Roma – “L’Italia ha riempito al momento i suoi stoccaggi al 71,7%. Siamo in forte recupero e ci mettiamo sulla curva per arrivare al 90% a ottobre che è il target che ci siamo posti. Nell’ipotesi di forniture interrotte a inizio inverno da parte della Russia ci basterebbe stoccaggio fino a febbraio. A marzo ci sarebbe un piccolo deficit compensabile, e poi ad aprile i consumi andrebbero in calo”. È quanto ha spiegato il ministro della Transizione ecologica, Roberto Cingolani facendo il punto, in una conferenza stampa, sulla situazione del gas. “Non prevediamo drastiche misure di contenimento soprattutto a livello industriale” ha assicurato Cingolani sottolineando come l’Italia sia messa meglio di altri paesi. Dal secondo semestre ’22 l’Italia – come ha sottolineato il ministro – potrà contare su nuove forniture complessive per 7,5 miliardi circa di gas. “Si tratta – ha affermato Cingolani – di 6 miliardi compresi i 4 mld da Algeria e 1,5 mld dal Tap per il secondo semestre 2022, poi 8,9 mld di mc nel ’23 e a regime 14 mld”.
In tale scenario – secondo il ministro – il “Price cap è l’unica soluzione etica per dare una mano a livello europeo”. “I prezzi – ha spiegato Cingolani – erano saliti alla stelle anche prima della guerra. Chiamalo nervosismo, domanda-offerta, mismatch, ma anche speculazione: si fa fatica a spiegare questo livelli di prezzo per delle minacce di Putin. Non è economia di mercato, ma di guerra e allora il price cap sarebbe utile e, visto che l’Europa è il principale acquirente dei gasdotti, si può permettere di fare il prezzo di mercato. Si può pensare anche ad un price cap transitorio, da decidere magari se da applicare ad alcuni Paesi o a tutti. Anche un price cap con un prezzo alto potrebbe calmierare l’elettricità, quindi con un impatto importante sull’inflazione. Magari potrebbe essere pure indicizzato bimestralmente. Sperando che non ci sia un inverno particolarmente freddo, non mi pare lo scenario sia preoccupante. Ce la caveremo ma sono preoccupanti i prezzi. Ecco perché – ha concluso Cingolani – è importante il price cap”.
Nel frattempo Eni e i suoi partners nel New Gas Consortium (NGC), la filiale di Chevron in Angola Cabinda Gulf Oil Company Limited (CABGOC), Sonangol P&P, bp e TotalEnergies, con l’Agenzia angolana per il Petrolio, il Gas e i Biocarburanti ANPG, hanno annunciato che il Consorzio ha preso la Decisione Finale di Investimento (FID) per lo sviluppo dei campi Quiluma e Maboqueiro (Q&M). Si tratta del primo progetto di sviluppo di gas non associato in Angola. Il progetto comprende due piattaforme offshore, un impianto di trattamento del gas a terra e un collegamento all’impianto di Angola LNG per la commercializzazione di condensati e gas tramite carichi di GNL. Le attività di esecuzione del progetto inizieranno nel 2022, con l’avvio della produzione pianificato nel 2026 e una produzione prevista di 330 milioni di piedi cubi/giorno al plateau (circa 4 miliardi di metri cubi/anno).
“L’approvazione del progetto Q&M è una tappa importante verso l’accesso a nuove fonti di energia ad oggi non sviluppate; assicurerà forniture affidabili di gas per l’impianto di Angola LNG e continuerà a promuovere lo sviluppo socio-economico dell’Angola. Il supporto fornito dal ministero delle Risorse Minerarie, del Petrolio e Gas dell’Angola, nonché da tutti i ministeri e dalla Concessionaria nazionale ANPG, – fa sapere Eni in una nota – è stato essenziale per avviare questa nuova fase di sviluppo del gas offshore angolano. A questo proposito, l’istituzione di un regime legale e fiscale applicabile alle attività upstream e alla vendita di gas naturale in Angola è stato un fattore chiave per il progetto”. I partner del New Gas Consortium comprendono Eni (25,6%, Operatore), la consociata Chevron CABGOC (31%), Sonangol P&P (19,8%), bp (11,8%) e TotalEnergies (11,8%).
Eni detiene una partecipazione del 13,6% in Angola LNG, insieme alla consociata Chevron CABGOC (36,4%), Sonangol (22,8%), bp (13,6%) e TotalEnergies (13,6%). L’impianto si trova a Soyo, nella provincia di Zaire, ha una capacità di trattamento di circa 353 bcf all’anno di gas e una capacità di liquefazione di 5,2 milioni di tonnellate all’anno di GNL. Eni è presente in Angola dal 1980. Attualmente la società opera nei Blocchi 15/06, Cabinda Norte, Cabinda Centro, 1/14, 28 e ha inoltre partecipazioni non operate nei Blocchi 0 (Cabinda), 3/05, 3/05A, 14, 14 K/A-IMI e 15. Nel marzo 2022 Eni ha firmato un accordo con bp per la costituzione di una joint venture denominata Azule Energy, che unisce le attività di entrambe le società in Angola. L’operatorship del progetto Q&M sarà garantita da Azule Energy dopo la data di completamento della transazione.
