Energia

La crescita è alimentata da oltre 300 mila boe/giorno di contributo dai ramp-up dei grandi progetti a elevata marginalità (Zohr, Nooros, Jangkrik, OCTP olio, East Hub, Nenè fase 2)

Eni chiude il 2018 con una produzione di idrocarburi record: nell’anno appena concluso la produzione si è attestata a 1,85 milioni di barili di olio equivalente al giorno (boe/g), con un aumento del +2,5% rispetto al 2017 a prezzi costanti (1,87 milioni boe/g nel quarto trimestre, -1%).

Il risultato, comunica la società, è stato conseguito nonostante la penalizzazione dovuta alla minore domanda di gas in alcuni paesi (con un effetto di circa -1% nell’anno) e  ad altri eventi occasionali (in particolare la conclusione nel secondo trimestre del contratto produttivo di Intisar in Libia).

La crescita è alimentata da oltre 300mila boe/giorno di contributo dai ramp-up dei grandi progetti a elevata marginalità (Zohr, Nooros, Jangkrik, OCTP olio, East Hub, Nenè fase 2) e dai cinque start-up pianificati per il 2018: Ochigufu e Vandumbu nel Blocco 15/06 in Angola, OCTP fase gas, Bahr Essalam fase 2 e Wafa Compression; maggiore produzione di Kashagan, Goliat e Val d’Agri (fermata nel 2017); ingresso ad Abu Dhabi. Per Zhor è stato rivisto al rialzo il target produttivo a 3,2 miliardi di piedi cubi al giorno.
 
Eni ricorda, relativamente ai nuovi progetti che sono stati approvati, i progetti di sviluppo relativi all’Area 1 in Messico per la messa in produzione di 2,1 miliardi di barili di olio equivalente e la scoperta Merakes, in Indonesia, in sinergia con le infrastrutture esistenti del campo Jangkrik. Sei i progetti approvati nel corso del 2018 (oltre a quelli in Italia, Egitto, Congo e Angola). Per il progetto Rovuma LNG Mozambico sono stati ottenuti dai partner della joint venture di Area 4 impegni d’acquisto di lungo termine del GNL, passo decisivo per la decisione finale d’investimento della prima fase del progetto relativa alla realizzazione di due treni di liquefazione da 7,6 milioni di tonnellate/anno ciascuno e per assicurare i relativi finanziamenti. Sul fronte dell'esplorazione sono state effettuate nuove scoperte in Egitto, Cipro, Norvegia, Angola, Nigeria, Messico ed Indonesia ed è stato incrementato il portafoglio titoli minerari. Nel 2018 sono stati acquisiti titoli esplorativi per un totale di circa 29.300 chilometri quadrati di nuova superficie principalmente in Messico, Libano, Alaska, Indonesia e Marocco. Per le risorse esplorative è stata superata la guidance, aggiunti 620 milioni di boe di nuove risorse equity. È stata diluita la partecipazione nel blocco esplorativo Nour in Egitto con l’ingresso di BP (25%) e di Mubadala (20%) ed è stato finalizzato lo swap di licenze esplorative con Lukoil in Messico.
 
La forte crescita in Medio Oriente, sottolinea Eni, bilancia il profilo di rischio del portafoglio upstream: per questo è stato siglato un accordo con la società petrolifera di Stato di Abu Dhabi (ADNOC) per l’assegnazione del 25% della concessione offshore di Ghasha, megaprogetto a gas di cui Eni assumerà la leadership tecnica con avvio previsto a fine 2022 e target produttivo di 1,5 bcf/g e sono stati ottenuti nel gennaio 2019 i diritti esplorativi di sette aree onshore e offshore: due in Abu Dhabi, una in Oman, una nel Regno del Bahrain e tre nell’Emirato di Sharjah.
Il gruppo ricorda inoltre che è stata rafforzata l’attività upstream in Norvegia: perfezionata la fusione tra la consociata Eni Norge e Point Resources con la creazione di Vår Energi, joint venture valutata all’equity (quota Eni 69,6%) che svilupperà le attività dei due partner in Norvegia con target produttivo di 250 mila boe/giorno atteso nel 2023. È stato siglato un accordo preliminare in Alaska per il farm-in del 70% del giacimento Oooguruk, già partecipato da Eni con una quota del 30%. Le riserve certe di idrocarburi sono pari a 7,2 miliardi di boe. L'utile operativo adjusted E&P, sottolinea Eni, nell’anno ha conseguito il miglior risultato degli ultimi quattro anni, con l’utile operativo più che raddoppiato a 10,85 miliardi.

Produzione in Egitto - Eni annuncia che le autorità egiziane hanno assegnato alla società due nuovi blocchi esplorativi nell’onshore dell’Egitto. Il primo blocco, “South East Siwa” (Eni 100%), è stato assegnato nell'ambito del bid round competitivo lanciato da EGPC nel 2018. Il blocco, che ha una superficie di 3.013 kmq, si trova nel Deserto Occidentale vicino alla concessione di Eni “SW Melehia”, dove sono state recentemente annunciate due scoperte commerciali a olio per le quali si stanno predisponendo i piani di sviluppo.
Il secondo blocco, “West Sherbean” (Eni 50%, Operatore; BP 50%), è stato assegnato nell'ambito del bid round competititvo di EGAS del 2018. Il blocco si trova nell’onshore del Delta del Nilo, immediatamente a sud ovest della nuova concessione “Nile Delta”, assegnata a Eni ad agosto 2018, dove è situato il giacimento di Nooros. La superficie del nuovo blocco è di 1.535 km2.
L’esplorazione di queste nuove aree, in caso di successo, potrà avvalersi delle infrastrutture esistenti o in via di realizazzione per una sua rapida valorizzazione. Queste nuove assegnazioni rafforzano ulteriormente la posizione di Eni in Egitto, dove la società opera dal 1954 attraverso la controllata Ieoc. La società è il principale produttore del paese con una produzione equity di oltre 330.000 barili di olio equivalente al giorno.