Il piano di espansione fossile di Eni
41 progetti – dai giacimenti in Angola alle bioraffinerie in Italia – mappati uno per uno, con fonti verificate e stato di avanzamento di ciascuno
In breve
- Eni ha in cantiere 41 progetti fossili non ancora entrati in produzione, tra estrazione, Gnl, raffinerie, stoccaggio di CO2 e filiera agricola dei biocarburanti.
- I progetti si concentrano in Africa, Medio Oriente, Sud-est asiatico e Regno Unito, spesso finanziati tramite joint venture e società satellite che alleggeriscono il bilancio di Eni.
- Diversi impianti anticipano l’autorizzazione: navi di produzione già in posizione, cantieri aperti prima della decisione finale, come per Rosebank e Cambo nel Regno Unito.
Quarantuno progetti di Eni che non sono ancora entrati in produzione: giacimenti approvati, scoperte in valutazione, impianti di liquefazione, raffinerie in conversione, depositi di anidride carbonica e la filiera agricola che alimenta i biocarburanti. Non la fotografia di quello che Eni estrae oggi, ma di quello che ha deciso di estrarre domani. In barba all’ambiente.
Esplora i progetti
- Estrazione
- Esplorazione
- Gnl e terminal
- Raffinerie e bioraffinerie
- Stoccaggio CO2
- Agri-hub e filiera dei biocarburanti
Progetti di estrazione
Vaca Muerta
L’ingresso di Eni in Vaca Muerta, annunciato a giugno 2026, è la parte a monte di Argentina Lng: una quota del 32% in tre blocchi di shale gas e shale oil della provincia di Neuquén, estratti con fratturazione idraulica, accanto a Ypf (la principale compagnia energetica argentina) e Xrg (società di investimento di Adnoc, la principale compagnia energetica statale di Abu Dhabi). È il primo impegno significativo di Eni nel non convenzionale, una tecnologia molto avversata in Italia. La regione registra da anni contenziosi con le comunità mapuche sui permessi e sulla gestione dei rifiuti di perforazione. (fonte)
Cronos (Cipro)
Cronos porta a Cipro il primo sviluppo di idrocarburi della sua storia. Il gas non viene trattato sull’isola: viaggia via condotta verso gli impianti di Zohr in Egitto e da lì all’impianto di liquefazione di Damietta, per essere esportato come Gnl soprattutto verso l’Europa. Eni commercializzerà metà dei volumi, circa 1,4 milioni di tonnellate l’anno. Il progetto salda Cipro, Egitto e Italia in un’unica catena e ricade in un’area marittima contesa con la Turchia. (fonte)
Piano Egitto: 230 nuovi pozzi
Nell’agosto 2026, a El Alamein, Eni ha presentato al presidente al-Sisi un programma di perforazione da 230 pozzi – 30 esplorativi e 200 di sviluppo – da realizzare nel 2026-2027, accompagnato da un nuovo impegno di investimento di 8 miliardi di dollari nei prossimi cinque anni (dal 1954 a oggi, Eni ha investito 8,5 miliardi nel Paese africano). La quota netta di Eni della produzione egiziana di petrolio e gas è stata nel 2025 di circa 242mila barili equivalenti al giorno, e l’azienda dichiara di aver aumentato di circa il 50% la produzione dei campi al largo del Sinai. Il programma copre quattro aree: il Mediterraneo, il delta del Nilo, il Deserto Occidentale e l’offshore del Sinai. (fonte)
Structures A&E (Libia)
Con due strutture offshore collegate al complesso di Mellitah, Structures A&E segna il primo grande sviluppo del gas libico dai primi anni Duemila. Da lì il gas parte verso la Sicilia attraverso il gasdotto Greenstream. Il progetto include un impianto di cattura e stoccaggio della CO2, presentato come elemento di “decarbonizzazione” di una produzione destinata comunque alla combustione. Il direttore generale di Eni per il Nord Africa, Mirko Araldi, ha indicato l’obiettivo di avviare la produzione entro la fine del 2027. L’investimento arriva in un Paese senza un governo unitario riconosciuto e con l’esportazione petrolifera ripetutamente interrotta da blocchi armati. (fonte)
