Energia

Eni punta alle risorse del blocco offshore A5-A, nelle acque profonde del bacino settentrionale dello Zambesi

L'Eni ha firmato a Maputo, alla presenza del ministro delle Risorse Minerarie e dell'Energia Ernesto Max Tonela, il contratto per i diritti esclusivi di esplorazione e sviluppo del blocco offshore A5-A, nelle acque profonde del bacino settentrionale dello Zambesi, a circa 1.500 chilometri a nord est della capitale. Lo annuncia il gruppo petrolifero.
 
Il blocco si estende su un'area complessiva di 5.133 chilometri quadrati ad una profondità d'acqua compresa tra 300 e 1.800 metri, in una zona completamente inesplorata di fronte alla località di Angoche. Eni, attraverso la sua controllata Eni Mozambico, è l'operatore del Consorzio per il Blocco A5-A con una quota di partecipazione del 59,5%. Gli altri partner sono Sasol con il 25,5% e la società di Stato Mozambicana Empresa Nacional de Hidrocarbonetos (ENH) con il 15%.
 
Eni, ricorda la nota, è presente in Mozambico dal 2006 a seguito dell’acquisizione di una partecipazione nel Contratto Petrolifero dell’Area 4 ubicata nel bacino offshore di Rovuma, nell’area settentrionale del Paese, dove a seguito di una intensa campagna esplorativa nell’arco di 3 anni, dal 2011 al 2014, sono state scoperte risorse supergiant di gas naturale nei giacimenti di Coral, Mamba e Agulha, stimate in 2.407 miliardi di metri cubi di gas in posto. Il Consorzio dell’Area 4 è composto da Eni (25%), ExxonMobil (25%) e Cnpc (20%), partecipanti attraverso la società Mozambique Rovuma Venture, e da Empresa Nacional de Hidrocarbonetos (10%), Kogas (10%) e Galp (10%).

Il progetto di sviluppo iniziale delle risorse di Coral prevede la realizzazione di un impianto galleggiante (Flng), per il trattamento, la liquefazione, lo stoccaggio e l’offloading del Gnl con una capacità di liquefazione annua pari a circa 3,4 milioni di tonnellate. La fase realizzativa è stata avviata nel giugno 2017 e prevede l’avvio della produzione nel 2022. Per i giacimenti di Mamba Complex il programma di sviluppo iniziale prevede la realizzazione di un impianto onshore composto da 2 treni per il trattamento e la liquefazione del gas e dalle relative facilities la cui capacità annua è pari a circa 15,2 milioni di tonnellate di Gnl. L’avvio della produzione è atteso nel 2024 con il sanzionamento del progetto previsto nel 2019.