Eni accelera sugli hub di gas in acque profonde in Indonesia

Eni ha assunto le Decisioni Finali d’Investimento (FID) per i progetti a gas Gendalo e Gandang (South Hub) e per i giacimenti Geng North e Gehem (North Hub), a soli diciotto mesi dall'approvazione dei Piani di Sviluppo (POD) avvenuta nel 2024. Questo traguardo, spiega la società in una nota, conferma il rapido ritmo di sviluppo dei progetti a gas in acque profonde di Eni nell'offshore dell'East Kalimantan.

Questi sviluppi combinano tecnologie all’avanguardia con la valorizzazione delle infrastrutture esistenti, tra cui l’impianto flottante di produzione (FPU) Jangkrik e l'impianto di liquefazione di Bontang. Questo approccio integrato consente di ottenere significative efficienze in termini di costi e di accelerare il time to market.

La Decisione Finale d'Investimento per i progetti North Hub e South Hub dimostra ancora una volta la forte capacità di Eni di massimizzare il valore combinando eccezionali performance esplorative con un modello di sviluppo distintivo e accelerato. Il risultato riflette l'eccellente cooperazione tra Eni, le società partner e il Governo dell'Indonesia e consentirà all’azienda di fornire volumi significativi di gas e GNL, contribuendo alla sicurezza energetica domestica e globale a lungo termine.

Il piano di sviluppo di Gendalo e Gandang, in acque con profondità comprese tra 1.000 e 1.800 metri, prevede la perforazione di sette pozzi di produzione e l’installazione di sistemi di produzione sottomarini in acque profonde collegati in tie-back alla FPU Jangkrik. Per il North Hub, il progetto prevede la perforazione di sedici pozzi di produzione in profondità d'acqua comprese tra 1.700 e 2.000 metri e l’installazione di sistemi sottomarini collegati a una FPSO di nuova costruzione, con una capacità di trattamento di oltre 28 milioni di metri cubi giorno di gas e 90.000 bpd (barili al giorno) di condensati, e una capacità di stoccaggio di 1.4 milioni di barili.

I volumi totali dei due progetti ammontano a circa 283 miliardi di metri cubi di gas inizialmente in posto (GIIP), con 550 milioni di barili di condensati associati. L'avvio dei due progetti è previsto per il 2028 ed Eni raggiungerà un plateau di produzione di 56.5 milioni di metri cubi giorno di gas e 90.000 bpd di condensati nel 2029. Il gas sarà trasportato a terra tramite una condotta di esportazione verso un impianto di ricezione che alimenterà sia la rete nazionale esistente sia l'impianto GNL di Bontang. Il GNL prodotto sarà destinato alla domanda interna e ai mercati internazionali. I condensati saranno trattati e stoccati offshore nella FPSO per l’esportazione tramite shuttle tanker.

Il piano di sviluppo prevede inoltre l'estensione della vita operativa dell'impianto GNL di Bontang attraverso la riattivazione di uno dei suoi treni di liquefazione attualmente inattivi (Treno F).

Questi progetti confermano l'impegno a lungo termine di Eni nel settore del gas offshore in crescita in Indonesia, migliorando l'approvvigionamento di gas e massimizzando al contempo le sinergie con le infrastrutture esistenti nell'East Kalimantan e il coinvolgimento significativo di contenuto locale. In particolare, lo sviluppo di Geng North e Gehem creerà un nuovo hub di produzione nel bacino settentrionale di Kutei, creando ulteriori opportunità di tie-back per future scoperte.

Entrambi i progetti faranno parte degli asset che Eni intende conferire nella business combination in corso con Petronas, finalizzata alla creazione di una nuova società che dovrebbe produrre oltre 500 kboepd (migliaia di barili di olio equivalente al giorno) entro il 2029.

Eni opera in Indonesia dal 2001 ed è un importante produttore di gas naturale nel Paese, con attività che spaziano dall'esplorazione allo sviluppo e alla produzione, in particolare nelle aree in acque profonde del bacino di Kutei nello Stretto di Makassar e più recentemente nei business dell’agri-feedstock e dei biocarburanti.