Bahr Essalam (Libia)
Un modulo di compressione da 1.600 tonnellate installato sulla piattaforma Sabratha permette di continuare a estrarre dal giacimento Bahr Essalam anche a bassa pressione, cioè di prolungarne la vita oltre il declino naturale. In parallelo è partita una nuova campagna di perforazione di espansione. Insieme a Structures A&E porta l’impegno di Eni in Libia a circa 10 miliardi di dollari su tre progetti in esecuzione. (fonte)
Baleine Fase 3 (Costa d’Avorio)
Baleine è il giacimento con cui Eni ha aperto una nuova provincia petrolifera nel golfo di Guinea e il manifesto del suo modello di sviluppo per fasi rapide: prima produzione a meno di due anni dalla scoperta. La terza fase, approvata a maggio 2026, aggiunge una nuova unità galleggiante e più che raddoppia la capacità, portandola a 150mila barili al giorno. Tutto il gas prodotto è destinato al mercato interno ivoriano. (fonte)
Greater PAJ – Palas, Astraea, Juno, Urano e Dione (Angola)
Il progetto, ribattezzato Greater Paj, ha preso la decisione finale di investimento (Fid – Final Investment Decision) il 22 giugno 2026: non più tre ma cinque giacimenti in acque profonde a cavallo di due blocchi, collegati a una nuova unità galleggiante di produzione con 17 pozzi. È il primo progetto cross-block dell’offshore angolano e serve a compensare il declino dei giacimenti più vecchi, con la prima produzione attesa nella prima metà del 2029. (fonte)
Hub Nord del bacino di Kutei (Geng North e Gehem) (Indonesia)
In Indonesia, Hub Nord e Sud del bacino di Kutei rappresentano il maggiore sviluppo di gas in acque profonde mai avviato da Eni in Asia: un giacimento stimato in circa 283 miliardi di metri cubi di gas, più 550 milioni di barili di liquidi associati al gas (condensati). Il gas raggiunge la costa via condotta e alimenta sia la rete indonesiana sia l’impianto di liquefazione di Bontang, dove è prevista la riattivazione di un treno di liquefazione fermo. (fonte)
Hub Sud del bacino di Kutei (Gendalo e Gandang – Indonesia)
L’hub Sud riusa l’infrastruttura già installata per Jangkrik, riducendo tempi e costi: sette pozzi collegati alla piattaforma galleggiante esistente. Con l’hub Nord, l’hub Sud porta la produzione a regime a circa 57 milioni di metri cubi di gas al giorno entro il 2029, in un Paese che è tornato importatore netto di energia. (fonte)
Searah – joint venture Eni-Petronas (Malesia e Indonesia)
Searah mette in comune gli asset indonesiani di Eni e quelli malesi e indonesiani di Petronas creando uno dei maggiori operatori del Sud-est asiatico, orientato ai mercati regionali del Gnl. La joint venture è stata formalmente costituita il 9 giugno 2026. Circa il 90% della produzione conferita da Petronas è gas. È lo schema “satellite” con cui Eni finanzia la crescita fossile senza appesantire il proprio bilancio. (fonte)
Hail & Ghasha (Emirati Arabi Uniti)
Il più grande progetto di gas acido al mondo, presentato da Adnoc come il primo sviluppo a emissioni operative nette zero grazie a un impianto di cattura della CO2. Eni ne detiene il 10%, dopo aver ceduto ad Adnoc una quota del 15% nel 2024: resta comunque la sua principale esposizione alla crescita fossile del Golfo, con isole artificiali costruite in un’area di barriere coralline e mangrovie. (fonte)
Rosebank (Regno Unito)
