Nei giorni scorsi, gli ultimi test di verifica sui pozzi sottomarini e sulle linee, oltre che sulla prima unità di trattamento del gas onshore, propedeutici all’avvio definitivo. Così ieri Eni ha acceso ufficialmente i motori di Zohr, il maxi-giacimento di gas scoperto nell’offshore egiziano, nel blocco di Shorouk, nell’agosto del 2015, il più grande mai rinvenuto nel paese e nel Mediterraneo. Ci sono voluti meno due anni e mezzo per far partire la produzione, un tempo record, dicono dalla società, per questo tipo di giacimento, e per centrare un «risultato storico», come lo ha definito il ceo Claudio Descalzi. Che sull’Africa ha sempre scommesso e finora si è rivelata un traino fondamentale per il business del Cane a sei zampe. Tanto che ieri il gruppo ha compiuto un passo avanti anche in Marocco firmando con la compagnia di Stato, Onhym, un accordo per acquisire nuovi permessi esplorativi nella licenza Tarfaya Offshore Shallow.

Zohr si prepara dunque a cambiare il futuro dell’energetico dell’Egitto, assicurando al paese l’autosufficienza visto che sarà in grado di coprire una consistente fetta del fabbisogno interno di gas per i prossimi decenni. Ma l’entrata a pieno regime del super giant sarà un processo graduale. Entro il 2019 saranno perforati 20 pozzi e, da qui ai prossimi mesi, si lavorerà al raggiungimento del picco di produzione, con un primo step intermedio a giugno quando l’asticella toccherà i 28 milioni di metri cubi al giorno per poi raggiungere, nel 2019, il punto massimo, con 80 milioni di metri cubi giornalieri. In soldoni, 30 miliardi di metri cubi annui che equivalgono a poco meno del gas che abbiamo importato dalla Russia l’anno scorso. Giusto qualche numero, insomma, per capire il “peso” del maxi-giacimento egiziano, il cui potenziale è stato fissato in oltre 850 miliardi di metri cubi di gas in posto. E, anche qui, un rapido confronto può forse tornare utile dal momento che quel volume corrisponde a 10-12 volte il consumo di gas della penisola registrato nel 2016 (71 miliardi di metri cubi).

Descalzi non ha nascosto perciò la soddisfazione per l’obiettivo appena conseguito. «L’avvio di Zohr - ha spiegato ieri - è frutto delle nostre competenze, della nostra capacità di innovazione tecnologica e della nostra tenacia nel perseguire gli obiettivi, anche quelli più complessi, e di questo dobbiamo essere molto orgogliosi. Questo progetto è stato reso possibile sfruttando al massimo le competenze e le capacità umane e infrastrutturali che offre il paese in termini di risorse locali. Questa scoperta trasformerà il panorama energetico dell’Egitto permettendo al paese di diventare autosufficiente e trasformarsi da importatore naturale in futuro esportatore».

Un esito comunque non scontato perché la storia di Zohr è lunga e dall’esordio non facile. Tutto è cominciato nel 2012 quando le 15 aree di ricerca del giacimento entrarono in gara. Fino a quel momento, però, l’attività sui pozzi dell’offshore mediterraneo non aveva riservato buoni risultati. Al punto che diverse società fecero un passo indietro, ma non l’Eni. E, dopo alcuni monitoraggi sul blocco 9 (quello di Shorouk appunto) dai risultati interessanti, il Cane a sei zampe decise di andare avanti e, nel febbraio 2013, Ieoc (la controllata egiziana) depositò un’offerta per quel blocco che le fu assegnato al 100 per cento. E che, di lì a poco, si sarebbe rivelato un vero Eldorado, in grado di attirare l’interesse di grandi gruppi, prima Bp e poi Rosneft che sono entrati nella concessione rilevando, rispettivamente, il 10 e il 30 per cento.

A conferma che la via intrapresa da Eni ha pagato. Zohr rientra, infatti, in quei 7 progetti del gruppo caratterizzati da sviluppo e messa in produzione in tempi rapidi con significativi ricadute sulla cassa. È l’approccio che va sotto il nome di «dual exploration model»: da un lato, si accrescono le riserve di idrocarburi con i successi esplorativi (e Zohr avrà una ripercussione immediata con 300 milioni di barili di olio equivalente di risorse certe da iscrivere subito a libro), e, dall’altro, si anticipa la monetizzazione cedendo quote di minoranza, come accaduto in Egitto con Bp e Rosneft, ma conservando il controllo e il ruolo di operatore. Con il risultato di accorciare i tempi di commercializzazione, ridurre i costi della messa in produzione e, come detto, accelerare l’incasso. In questo modo, dal 2014 al 2017, Eni ha già messo in cascina quasi 10 miliardi di dollari.

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