendo la produzione di gas, la trasmissione, la liquefazione, il trasporto, la rigassificazione, la distribuzione e l’utilizzo finale, sono state compensate dai crediti emissivi derivanti da progetti di conservazione delle foreste. Parallelamente alle attività produttive, in Indonesia continuiamo a portare avanti l’esplorazione in aree offshore sia chiave che di frontiera.

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Libia

La Libia è uno dei Paesi di presenza storica per Eni. Per quanto riguarda il gas naturale, abbiamo attività nell’esplorazione e produzione e nel GNL, distribuite sia nell’offshore di fronte a Tripoli che nel deserto. Dai giacimenti di Wafa e Bahr Essalam, il gas libico raggiunge l’Italia attraverso il gasdotto Green Stream, dalla capacità di circa 8 miliardi di metri cubi all’anno: una linea di 520 chilometri che collega l’impianto di trattamento di Mellitah sulla costa libica con Gela in Sicilia. In un incontro avvenuto ad agosto 2022 tra l’Amministratore Delegato di Eni, Claudio Descalzi, e il Presidente della National Oil Corporation (NOC) libica, Farhat Omar Bengdara, Eni ha confermato ha espresso la volontà di lanciare una nuova fase di investimenti per incrementare la produzione di gas nel Paese, facendo leva sul significativo potenziale esplorativo e sugli impianti esistenti che garantiscono l’accesso al mercato domestico e a quello di esportazione europeo. L’AD di Eni ha accolto con favore il piano della NOC di incrementare la produzione giornaliera del Paese fino a 2 milioni di barili di olio al giorno e ha confermato il supporto di Eni nel raggiungimento di questo obiettivo.

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Mozambico

A novembre 2022 è partito il primo carico di GNL dalla Coral Sul, il grande impianto di liquefazione galleggiante o floating liquefied natural gas (FLNG) collegato al giacimento Coral al largo del Mozambico. Il progetto prende il nome di Coral South. A giugno 2022 abbiamo avviato l’introduzione di idrocarburi negli impianti. Coral Sul FLNG ha una capacità di circa 3,4 milioni di tonnellate all’anno di gas liquefatto e produrrà GNL dai 450 miliardi di metri cubi di gas del giacimento Coral, permettendo al Mozambico di entrare a far parte dei Paesi produttori di GNL. Insieme a Mamba e Agulha, Coral fa parte di un complesso supergiant di giacimenti scoperto da Eni tra il 2011 e il 2014 nel bacino offshore di Rovuma, con risorse complessive stimate in 2.400 miliardi di metri cubi di gas in posto.

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Nigeria

In Nigeria operiamo nell’esplorazione e produzione sia onshore che offshore. Negli ultimi anni abbiamo siglato accordi di lunga durata per aumentare l’approvvigionamento di gas naturale liquefatto. Nel GNL partecipiamo con il 10,4% nella società Nigeria LNG Ltd che gestisce l’impianto di liquefazione di gas naturale di Bonny nella zona orientale del Delta del Niger, con una capacità produttiva di 22 milioni di tonnellate all’anno (Mtpa) di gas liquefatto, corrispondenti a circa 35 miliardi di metri cubi all’anno di feed gas. Assicuriamo le forniture di gas all’impianto e vendiamo la produzione di GNL sui mercati statunitense, asiatico ed europeo. Attualmente è in corso un’espansione dell'impianto che prevediamo sarà operativa nel 2024, portando la capacità di produzione annuale a oltre 30 Mtpa. Con questa espansione, Bonny diventerà uno dei principali hub di GNL al mondo e ci consentirà di valorizzare ulteriormente le abbondanti risorse di gas associato del Paese.

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Qatar

A giugno 2022 siamo stati selezionati da QatarEnergy come nuovo partner per la realizzazione di North Field East (NFE) in Qatar: il più grande progetto al mondo nel GNL, di cui fanno parte 4 mega treni GNL con una capacità combinata di liquefazione pari a 32 milioni di tonnellate/anno (MTPA). Il progetto NFE consentirà di aumentare la capacità di esportazione di GNL del Qatar dagli attuali 77 MTPA a 110 MTPA. Con un investimento di 28,75 miliardi di dollari, NFE dovrebbe entrare in produzione entro la fine del 2025 e impiegherà tecnologie e processi all'avanguardia per minimizzare l'impronta carbonica complessiva, tra cui la cattura e lo stoccaggio della CO2. L’accordo per la costituzione della Joint Venture tra le due società è stato firmato dal Ministro di Stato per gli Affari Energetici, Presidente e Amministratore Delegato di QatarEnergy, Saad Sherida Al-Kaabi, e dall'Amministratore Delegato di Eni, Claudio Descalzi. QatarEnergy deterrà una quota del 75% e Eni il restante 25%. La JV a sua volta deterrà il 12,5% dell'intero progetto NFE.

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Repubblica del Congo

Proseguono i progressi nella valorizzazione e commercializzazione delle risorse di gas nel Paese, confermati nel corso di un incontro tenutosi a ottobre 2022 tra l’AD di Eni Claudio Descalzi e il Presidente della Repubblica del Congo, Denis Sassou Nguesso. L’accordo prevede l’utilizzo di impianti GNL galleggianti che consentiranno di incrementare l’export di gas già nell’inverno 2023-2024. A questo scopo, ad agosto 2022 abbiamo acquisito la società Export LNG Ltd che detiene l’impianto di liquefazione galleggiante Tango FLNG, sul quale si baseranno le attività di sviluppo del gas naturale nel blocco Marine XII, di cui siamo operatori al 65% e dove opera il nostro progetto Nené Marine. L’acquisizione è stata preceduta da una lettera d’intenti firmata con il Paese ad aprile 2022, finalizzato a rafforzare le operazioni congiunte nell'esplorazione e sviluppo di idrocarburi per aumentare i flussi di export di gas verso l’Europa. L’accordo, in particolare, prevede lo sviluppo di un progetto GNL con una capacità a regime di oltre 4,5 miliardi di metri cubi all’anno e consegna prevista nel 2023/2024.

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L’importanza del gas naturale nel mix energetico di Eni

Il gas naturale è un elemento fondamentale della nostra strategia di riduzione delle emissioni GHG in quanto è il combustibile fossile con la minore impronta carbonica, per cui la sua presenza nel nostro mix produttivo sarà sempre più prevalente, arrivando a costituire il 60% della produzione di idrocarburi nel 2030 e il 90% nel 2050. Per raggiungere questo obiettivo, continuiamo a investire in tecnologie di esplorazione geofisica finalizzata all’individuazione di nuove risorse, come l’imaging sismico supportato dal supercomputer HPC5.