Rosebank è il più grande giacimento petrolifero non ancora sviluppato del Regno Unito e il caso simbolo del contenzioso climatico britannico. Nel gennaio 2025 la Court of Session ha dichiarato illegittima l’autorizzazione originaria perché non teneva conto delle emissioni prodotte dalla combustione del greggio estratto; una nuova valutazione ambientale, questa volta comprensiva delle emissioni indirette, è stata sottoposta a consultazione pubblica fino al 17 agosto 2026 e la decisione del governo è attesa. La nave di produzione è già in posizione: l’infrastruttura precede l’autorizzazione. Eni partecipa indirettamente attraverso Ithaca Energy, nata nel 2024 dalla fusione delle sue attività britanniche con la società controllata dall’israeliana Delek. (fonte)
Cambo (Regno Unito)
Nel Regno Unito, la più grande scoperta ancora priva di decisione finale di investimento (Fid) è Cambo. Shell è uscita nel 2023 dopo la campagna che rese il giacimento un caso politico nazionale; Ithaca – di cui Eni detiene quasi il 40% – ha rilevato la sua quota e cerca un co-investitore, condizionando la decisione alla chiarezza fiscale e regolatoria del governo britannico. È il banco di prova di quanto la pressione pubblica riesca a fermare un progetto già tecnicamente pronto. (fonte)
Nuove concessioni e piattaforme in Adriatico (Italia)
(scheda in arrivo)
Progetti di esplorazione
Denise West (Egitto)
Eni punta a uno sviluppo accelerato appoggiandosi alle piattaforme già esistenti nella concessione Temsah, con l’obiettivo di produrre entro due anni dalla decisione di investimento. Rientra nel piano da 8,5 miliardi di dollari annunciato ad agosto 2026. (fonte)
Calao Sud (pozzo Murene South-1X) (Costa d’Avorio)
Dopo Baleine, Calao Sud è la seconda scoperta più grande mai fatta in Costa d’Avorio: circa 1,4 miliardi di barili equivalenti in posto in sabbie cenomaniane (il Cenomaniano è l’età geologica che segna l’inizio del Cretaceo superiore) a 5mila metri di profondità totale. Eni detiene interessi in altri nove blocchi esplorativi nell’area: per questo, Calao indicherebbe che il bacino ivoriano sia destinato a una seconda ondata di sviluppi, non a un progetto isolato. (fonte)
Bacino di Orange – Pel 85 (Namibia)
Il bacino di Orange, al largo della Namibia, è la principale frontiera esplorativa petrolifera del momento, e Eni vi è entrata per via indiretta: attraverso Azule Energy, la joint venture paritetica con bp, che ha rilevato il 42,5% del permesso Pel 85 accanto all’operatore Rhino Resources. La quota effettiva di Eni è quindi del 21,25%. Tre scoperte nel 2025 hanno confermato il potenziale del blocco: la delineazione è partita su Capricornus, con una nave di perforazione Saipem incaricata, mentre sui risultati dei test di Volans i partner stanno ancora decidendo come procedere verso lo sviluppo. Aprire una provincia petrolifera in Namibia significa immettere sul mercato riserve che entrerebbero in produzione non prima degli anni Trenta. (fonte)
Gajajeira (Angola)
Perforato a luglio 2025 a 60 chilometri dalla costa angolana, Gajajeira-01 è il primo pozzo esplorativo dedicato esclusivamente al gas mai realizzato in Angola: fino a quel momento il gas del Paese era soltanto un sottoprodotto dell’estrazione petrolifera. Le stime iniziali indicano oltre 28 miliardi di metri cubi di gas e fino a 100 milioni di barili di condensati. Secondo i partner il gas servirebbe a migliorare l’accesso all’energia e i consumi interni, oltre ad alimentare l’industria petrolchimica e dei fertilizzanti: è il progetto che aprirebbe in Angola una filiera del gas autonoma da quella del petrolio. (fonte)
Konta (Indonesia)
Konta estende l’area produttiva a nord degli hub appena approvati in Indonesia: è il tipo di scoperta infrastructure-led su cui si regge la strategia esplorativa di Eni, cercare vicino a impianti già finanziati per accorciare i tempi di monetizzazione.
