San Donato Milanese – Il gigante energetico italiano, Eni, ha impresso una forte accelerazione alla sua strategia nel Sud-est asiatico, annunciando le Decisioni Finali di Investimento (FID) per lo sviluppo di due cruciali hub di gas in acque profonde al largo delle coste dell’East Kalimantan, in Indonesia. Questo passo strategico, che riguarda i giacimenti di Gendalo e Gandang (South Hub) e i giacimenti Geng North e Gehem (North Hub), segna una tappa fondamentale non solo per l’azienda ma anche per il panorama energetico globale. La mossa, a soli diciotto mesi dall’approvazione dei Piani di Sviluppo (POD) nel 2024, testimonia la capacità di Eni di procedere con un modello di sviluppo accelerato, volto a massimizzare il valore delle sue scoperte esplorative.
Un potenziale produttivo imponente
I due progetti, una volta a regime, avranno una capacità produttiva combinata di notevole entità. Si prevede che possano fornire fino a 56,5 milioni di metri cubi di gas al giorno (equivalenti a circa 2 miliardi di piedi cubi/giorno) e 90.000 barili al giorno di condensati. I volumi totali stimati ammontano a circa 283 miliardi di metri cubi di gas inizialmente in posto, con l’aggiunta di 550 milioni di barili di condensati associati. L’avvio della produzione per entrambi gli hub è previsto per il 2028, con il raggiungimento del plateau produttivo atteso per il 2029.
Questo ingente volume di gas è destinato a giocare un doppio ruolo strategico: da un lato, soddisferà la crescente domanda interna dell’Indonesia, contribuendo alla stabilità energetica del paese; dall’altro, alimenterà le esportazioni di Gas Naturale Liquefatto (GNL), rafforzando la posizione dell’Indonesia come fornitore chiave sui mercati internazionali, in un contesto di crescente domanda, soprattutto nell’area Asia-Pacifico.
Sinergie e innovazione tecnologica
Un elemento chiave del successo e della rapidità di questo sviluppo risiede nell’approccio integrato di Eni, che combina l’utilizzo di tecnologie all’avanguardia con la valorizzazione delle infrastrutture esistenti. Questo modello permette di ottenere significative efficienze in termini di costi e di accelerare drasticamente il time-to-market. In particolare, i progetti sfrutteranno sinergie con asset già operativi, come l’impianto flottante di produzione (FPU) Jangkrik e l’impianto di liquefazione di Bontang.
Il piano di sviluppo prevede inoltre un’importante estensione della vita operativa dell’impianto GNL di Bontang, attraverso la riattivazione di uno dei suoi treni di liquefazione attualmente inattivi (Treno F). Questo non solo massimizza l’efficienza degli investimenti ma consolida ulteriormente l’infrastruttura energetica della regione.
Dettagli tecnici dei progetti
I due hub presentano caratteristiche tecniche complesse e ambiziose, a testimonianza dell’expertise di Eni nelle operazioni in acque profonde.
- South Hub (Gendalo e Gandang): Lo sviluppo avverrà in acque con profondità che variano dai 1.000 ai 1.800 metri. Il piano prevede la perforazione di sette pozzi di produzione e l’installazione di sistemi sottomarini (subsea) che saranno collegati (tie-back) alla FPU Jangkrik esistente.
- North Hub (Geng North e Gehem): Questo progetto si spingerà in acque ancora più profonde, tra i 1.700 e i 2.000 metri. Prevede la perforazione di ben sedici pozzi di produzione. Il gas e i condensati estratti saranno processati da una nuova unità galleggiante di produzione, stoccaggio e scarico (FPSO) costruita appositamente. Questa FPSO avrà una capacità di trattamento di oltre 28 milioni di metri cubi di gas al giorno e 90.000 barili di condensati, con una capacità di stoccaggio di 1,4 milioni di barili.
Il gas processato verrà trasportato a terra tramite una condotta di esportazione verso un impianto di ricezione, che lo immetterà nella rete nazionale e lo invierà all’impianto di Bontang per la liquefazione. I condensati, invece, saranno trattati e stoccati direttamente sulla FPSO per essere poi esportati tramite navi cisterna (shuttle tanker).
La partnership strategica con Petronas
Questi importanti sviluppi si inseriscono in un contesto strategico più ampio per Eni. Entrambi i progetti faranno infatti parte degli asset che la compagnia intende conferire nella business combination in corso con la malese Petronas. Questa operazione è finalizzata alla creazione di una nuova società indipendente, partecipata in egual misura, che gestirà un portafoglio combinato di asset upstream in Indonesia e Malesia.
La nuova entità, che opererà come finanziariamente autosufficiente, mira a una produzione di oltre 500.000 barili di olio equivalente al giorno (kboepd) entro il 2029, consolidando la presenza di entrambe le compagnie nel Sud-est asiatico e creando un attore di primo piano nel mercato regionale del GNL. La collaborazione strategica è in linea con il “modello satellitare” di Eni, già applicato con successo in altre aree geografiche come Norvegia e Angola.
Un contributo alla sicurezza energetica globale
L’investimento di Eni in Indonesia assume un rilievo particolare nell’attuale scenario geopolitico ed economico. In un mondo alla ricerca di diversificazione delle fonti e di stabilità degli approvvigionamenti, l’incremento della produzione di gas e GNL da un’area strategica come l’Indonesia rappresenta un tassello importante per la sicurezza energetica globale. Come sottolineato dalla stessa azienda, il progetto riflette l’eccellente cooperazione tra Eni, i partner e il governo indonesiano, e consentirà di fornire volumi significativi di energia per supportare la domanda a lungo termine sia a livello domestico che mondiale.