Siete qui: Oggi sulla stampa
Oggi sulla stampa

Eni, tre giacimenti in Messico

A giudicare dagli altri otto concorrenti in gara, dopo l’esito pressoché fallimentare dei precedenti tentativi, andati praticamente deserti, e da alcuni dei nomi in lizza (dai norvegesi di Statoil al colosso russo Lukoil, alla compagnia venezuelana Petronas), è stata una vittoria tutt’altro che scontata. E ora l’Eni di Claudio Descalzi può aggiungere un’altra bandierina, quella del Messico, al suo già vasto portafoglio di progetti e di paesi. Il gruppo di San Donato Milanese si è infatti aggiudicato mercoledì, a Città del Messico, nell’ambito di una gara internazionale, con la quota del 100%, un production sharing contract che gli consentirà di poter sviluppare e sfruttare i giacimenti a olio di Amoca, Miztón e Tecoalli, che si trovano nella Baia di Campeche, nell’offshore del Messico.È la prima major petrolifera che mette piede nel paese dopo 77 anni e, soprattutto, dopo la fine del monopolio che, fino al 2014, ha blindato le attività della compagnia di stato, Pemex.
Continua pagina 35 Celestina DominelliContinua da pagina 33 Certo, prima della gara vinta dall’Eni, l’esecutivo aveva provato ad attirare le compagnie d’oltreconfine, ma senza grossi risultati, fuorché qualche licenza aggiudicata a società minori. L’ampia partecipazione, che ha caratterizzato questa tornata, è dunque una buona notizia anche per il Messico che, con la Ronda Zero, ha deciso l’assegnazione delle aree di esplorazione e dei campi di produzione che conserverà la Pemex e ha poi incluso, nella Ronda 1 – di cui fa parte l’asta che si è aggiudicata il gruppo di Descalzi – cinque aree con nuovi contratti per l’esplorazione e l’estrazione.
I tre giacimenti sono situati nell’Area 1, in acque convenzionali e a una profondità che varia tra i 20 e i 40 metri. E, già partendo da questi elementi, ben si comprende il forte interesse che si è andato coagulando attorno a tale “pacchetto”: acque giudicate non troppo complicate in termini di attività da mettere in campo. Senza contare, poi, che i campi sono a breve distanza dalla costa, in un contesto operativo in cui l’Eni può sfruttare la sua expertise e, soprattutto, procedere beneficiando di bassi costi operativi. Tassello, quest’ultimo, cruciale in uno scenario condizionato pesantemente dal calo del prezzo del greggio e che costringe le major petrolifere a lavorare moltissimo sul fronte dell’efficientamento della macchina, riducendo, per l’appunto, l’esborso collegato a vecchi e nuovi progetti. A questo si aggiunge, poi, la consistente disponibilità di risorse già raffinate, che permetterà di accorciare i tempi per la commercializzazione (il cosiddetto “time to market”).
Ma quanto valgono i tre giacimenti? Secondo le stime ufficiali della Comisión Nacional de Hidrocarburos (Cnh), che ha organizzato la gara, i volumi di olio in posto complessivi, per tutti i campi in gioco, sono pari a circa 800 milioni di barili e 14 miliardi di metri cubi di gas associato. Eni – che opererà nell’Area 1 attraverso un braccio locale, secondo uno schema già collaudato, con la costituenda Eni Mexico – procederà ora alla campagna di delimitazione dei giacimenti con l’obiettivo di definire un piano di sviluppo sinergico e, per l’appunto, fast track. In linea con la strategia che sta portando avanti Descalzi e che punta solo su idrocarburi convenzionali, su zone ben conosciute e solo su progetti di facile sviluppo e rapida commercializzazione. Che è poi la filosofia prevalsa, per rimanere in quell’area, anche in Venezuela dove, agli inizi di luglio, il gruppo ha avviato la produzione del campo giant a gas di Perla, il più grande giacimento a gas nell’offshore dell’America Latina e la prima scoperta a gas messa in produzione nell’offshore del paese.
Lì, infatti, il Cane a sei zampe è riuscito in soli 5 anni – il campo è stato scoperto a fine 2009 nel Golfo del Venezuela, a circa 50 chilometri dalla costa – a sviluppare il giacimento mettendo a segno un time to market al top del settore, anche grazie a una pianificazione per fasi che vedrà Perla produrre, nel 2015, 13 milioni di metri cubi di gas al giorno e 34 milioni nel 2020 (pari, rispettivamente, a 40mila e 110mila barili di olio equivalente in quota Eni). A marzo, invece, il gruppo ha avviato la produzione del campo a gas Hadrian South – una delle start-up chiave delle undici previste nel piano strategico presentato a Londra nei mesi scorsi -, nelle acque profonde statunitensi del Golfo del Messico, sviluppato attraverso due pozzi sottomarini collegati alla vicina piattaforma del campo Lucius, operata da Anadarko. E con una produzione giornaliera, a regime, in quota Eni che sarà di circa 16mila barili di olio equivalente considerando entrambi i pozzi.

Print Friendly

Condividi su

Potrebbe interessarti anche
Oggi sulla stampa

Ultimo miglio con tensioni sul piano italiano per il Recovery Fund. Mentre la Confindustria denuncia...

Oggi sulla stampa

Oggi sulla stampa

Le diplomazie italo-francesi sono al lavoro con le istituzioni e con le aziende di cui Vivendi è un...

Oggi sulla stampa

Oggi sulla stampa

La tempesta del Covid è stata superata anche grazie alla ciambella di salvataggio del credito, ma o...

Oggi sulla stampa