Pochi mesi dopo, la vicina scoperta di Geliga ne moltiplica la scala: annunciata il 20 aprile 2026, porta a circa 142 miliardi di metri cubi di gas in giacimento – cinque volte Konta – in un intervallo del Miocene raggiunto a 5.100 metri di profondità totale sotto duemila metri d’acqua. I test di maggio 2026 hanno dato una stima di produzione sostenibile di circa 5,7 milioni di metri cubi di gas e 10mila barili di condensati al giorno per il solo Geliga-1. Insieme alla vicina scoperta Gula (altri 57 miliardi di metri cubi e 75 milioni di barili di condensati), potrebbe sostenere una produzione aggiuntiva di 28 milioni di metri cubi di gas e 80mila barili di condensati al giorno. (fonte)
Progetti di costruzione Gnl e terminal
Coral Norte Flng (Mozambico)
Dopo Coral Sul, Coral Norte Flng è il secondo impianto galleggiante di liquefazione di Eni in Mozambico, e il secondo al mondo installato in acque ultraprofonde. La decisione finale di investimento è arrivata nell’ottobre 2025, con avvio previsto nel 2028: a regime porterà la produzione mozambicana di Gnl oltre i 7 milioni di tonnellate l’anno, quarto esportatore africano. Il progetto insiste su Cabo Delgado, la provincia dove dal 2017 è in corso un conflitto armato che ha prodotto oltre un milione di sfollati. (fonte)
Rovuma Lng (Mozambico)
Il progetto onshore che dovrebbe monetizzare i giacimenti Mamba dell’Area 4 è Rovuma Lng: un impianto da 18,6 milioni di tonnellate l’anno sulla stessa penisola di Afungi dove sorge il progetto TotalEnergies fermo dal 2021 dopo gli attacchi armati. ExxonMobil ha già assegnato oltre 1,1 miliardi di dollari di contratti pre-Fid, cioè pre-decisione finale che è slittata più volte nel corso del 2026. (fonte)
Congo LNG – Flng Nguya (Repubblica del Congo)
Nella Repubblica del Congo, il primo progetto di esportazione di gas liquefatto del Paese è Congo Lng, modello di fast track che Eni replica altrove: dalla firma alla prima nave sono passati meno di tre anni. La seconda unità galleggiante, Nguya, da 2,4 milioni di tonnellate l’anno, ha avviato la produzione a dicembre 2025 in anticipo sul programma. Il primo carico di Gnl è salpato il 7 febbraio 2026, appena 35 mesi dopo l’inizio della costruzione dell’unità. Quasi tutto il carico è diretto ai mercati europei; il Congo resta un Paese in cui oltre la metà della popolazione non ha accesso all’elettricità. (fonte)
Argentina Lng (Argentina)
Con 51 miliardi di dollari presentati ad agosto 2026 al regime di incentivi Rigi (Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones, il programma argentino per i grandi investimenti), Argentina Lng è il progetto più grande mai affrontato da Eni nel Gnl e il più grande investimento privato della storia argentina. Due navi di liquefazione ancorate nel Golfo San Matías esporteranno il gas non convenzionale di Vaca Muerta, collegato da un nuovo gasdotto dedicato di centinaia di chilometri. Il golfo è area di riproduzione della balena franca australe e zona di pesca artigianale: la valutazione di impatto ambientale è il principale terreno di conflitto locale. (fonte)
Damietta Lng (Egitto)
Fermo per anni per mancanza di gas, il terminale di Damietta torna centrale perché riceverà i volumi di Cronos e quelli in arrivo dai nuovi pozzi egiziani, chiudendo la catena orientale del Mediterraneo. È il punto in cui il gas di tre Paesi diventa carico per l’Europa, e la ragione per cui Eni descrive l’Egitto come “hub energetico del Mediterraneo”. (fonte)
Bontang Lng (Indonesia)
