Eni, un maxi giacimento da 140 miliardi di metri cubi in Indonesia e le trattative in Venezuela

21/04/2026 ECONOMIA Preferisci Informazione.News su Google

Redazione Economia   -   Il colosso energetico guidato da Claudio Descalzi ha annunciato una scoperta che, almeno sulla carta, riscrive le mappe delle riserve globali del gruppo. Nel blocco Ganal, un’area che si estende nel prolifico bacino del Kutei a circa settanta chilometri dalla costa del Kalimantan Orientale, il pozzo esplorativo Geliga-1 ha intercettato una colonna di gas dalle “eccellenti proprietà petrofisiche”. Le stime preliminari, sebbene ancora in attesa di una validazione definitiva attraverso un production test già programmato, parlano di volumi impressionanti: circa 140 miliardi di metri cubi di gas in posto (equivalenti a 5 Tcf) accompagnati da 300 milioni di barili di condensati, questi ultimi particolarmente pregiati per l’industria petrolchimica.

L’operazione, che ha richiesto una perforazione in acque profonde fino a toccare i cinquemilacento metri di profondità totale, non rappresenta un episodio isolato ma si inserisce in un cluster esplorativo ad altissima densità. A pochi chilometri di distanza, infatti, insistono le precedenti scoperte di Geng North (fine 2023) e Konta-1 (dicembre 2025), senza dimenticare il giacimento di Gula, adiacente a Geliga, che da solo contiene circa 56 miliardi di metri cubi di gas e che attende ancora lo sviluppo. Questa contiguità geografica non è un dettaglio tecnico minore, poiché suggerisce la possibilità di creare economie di scala nella fase di estrazione; la sinergia tra queste strutture potrebbe tradursi in un incremento produttivo aggiuntivo stimato in circa un miliardo di piedi cubi al giorno di gas e ottantamila barili di condensati.

Strategie parallele: il nodo Venezuela e le infrastrutture italiane

Mentre l’Indonesia si conferma un *hub* cruciale per l’approvvigionamento futuro – Eni è presente nell’area dal 2001 e attualmente produce circa novantamila barili di olio equivalente al giorno dai campi di Jangkrik e Merakes – il gruppo non distoglie lo sguardo dalle dinamiche geopolitiche dell’America Latina. Le cronache economiche di queste ore incrociano infatti un altro dossier caldo: l’intesa per l’export di gas dal Venezuela. Sebbene non vi siano ancora accordi siglati, fonti ufficiali confermano colloqui in corso con la spagnola Repsol e la statale Pdvsa per rilanciare il progetto Cardón IV. L’obiettivo, che guarda al lungo termine (si ipotizzano esportazioni verso la fine del decennio), rappresenterebbe una svolta per Caracas, storicamente appesantita da un debito accumulato nei confronti dei partner europei che supera i sette miliardi di dollari a causa delle passate sanzioni. Per Eni, si tratterebbe di diversificare ulteriormente le rotte del gas in un momento in cui la strozzatura delle forniture liquefatte resta una variabile critica per i mercati.

L’architettura finanziaria del blocco Ganal

Tornando al fronte indonesiano, la governance del progetto presenta una struttura societaria che merita attenzione. Eni ricopre il ruolo di operatore con una partecipazione maggioritaria dell’82% nel *production sharing contract* di Ganal, mentre la restante quota è detenuta da Sinopec. Tuttavia, quest’asset non rimarrà isolato nel portafoglio del gruppo italiano per molto tempo. Il blocco rientra infatti nel perimetro di ben diciannove concessioni (quattordici in Indonesia e cinque in Malesia) che confluiranno in Searah, la joint venture paritetica annunciata a novembre 2025 insieme alla malese Petronas. L’operazione, la cui chiusura è attesa entro la metà dell’anno, ridefinirà gli equilibri operativi nella regione, trasformando di fatto la scoperta di Geliga in un valore destinato a essere condiviso strategicamente tra Roma e Kuala Lumpur.

Dati tecnici e prospettive di mercato

Dal punto di vista operativo, la perforazione di Geliga-1 è stata condotta su un fondale marino profondo circa duemila metri, intercettando un reservoir di età miocenica. L’analisi dei dati suggerisce che la combinazione delle risorse di Geliga e Gula possa sostenere la creazione di un terzo polo produttivo nel bacino del Kutei, replicando il modello di sviluppo già avviato per il North Hub. Quest’ultimo, che prevede l’utilizzo di una FPSO con capacità di un miliardo di piedi cubi al giorno, indirizzerà la produzione verso il terminale di Bontang per la liquefazione. La capacità di Eni di mettere a sistema queste scoperte in tempi relativamente rapidi – considerando il contesto di transizione energetica – sarà probabilmente il vero banco di prova per gli analisti, i quali hanno accolto la notizia con rinnovato interesse valutario. Nonostante l’entusiasmo per le riserve fisiche, rimane alta l’attenzione sui costi di sviluppo e sulle complessità logistiche di un’area tanto remota quanto strategicamente vitale per l’equilibrio energetico asiatico.