Secondo l’amministratore delegato di Eni, Claudio Descalzi, sono state proprio quelle alleanze di lungo termine con l’Africa, costruite nel solco del fondatore Enrico Mattei, ad aver consentito che, nel pieno della crisi del gas per il conflitto Russia-Ucraina, dai Paesi africani arrivasse senza indugi la piena disponibilità a rimpiazzare le forniture di Mosca, dall’Angola e dalla Libia, dal Congo e dal Mozambico e, naturalmente, dall’Egitto.
Ma il Cane a sei zampe sta progressivamente allargando l’operatività in Asia. Ed è sull’Indonesia, in particolare, che si è appuntata l’attenzione del mercato, ridestata in sequenza dalle operazioni di acquisto di Neptune Energy (cruciale per le operazioni locali di Eni) e degli asset di Chevron, e accesa definitivamente in questi giorni con una nuova scoperta definita world-class. Anche perché’, tutto si collega.
Milano Finanza scrive che le scoperte di ottobre 2023 sono di portata tale da far dire a Wood Mackenzie, una delle più autorevoli società di ricerca e consulenza del settore energetico, che con esse l’Indonesia torna di diritto nella mappa mondiale dell’oil & gas. «Un volume potenzialmente recuperabile di oltre 700 milioni di boe, ipotizzando un fattore di recupero del gas del 65% e del 35% per i condensati, fanno di Geng North-1 la più grande scoperta esplorativa globale quest’anno», dichiara. Il mercato guarda oltre: sempre secondo Wood Mackenzie, Eni si prepara a far cassa.
«Con il consolidamento dei portafogli indonesiani di Neptune Energy e Chevron», si legge nel suo focus sulla scoperta indonesiana, «Eni è ora perfettamente posizionata per ridurre la sua partecipazione in Geng North, la consueta fase successiva del suo collaudato dual exploration model». È la strategia che consente di anticipare il cash flow che deriverà dall’entrata in produzione dei giacimenti, e allo stesso tempo ridurre l’esborso di capitale sugli investimenti futuri, vendendo una quota di minoranza dei giacimenti con riserve certe. Al momento, Eni North Ganal possiede il 50,22%, Neptune Energy il 38,04%; e l’indonesiana Agra Energi I Pte l’11,74%. Al closing con Neptune, perciò, Eni salirà oltre l’88%. Il flusso di cassa alimenta anche i dividendi: se il contesto di mercato dovesse presentarsi migliore delle sue stime, il Cane a Sei Zampe potrà riversare sulle cedole il 35% del cash flow operativo incrementale.
La campagna indonesiana è promossa anche da Seeking Alpha, che considera la doppietta di acquisizioni e successi esplorativi un allungo verso l’obiettivo di portare la quota di gas al 60% del portafoglio entro il 2030. Eni è presente in Indonesia da oltre 50 anni. L’attività è concentrata nelle aree offshore del Kalimantan orientale e dell’isola di Sumatra, e nell’onshore/offshore di West Timor e West Papua, per una superficie complessiva di oltre 18mila chilometri quadrati, circa 12mila dei quali in quota Eni, per un totale di 13 blocchi. L’acquisto delle attività di Chevron nel bacino del Kutei, anch’esso nel Kalimantan orientale, le consentirà di accelerare lo sviluppo dei progetti a gas di Gendalo e Gandang e di sfruttare le sinergie di prossimità con altre infrastrutture operate nell’area.
Gli avamposti Eni nel portafoglio esplorativo indonesiano, osservano gli analisti, mettono in equilibrio aree di attività chiave e aree di frontiera, ottimizzando la gestione del rischio e massimizzando i risultati esplorativi. La prova è arrivata, appunto, con la scoperta a gas nel pozzo Geng North-1, nella licenza North Ganal, 85 km a est del Kalimantan. Con stime preliminari di 5 mila miliardi di piedi cubi di gas (circa 140 miliardi di metri cubi) e condensati fino a circa 400 milioni di barili, la prova di produzione ha permesso di valutare una portata del pozzo pari a 80-100 milioni di piedi cubi al giorno (circa 2,2-2,7 milioni di metri cubi al giorno) e 5-6mila barili al di condensati associati. È su queste basi che, assicura Eni, la scoperta ha il potenziale per contribuire alla creazione di un nuovo polo di produzione nella parte settentrionale del bacino del Kutei, collegabile alle strutture di liquefazione del gas di Bontang.
Dall’Africa, intanto, e più precisamente dall’Angola, arrivano altre buone notizie. Azule Energy, la joint venture paritetica tra Eni e BP che ha dato origine alla più grande compagnia privata oil & gas del Paese, prevede di aumentare la produzione di circa il 14% a 250mila barili al giorno entro il 2026. I capex per le attività di esplorazione e produzione ammonteranno a 7 miliardi di dollari entro il 2027, secondo quanto detto all’agenzia Reuters dal ceo Adriano Mongini. Il primo pozzo esplorativo per il gas è atteso nel 2024. Passi avanti per Eni anche in Mozambico. Il gruppo conta di approvare entro la fine di giugno del prossimo anno una decisione finale di investimento sul suo secondo progetto per il gas naturale liquefatto, dopo Coral Sul. Il giacimento di gas offshore nel bacino di Rovuma in Mozambico ha riserve stimate in ben 500 miliardi di metri cubi di gas naturale.
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