Il gas degli hub di Kutei riporta in funzione una linea di liquefazione ferma dell’impianto di Bontang, uno dei più vecchi complessi Gnl al mondo. È il caso più chiaro di come i nuovi giacimenti servano a prolungare la vita di infrastrutture fossili esistenti anziché sostituirle. (fonte)
Progetti di raffinerie (e bioraffinerie)
Bioraffineria di Livorno (Italia)
La raffineria di Livorno smette di lavorare greggio e passa a olio vegetale e scarti: è la terza bioraffineria realizzata da Eni in Italia dopo Venezia e Gela. Eni ha già cessato l’importazione di greggio e fermato le linee dei lubrificanti e l’impianto Topping, ma il sito continuerà a distribuire carburanti importando prodotti finiti. Sul cantiere, aperto a maggio 2025, lavorano circa 2mila persone di 70 imprese; l’avvio è atteso nei primi mesi del 2027, con un anno di slittamento sulle previsioni iniziali. Insieme all’unità di pretrattamento e all’impianto Ecofining, il progetto comprende un impianto per produrre idrogeno dal metano: il biocarburante viene ottenuto con un input fossile. La conversione mantiene in vita un impianto di raffinazione, il suo indotto e la sua logistica, spostando la questione ambientale dal camino alla filiera agricola che lo alimenta. (fonte)
Bioraffineria di Sannazzaro de’ Burgondi (Italia)
Tra le tre nuove bioraffinerie italiane in cantiere, quella di Sannazzaro de’ Burgondi è la più grande: 550mila tonnellate l’anno ricavate convertendo alcune unità della raffineria pavese, a partire dall’hydrocracker HDC2, per produrre diesel Hvo (olio vegetale idrogenato) e carburante per aviazione da oli esausti da cucina, grassi animali e residui agroalimentari. La Banca europea per gli investimenti la finanzia con mezzo miliardo di euro su 15 anni. “Conversione parziale” significa che il fossile e il bio convivono nello stesso impianto: nelle parole di Eni, l’obiettivo è «affiancare alla produzione di carburanti tradizionali quella di biocarburanti». (fonte)
Bioraffineria di Priolo (Italia)
Nuova bioraffineria da 500mila tonnellate l’anno di Hvo e carburante per aviazione, costruita sul sito Versalis del polo petrolchimico siracusano in partnership con la kuwaitiana Q8. Non si aggiunge alla chimica esistente: la sostituisce. Il piano di trasformazione di Versalis prevede la chiusura dell’impianto di steam cracking, quello che Eni definisce un “business della chimica di base in perdita”, e i sindacati – Cgil, Filctem, Ugl Chimici – hanno chiesto garanzie sugli impegni occupazionali, mentre in sede politica si è parlato di rischio di desertificazione industriale in assenza di un piano. Priolo è area dichiarata a elevato rischio di crisi ambientale dal dicembre 1990: l’investimento riscrive la funzione di un sito su cui pesano decenni di contaminazione. (fonte)
Bioraffineria di Venezia (Italia)
Prima raffineria al mondo interamente convertita a biocarburanti nel 2014, come indicato dalla stessa Eni, Marghera passa ora a 600mila tonnellate l’anno e avvia dal 2027 la produzione di carburante per aviazione. Accanto all’ampliamento il sito costruisce un impianto di steam reforming alimentato a gas naturale – due linee da 15mila normal metri cubi l’ora, 134 milioni di euro, autorizzato con decreto del dicembre 2023 – per produrre in proprio l’idrogeno necessario al processo: il biocarburante viene ottenuto con un input fossile. L’idrogeno sarà “grigio”, cioè senza cattura della CO2, e potrà diventare “blu” solo quando entrerà in funzione il progetto di stoccaggio di Ravenna. (fonte)
