Eni cede le attività petrolifere a terra in Nigeria. E a Cipro entra nel vivo il progetto gas

MILANO – Per Eni è giunto il tempo di fare ordine nel proprio portafoglio di progetti upstream. Spostare capitali dalle attività considerate “non strategiche” verso poli a maggior crescita, che sia in America Latina, Indonesia, in Africa o nel Mediterraneo. Dal gas liquefatto al petrolio.

La compagnia ha finalizzato la cessione della propria controllata Agip Energy and Natural Resources (Nigeria) Limited, Aenr, ad Apex Global Energy Limited, società interamente posseduta dal colosso petrolifero Sterling Oil Exploration and Energy Production Company, uno dei principali operatori attivo nell’onshore del Paese.

Venduto l’ultimo progetto onshore nell’Africa subsahariana

Aenr opera nell’esplorazione e produzione di petrolio a terra (onshore)e in acque poco profonde, attraverso una quota del cinque per cento in Reinaissance, la joint venture che sviluppa i progetti di oil&gas nella prolifica zona del delta del Niger. Stando al comunicato dell’azienda, la vendita, già approvata da tutte le autorità competenti, “è in linea con la strategia di Eni di ottimizzazione delle attività upstream tramite un ribilanciamento del proprio portafoglio e la dismissione di asset non strategici”. Era l’ultimo progetto onshore della compagnia nell’Africa subsahariana.

La compagnia non lascia il Paese (né tanto meno il continente), ma conserva attività di esplorazione e sviluppo di progetti in acque molto profonde – compresa la licenza per il blocco Opl 245, al centro di un lunga causa giudiziaria – e la partecipazione di circa il 10% in Nigeria Lng, per la produzione e commercializzazione di gas natural liquefatto. Nei prossimi mesi è attesa la decisione finale di investimento per il progetto Zabazaba-Etan, parte proprio del blocco Opl 245, a conferma dell’interesse sempre più marcato dell’Enini per l’offshore e il deep offshore.

Ordine nel portafoglio

L’operazione in Nigeria segue un altro accordo per riorganizzare il portafoglio della major. È di appena due settimane fa l’annuncio della cessione delle partecipazioni di alcuni asset in Indonesia ai colossi Pertamina e Medco, per una somma che, fonti di mercato, collocavano tra 1,4 e 1,8 miliardi di dollari. Asset, anche in questo caso, “non strategici” per gli obiettivi di Eni, che nel sud est asiatico ha appena costituito la joint venture Searah con Petronas (50%).

L’area del bacino del Kutei, tra le isole dell’Indonesia, è invece tra i principali hub su cui si concentra l’attenzione del Cane a sei zampe. Così come il Venezuela, dove capitali freschi tentano di ridare lustro al settore oil&gas,e l’Argentina, che sta lavorando al maggior progetto di gas naturale liquefatto della regione.

Contratti a Cipro da 1,3-1,8 miliardi

Tra le aree chiave c’è anche il Mediterraneo, dove sta entrando nel vivo il primo progetto di sviluppo gas di Cipro. La compagnia ha firmato questa mattina i principali contratti di ingegneria, approvvigionamento, costruzione e perforazione per lo sviluppo del progetto Cronos. Nel complesso, secondo fonti di mercato, gli accordi valgono tra 1,3 e 1,8 miliardi di dollari e riguardano la fornitura di un ventaglio di infrastrutture, tra cui una nuova unità di controllo flottante, ombelicali di controllo, sistemi di produzione e controllo sottomarini e i servizi di perforazione.

Nel campo gas di Cronos, situato nel Blocco 6, al largo dell’isola di Cipro, si stimano risorse per oltre tre trilioni di piedi cubi di gas inizialmente in posto – compreso quello che non potrà essere estratto e sfruttato – con una produzione che prevede di raggiungere un plateau di circa 500 milioni di piedi cubi standard al giorno, da avviare già nel primo semestre del 2028.

Per accelerare i tempi, il progetto verrà collegato con le infrastrutture esistenti in Egitto: il gas prodotto da Cronos sarà trasportato verso gli impianti di Zohr, per essere poi liquefatto presso l’impianto Gnl di Damietta ed esportato verso i mercati internazionali, principalmente europei.