C’era un contesto complicato. Politico, economico, sociale. Bisognava navigare nelle acque agitate di questo inizio secondo decennio del millennio: Eni l’ha fatto. Ha chiuso il triennio 2014-2016 con risultati che sono stati raccontati agli analisti e agli investitori alla British Academy qualche settimana fa dall’amministratore delegato Claudio Descalzi. 100 in km quadrati, l’estensione del giacimento di Zohr
Negli ultimi anni Eni ha affrontato un processo di trasformazione articolato che non poteva prescindere proprio dal contesto: nel 2014 il prezzo del petrolio crollò di oltre il 60 per cento e contestualmente si abbassava la domanda di gas (scesa del 16 per cento tra il 2008 e il 2016). Ecco, in questo quadro Eni ha lavorato tantissimo sulla riduzione dei costi con un’idea precisa, economica, finanziaria e sociale: non mandare a casa un solo dipendente. Il risultato è stato ottenuto con una trasformazione culturale prima che industriale: i tagli mirati, il lavoro di ricerca che ha prodotto nuove scoperte, gli investimenti che hanno portato innovazione e posizionamento strategico. E poi la ristrutturazione del gruppo con la cessione di Snam e Galp e la riduzione della quota di Saipem. In questi tre anni il processo di rinnovamento e di internazionalizzazione ha avuto una enorme spinta, che ha portato Eni a essere la Oil and Gas più innovativa del comparto, come dimostrano i progetti avviati o consolidati in questo triennio che diventeranno l’asse portante del business e della rilevanza globale dell’azienda nel prossimo futuro.
12 in milioni, i metri cubi di gas al giorno prodotti da settembre 2017 Ci sono sette progetti realizzati che raccontano che cos’è la competitività per Eni. Sono sette progetti internazionali uniti da un fattore comune: lo sviluppo e la messa in produzione in tempi velocissimi. Sono l’orgoglio dell’azienda, nonché la testimonianza della spinta di propulsione che Eni può svolgere nei teatri in cui opera. Le competenze e il commitment dei suoi professionisti consentono a Eni di essere best in class nell’esplorazione, nella modellistica dei giacimenti, nella perforazione e nello sviluppo e permettono di individuare opportunità dove altri vedono difficoltà.
1. Angola, West Hub
Lo sviluppo del progetto è avvenuto in soli 44 mesi a partire dalla dichiarazione di scoperta commerciale e rappresenta un risultato al top dell’industria per gli sviluppi in acque profonde. Nel dicembre 2014 è stata avviata la produzione di West Hub, primo progetto in produzione operato da Eni in Angola, con un livello iniziale di 45 kb di olio al giorno ottenuti attraverso la FPSO ‘Ngoma.
2. Angola, East Hub
La visione nello sviluppo dei giacimenti e nella gestione dei progetti, ha permesso di avviare l’East Hub con un time-to-market di 3 anni e un anticipo di 5 mesi rispetto al programma originario.
3. Congo, Nené Marine
A 8 mesi dal permesso di produzione, il 29 dicembre del 2014 il campo Nené Marine è stato avviato in produzione. Il progetto è stato realizzato in un tempo brevissimo, un anno, addirittura in anticipo rispetto alle previsioni iniziali.
4. Ghana Octp
5 i giacimenti con l’allaccio di 30 pozzi Per il progetto Octp del Ghana si prevede l’avvio della produzione a metà 2017, ovvero 2 anni e mezzo dalla data di sanzionamento del progetto del 30 dicembre 2014. Cape Three Points potrà fornire gas alle centrali termoelettriche del Ghana per più di 15 anni, un contributo significativo al fabbisogno energetico e allo sviluppo economico del Paese.
5. Egitto, Nooros
In 13 mesi Nooros ha raggiunto, prima del previsto, un record straordinario ottenuto grazie alla competenza del team operativo. Un importante successo nell’ambito della strategia esplorativa near field, finalizzata all’accertamento della presenza di ulteriori riserve localizzate in prossimità di infrastrutture esistenti.
6. Egitto, Zohr
È il più grande giacimento di gas naturale mai rinvenuto nel Mediterraneo. A febbraio 2016 è stato completato l’iter autorizzativo. Lo sviluppo è ultra accelerato con l’avvio della produzione previsto alla fine del 2017, a soli due anni dalla scoperta.
7. Indonesia, Jangkrik
La produzione dei campi Jangkrik e Jangkrik NE inizierà a metà 2017 con un time to market di soli 3 anni e mezzo dalla FID e, proprio grazie alla strategia di “near field exploration”, la FPU sarà funzionale, come hub, non solo ai campi di “Jangkrik Complex”, ma anche alla nuova scoperta denominata Merakes.