Bioraffineria di Pengerang (Malesia)
La più grande bioraffineria Eni al mondo, nel polo petrolchimico malese di Pengerang. Il progetto porta la logica della raffinazione europea nel Sud-est asiatico, in una regione dove la questione delle materie prime agricole – palma in primo luogo, anche se non viene citato tra gli oli esausti – è al centro delle controversie sulla deforestazione. (fonte)
Bioraffineria di Daesan (Corea del Sud)
Nel complesso chimico di LG Chem a Seosan, 80 chilometri a sud-ovest di Seul, sorge il primo impianto di produzione di Hvo e carburante per aviazione sostenibile della Corea del Sud: Bioraffineria di Daesan. La joint venture LG-Eni BioRefining, in cui LG Chem ha il 51% ed Enilive il 49%, ha aperto il cantiere il 4 agosto 2025 per un impianto che tratterà circa 400mila tonnellate l’anno di oli da cucina usati e altri scarti e residui con la tecnologia Ecofining di Eni. Il completamento è previsto nel 2027, lo stesso anno in cui entra in vigore in Corea del Sud l’obbligo di miscelare l’1% di carburante sostenibile nei voli internazionali in partenza dal Paese. (fonte)
Progetti di stoccaggio di CO2
Ravenna Ccs, Fase 2 (Italia)
Nel primo progetto italiano di cattura e stoccaggio della CO2 l’anidride carbonica viene catturata all’impianto Eni di trattamento gas di Casalborsetti, trasportata in gasdotti riconvertiti e iniettata a 3mila metri di profondità nel giacimento esaurito di Porto Corsini Mare Ovest, al largo di Ravenna. La fase 1, avviata nel 2024, è un progetto pilota da 25mila tonnellate l’anno, una frazione trascurabile delle emissioni nazionali, e cattura la CO2 di un impianto di Eni stessa: l’industria terza, quella dei settori difficili da decarbonizzare, arriverebbe solo con la fase 2, che porterebbe la capacità a 4 milioni di tonnellate l’anno entro il 2030 e a 16 milioni in prospettiva. Quella fase non ha ancora una decisione finale di investimento: Eni e Snam l’hanno legata a ritorni adeguati e a un quadro regolatorio favorevole.
A febbraio 2026 il ministero dell’Ambiente ha autorizzato le condotte di trasporto della CO2 e si discute di trattare l’infrastruttura come attività regolata, con incentivi stimati in 200-400 milioni di euro l’anno. Lo stesso via libera apre a Eni e al fondo Gip di BlackRock l’opzione per rilevare metà della joint venture. (fonte)
Liverpool Bay Ccs – HyNet (Regno Unito)
Eni riconverte i propri giacimenti esauriti e le condotte della baia di Liverpool in deposito di CO2 per il cluster industriale HyNet, con avvio dello stoccaggio previsto nel 2028 e una capacità iniziale di 4,5 milioni di tonnellate l’anno, destinata a salire a 10 milioni negli anni Trenta. Il progetto sta in piedi grazie al sostegno pubblico britannico: Eni ha ottenuto dal governo una “licenza economica” che remunera l’infrastruttura, nella cornice dei 21,7 miliardi di sterline (circa 25,3 miliardi di euro) che Londra ha stanziato su 25 anni per i primi due cluster Ccs del Paese
Accanto a quei fondi corre il capitale privato: nel maggio 2026 la controllata Eni Ccus Holding, partecipata al 49,99% dal fondo Gip di BlackRock, ha raccolto oltre 500 milioni di sterline (circa 583 milioni di euro) da 13 finanziatori internazionali. È il modello con cui Eni trasforma infrastrutture fossili a fine vita in attivi remunerati. (fonte)
Bacton Ccs (Regno Unito)
