Così gli investimenti di Eni sul gas disegnano rotte dell'energia più sicure

Nel breve periodo si gestiscono le emergenze. Nel lungo si costruiscono le alternative. In un mese Eni ha annunciato di aver scoperto tre importanti giacimenti di gas tra Indonesia, Egitto e Libia. Ma ci sono anche investimenti già in essere tra Venezuela e Argentina, capaci di diversificare le rotte dell'energia oggi sotto pressione. La direzione intrapresa è quella di moltiplicare le fonti per non dipendere da un solo snodo, puntando su aree dove la stabilità, politica e operativa, assicura continuità alle forniture. “La diversificazione geografica è una leva centrale per ridurre i rischi di mercato, geopolitici e tecnologici”, spiegano al Foglio fonti vicine all’azienda. “È una strategia avviata da tempo, ben prima delle crisi più recenti. Fino a dieci anni fa Eni significava soprattutto Africa e petrolio, oggi il 52 per cento della produzione è gas, pari a oltre 131 milioni di metri cubi al giorno, estratti in tutto il mondo”.

È in questa cornice che si inseriscono i nuovi progetti. In Indonesia, nel bacino del Kutei, la joint venture con Petronas ha portato a scoperte per circa 140 miliardi di metri cubi di gas. Qui il modello è misto: una parte del gas resta sul mercato interno, una parte va all’export. “È sempre una negoziazione con il governo”, spiegano le fonti. “Si decide insieme se massimizzare i volumi o allungare la produzione, e quanto destinare al mercato locale o internazionale”. Il vantaggio, in questo caso, è anche infrastrutturale. Nel sud-est asiatico gli impianti di liquefazione sono già operativi, e questo consente di accelerare i tempi. “L’obiettivo è avviare la produzione del North Hub probabilmente entro il 2030, mentre sulle nuove scoperte la decisione arriverà nei prossimi due anni, al termine del confronto con le autorità indonesiane”.

Più avanzato è il progetto argentino. Qui Eni sta sviluppando un sistema integrato di produzione, liquefazione ed export insieme alla compagnia state Ypf, nel bacino di Vaca Muerta. “È un progetto già molto avanzato. Siamo fiduciosi che produzione ed export possano partire entro il 2030”. Verranno costruite due unità galleggianti per produrre 12 milioni di tonnellate annue di gln nella fase iniziale e 30 a regime interamente destinate alla vendita nel mercato globale. Un ulteriore sviluppo riguarda il Venezuela. Qui Eni, in una joint venture al 50 per cento con la spagnola Repsol, è in trattativa con il governo di Delcy Rodríguez per ottenere il via libera all’export del gas dal giacimento Perla, nella concessione Cardón IV. Oggi la produzione è destinata al mercato domestico, ma l’ipotesi è quella di ampliarla ed estrarre Gnl da esportare. 

Venendo al Mediterraneo, in Libia Eni sta rafforzando la presenza con nuove scoperte nell’area offshore di Bahr Essalam, a nord-ovest di Tripoli: oltre 28 miliardi di metri cubi di gas annunciati a marzo. È il primo effetto della riapertura del settore energetico annunciata a febbraio 2026 quando la National Oil Corporation è tornata ad assegnare permessi esplorativi dopo 17 anni di stop.

In Egitto, la scoperta di inizio aprile nel blocco Temsah vale circa 56 miliardi di metri cubi di gas. Il pozzo Denise w1, perforato a 70 chilometri dalla costa, si trova a poca distanza dalle infrastrutture esistenti. Questa prossimità consente di accelerare lo sviluppo e ridurre i tempi di messa in produzione. In entrambi i casi, la priorità resta però il mercato locale. Il gas prodotto in Libia ed Egitto servirà prima di tutto a coprire il fabbisogno interno, con esportazioni limitate alle eventuali eccedenze. Ma l’effetto sul sistema è comunque positivo perché "più produzione domestica significa meno acquisti da parte di quei paesi sul mercato internazionale, quindi più volumi disponibili per tutti gli altri”.

Oggi sono proprio le preoccupazioni sui volumi a stressare il mercato. Ed è per questo che l’ad Claudio Descalzi ha evocato qualche giorno fa la sospensione del ban europeo sul gas russo dal 2027. L'invito a riflettere non riguardava i gasdotti con Mosca ma il solo gas liquefatto. Se dal Qatar mancano già 6,5 miliardi di metri cubi dopo i danni agli impianti attaccati dall’Iran, e altri ne mancheranno anche se Hormuz riaprisse domani, come si sostituiscono i 20 miliardi di metri cubi russi ancora sul mercato? Le nuove scoperte e i progetti in corso non sono risposte contingenti, ma tasselli di un disegno più ampio. E mentre nel lungo periodo si costruiscono le alternative, nel breve vanno gestite le emergenze.