Energia

Ecco il doppio colpo di Eni in Tunisia e Messico

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In Nordafrica si estende al 2029 la collaborazione per il trasporto del gas naturale di provenienza algerina. In centro America avviata la produzione dall’Area 1, nell’offshore messicano, la prima da quando la riforma energetica ha permesso alle aziende straniere di operare nel paese

Doppio colpo di Eni in Africa e in Messico. Il primo riguarda l’accordo che il Cane a sei zampe ha firmato con la Tunisia fino al 2029 per il trasporto di gas proveniente dall’Algeria. Il secondo è l’avvio di produzione anticipata dal campo di Miztón, nell’Area 1, situata nella baia di Campeche, nell’offshore del Messico che si stima contenere un totale di 2,1 miliardi di barili di petrolio equivalente in posto (90% olio) nei giacimenti di Amoca, Miztón e Tecoalli.

L’ACCORDO FA SEGUITO ALLE INTESE RAGGIUNTE NEL MAGGIO SCORSO CON SONATRACH

Nel primo caso il Ministro dell’Industria Slim Feriani e l’ad di Eni Claudio Descalzi hanno sottoscritto – in presenza del Primo Ministro della Tunisia Youssef Chahed – il nuovo accordo per il transito attraverso la Tunisia del gas naturale di provenienza algerina. L’Accordo fa seguito alle intese raggiunte nel maggio scorso con Sonatrach in relazione all’acquisto del gas ed al trasporto nel canale di Sicilia (cosiddetto sistema TMPC), e completa il quadro contrattuale che consente l’importazione in Italia del gas algerino. Con questo accordo Eni, tramite la propria controllata Trans Tunisian Pipeline Company (“TTPC”), si impegna ad esercire il gasdotto per i prossimi 10 anni, assicurando i necessari reinvestimenti di ammodernamento dell’infrastruttura ed usufruendo del diritto esclusivo su tutta la capacità di trasporto.

IL GASDOTTO TRANS-TUNISINO DA 34 MILIARDI DI METRI CUBI ALL’ANNO CONTRIBUISCE ALLA DIVERSIFICAZIONE

Il gasdotto trans-tunisino, realizzato all’inizio degli anni ’80 e successivamente potenziato in più fasi, consiste in due linee da 48 pollici lunghe circa 370 km (dal confine algero-tunisino presso Oued Saf Saf fino al promontorio di Cap Bon) e cinque centrali di compressione. Con una capacità di trasporto di circa 34 miliardi di metri cubi all’anno, quest’opera svolge e svolgerà un ruolo chiave per l’approvvigionamento energetico della Tunisia e dell’Italia, contribuendo alla diversificazione delle fonti di approvvigionamento ed alla transizione energetica del mercato italiano. L’accordo rappresenta infine una ulteriore conferma del pluriennale impegno Eni nei Paesi del nord Africa, non solo nell’attività di esplorazione e produzione di idrocarburi, ma anche nella gestione delle infrastrutture di trasporto e nei segmenti della commercializzazione di prodotti petroliferi, della chimica e della produzione di energia da fonti rinnovabili.

INCONTRO TRA DESCALZI E L’AD DI SONATRACH

Nel frattempo Descalzi si è incontrato con il CEO di Sonatrach, Rachid Hachichi ad Algeri per verificare lo stato di avanzamento delle attività nel paese. Eni e Sonatrach hanno confermato la volontà di accelerare lo sviluppo dei nuovi progetti a olio e gas di Berkine Nord, che consentirà un significativo aumento della produzione nazionale. Il progetto si compone di due fasi: la prima, relativa allo sviluppo ad olio ha visto lo start up nel maggio scorso, dopo soli tre mesi dall’entrata in vigore dell’accordo di farm in; la seconda, relativa invece allo sviluppo a gas, avrà lo start up a fine settembre dopo il completamento della pipeline BRN-MLE.

ENI AVVIA LA PRODUZIONE DALL’AREA 1 NELL’OFFSHORE DEL MESSICO

La fase di produzione anticipata dal campo di Miztón, da parte di Eni è figlia invece di un bid round competitivo nel settembre 2015. La produzione della piattaforma di Miztón, installata in 34 metri di profondità, viene inviata con una linea multifase all’impianto di separazione a terra (Onshore Receiving Facility, ORF) costruito da Eni a Sanchez Magallanes, nello stato di Tabasco. Dopo la separazione ad ORF, la produzione viene inviata all’impianto Pemex di San Ramón per ulteriore trattamento. La produzione è iniziata dal pozzo Miztón 2, che ha mostrato un eccellente indice di produttività, e questa fase di produzione anticipata è prevista raggiungere fino a 15.000 barili di petrolio al giorno. La piena produzione inizierà nei primi mesi del 2021, quando sarà installata una struttura galleggiante di produzione, stoccaggio e scarico (FPSO) e raggiungerà un plateau di 100.000 barili di petrolio equivalente al giorno. Il Piano di Sviluppo dell’Area 1 prevede la costruzione ed installazione di due ulteriori piattaforme sul campo di Amoca e di una sul campo di Tecoalli.

DESCALZI: RISULTATO È IN LINEA CON LE ASPETTATIVE DEL GOVERNO MESSICANO DI AUMENTARE LA PRODUZIONE COMPLESSIVA DEL PAESE

“Abbiamo raggiunto lo startup di produzione in meno di due anni e mezzo dall’inizio del primo pozzo perforato da Eni nellˈArea 1 e in meno di un anno dall’approvazione del Piano di Sviluppo – ha commentato l’Amministratore Delegato di Eni, Claudio Descalzi -. Questo risultato è in linea con le aspettative del governo messicano di aumentare la produzione complessiva del paese. Eni è la prima compagnia internazionale ad avviare la produzione offshore in Messico dopo la Riforma Energetica e intendiamo continuare a collaborare con le autorità messicane”.

LO START UP DELLA PRODUZIONE DALL’AREA 1 RAPPRESENTA UNA ULTERIORE CONFERMA DELL’APPROCCIO “FAST TRACK” DISTINTIVO DI ENI

Lo start up della produzione dall’Area 1 rappresenta una ulteriore conferma dell’approccio “fast track” distintivo di Eni per effettuare efficienti progetti di sviluppo upstream. Nel maggio 2019 Eni ha firmato con il governo dello Stato di Tabasco un Memorandum of Understanding finalizzato a identificare e sviluppare progetti di sostenibilità nel campo educativo, sanitario e dello sviluppo socio-economico, per cooperare e contribuire ai piani del governo per migliorare le condizioni delle comunità più svantaggiate nello stato di Tabasco. Eni è presente in Messico dal 2006 e nel 2015 ha costituito la sua controllata Eni Mexico S. de R. L. de C. V., che attualmente detiene partecipazioni in qualità di operatore in sei blocchi situati nel bacino di Sureste. Inoltre nell’ottobre 2018 Eni ha concordato uno scambio di interessi con Lukoil per l’acquisizione di una partecipazione non operativa in un altro blocco nel Paese.

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