Secondo polo britannico di stoccaggio, pensato per ricevere CO2 anche dal continente attraverso il terminale gas di Bacton. Insieme a Liverpool Bay e al progetto olandese L10 compone la piattaforma Ccs europea di Eni, gestita da una società satellite con capitali finanziari esterni. (fonte)
L10-Ccs (Paesi Bassi)
Progetto di stoccaggio offshore inserito nella catena olandese Aramis, che dovrebbe raccogliere la CO2 dell’industria del porto di Rotterdam. Come a Liverpool Bay, l’infrastruttura riutilizzata è quella dell’estrazione di gas. (fonte)
Agri-hub e filiera dei biocarburanti
Agri-hub Kenya (Kenya)
Aperto a Makueni a metà 2022, l’agri-hub Kenya è il primo di Eni, presentato come modello della filiera: semi oleosi da colture non alimentari, spremuti in loco e spediti alle bioraffinerie italiane. I dati doganali analizzati da Transport & Environment raccontano un altro esito: nel 2023 dal Kenya all’Italia sono arrivate 7.348 tonnellate di olio di ricino, un quarto dell’obiettivo iniziale di 30mila, già ridotto a 20mila in corsa – per Eni quei 30mila erano capacità installata e non produzione, e l’obiettivo è stato raggiunto. Ai contadini i contratti del 2022 offrivano 25 scellini kenyani per chilo di semi sgusciati: un raccolto di dieci chili rendeva circa 1,42 euro.
Ma la premessa del progetto la smonta Eni stessa, che nelle proprie Faq ammette come la colza rappresenti «circa il 40% dei volumi totali esportati da Eni Kenya nel 2025»: una coltura alimentare, che l’Unione europea non ammette nei carburanti rinnovabili, importata dal Sudafrica e lavorata in Kenya. Un’inchiesta di SourceMaterial e Politico del marzo 2026 ha rilevato problemi diffusi tra i coltivatori arruolati. (fonte)
Agri-hub Repubblica del Congo (Repubblica del Congo)
Un protocollo firmato col governo nel 2021 rende l’agri-hub Repubblica del Congo il progetto più ambizioso della rete agricola di Eni: punta a 150mila ettari entro il 2030 e a 200mila tonnellate di olio di ricino, con circa 66mila ettari già in concessioni cinquantennali ai partner agricoli. A febbraio 2025 gli ettari piantati erano 15mila contro i 40mila previsti entro l’anno, e l’impianto di spremitura di Loudima è stato inaugurato a giugno 2025, con un anno e mezzo di ritardo sui piani iniziali.
Le inchieste indipendenti documentano un percorso accidentato: a Louvakou le colture dei contadini sono state distrutte prima del raccolto e l’indennizzo – 15 milioni di franchi CFA, circa 20mila euro per 57 famiglie – è arrivato solo dopo un contenzioso legale, poi il pilota di ricino è fallito e la società partner ha lasciato l’area; a Mayama 1.200 contadini sono stati reclutati nel 2023 chiedendo loro un contributo di 10mila franchi CFA a testa, senza ricevere i semi e l’assistenza promessi. Nel frattempo la coltivazione si è spostata su girasole e soia, colture alimentari, in un Paese dove la produzione interna copre il 30% del bisogno alimentare e un bambino su cinque sotto i cinque anni è cronicamente malnutrito. (fonte)
Agri-hub Costa d’Avorio
(scheda in arrivo)
Agri-hub Mozambico e Angola
(scheda in arrivo)
Agri-hub Kazakistan
(scheda in arrivo)
Agri-hub Vietnam
(scheda in arrivo)
Eni dichiara inoltre una rete agricola in 10 Paesi – Angola, Costa d’Avorio, Indonesia, Italia, Kazakistan, Kenya, Mozambico, Repubblica del Congo, Ruanda e Vietnam – con l’obiettivo di un milione di tonnellate di materia prima agricola entro il 2030. Ma gli impianti verificabili sono due, in Kenya e in Congo. Per gli altri Paesi la documentazione pubblica si ferma agli accordi quadro.
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