Angela Zoppo, MilanoFinanza 10/9/2015, 10 settembre 2015
ENI, 7 MLD $ PER IL GAS EGIZIANO
Con un investimento inferiore ai 50 milioni di euro, un quarto di quello che solitamente serve per esplorare un pozzo offshore, Eni ha trovato il più grande giacimento a gas del Mediterraneo. Il campo di Zohr, con riserve stimate in circa 900 miliardi di metri cubi («ma è una stima conservativa», secondo l’ad Claudio Descalzi), è una scoperta di proporzioni tali da fare la differenza: per il Cane a sei zampe e per l’Egitto, che da importatore di gas si troverà ad esportarlo.
Dopo aver coperto abbondantemente il suo fabbisogno, gli resterà gas in abbondanza da vendere ad altri Paesi. Su che cosa potrà significare per Eni la scoperta di Zohr ieri le commissioni Industria, Commercio e Turismo del Senato e la commissione Attività Produttive della Camera hanno voluto sentire in audizione informale l’ad Descalzi. Parlando davanti a deputati e senatori sono emersi anche altri dettagli, compreso il fatto che il partner di Eni nella fase esplorativa (nomi non se ne fanno, ma fonti di mercato indicano Shell) si è sfilato a luglio, lasciando scadere l’esercizio della sua opzione. «Sfortunatamente per loro», ha commentato Descalzi, «e fortunatamente per noi, che siamo al 100%». La tabella di marcia a questo punto è davvero serrata. Quello che solitamente si fa in un anno, un anno e mezzo, sarà concentrato in pochi mesi, anche perché è interesse delle autorità egiziane accelerare l’iter. Eni perciò non dovrà aspettare molto per avere la licenza di sviluppo. Descalzi conta di portare già a dicembre sul tavolo del board il piano d’investimento. È prematuro ipotizzare quante risorse finanziarie occorreranno. «Ci stiamo lavorando», ha tagliato corto Descalzi, ricordando che il ministero dell’Energia egiziano ha avanzato una stima tra i 6 e i 7 miliardi di dollari («un ordine di grandezza ragionevole») e che in ogni caso non si andrà oltre i 10 miliardi di dollari. La produzione potrebbe partire tra gennaio e febbraio 2017, con il cosiddetto time to market accelerato. Oltre alle dimensioni record, il giacimento offshore presenta tutta una serie di altri fattori che, messi insieme, rappresentano una combinazione rara e fortunata, il meglio che qualsiasi oil company possa aspettarsi. Intanto, il gas trovato è di tipo biogenico: in altri termini, è composto quasi essenzialmente da metano puro e perciò non richiede particolari trattamenti per essere avviato alla commercializzazione. Poi c’è la posizione del giacimento: ad appena 180 chilometri dagli impianti di trattamento di Al Gamil. Zohr insomma riassume tutti i requisiti per garantire una produzione veloce e a costi contenuti. «Rientra perfettamente in quelle che sono le strategie che abbiamo dichiarato, ossia sviluppare giacimenti convenzionali e meno costosi», ha spiegato Descalzi. Il futuro è ancora più ambizioso: con un giacimento di quella portata si verrebbe a creare un hub del Mediterraneo attraverso una triangolazione Egitto-Israele-Cipro. Guardando ancora oltre, si potrebbe allargare persino al Mozambico, dove Eni sta sviluppando gli immensi giacimenti a gas del bacino di Rovuma, con riserve per oltre 2,5 miliardi di metri cubi, quasi tre volte quelle stimate al momento per Zohr. Ricadute positive anche per Saipem; il mezzo navale che sta conducendo le esplorazioni è della controllata di Eni, il Saipem 10 mila, così chiamato perché può arrivare a una profondità di 10 mila metri. «Penso che Saipem avrà un ruolo importante nello sviluppo di questo giacimento se vogliamo procedere velocemente», ha concluso Descalzi, «Ma prima dobbiamo definire gli accordi col governo egiziano». Zohr potrebbe essere sviluppato attraverso la jv Petrobel, società paritetica tra Eni e la compagnia egiziana Egpc.
Angela Zoppo, MilanoFinanza 10/9/2015