LA PARTITA DEL GAS NEL MEDITERRANEO ORIENTALE
2.
I nuovi giacimenti offshore nel Levante aprono scenari inediti. L’Europa è il naturale mercato di sbocco. Per Israele e Cipro si aprono tre opzioni, tra cui…limesonline.com
Dettaglio di una carta di Laura Canali
30/06/2017I nuovi giacimenti offshore nel Levante aprono scenari inediti. L’Europa è il naturale mercato di sbocco. Per Israele e Cipro si aprono tre opzioni, tra cui l’esportazione diretta in Italia via gasdotto. L’importanza di Zohr.di Giampaolo Cantini e Michelangelo CelozziARTICOLI, Mari, gas, Ue, Israele, Cipro, Mediterraneo, Europa, Italia, Medio Oriente
1. Le recenti scoperte di importanti giacimenti offshore nel Mediterraneo orientale (Levante) si inseriscono in un quadro di grandi cambiamenti in atto nel mercato mondiale dell’energia: cresce il ruolo del gas nel mix energetico e cresce la componente gnl (gas naturale liquido) al suo interno, fino a un prevedibile livello del 50% attorno al 2035. La crescita del gnl aggiunge liquidità e flessibilità al mercato del gas, con una forte complementarità con il gas trasportato via gasdotti.
Tali trasformazioni offrono l’opportunità di sviluppare mercati regionali del gas, con meccanismi di governance e progetti infrastrutturali comuni. Tutto ciò richiede una chiara visione condivisa, una forte determinazione politica, una marcata componente di cooperazione regionale e di progressiva integrazione di mercati dell’energia.Realizzare questo disegno nel Mediterraneo orientale, l’area forse più turbolenta e conflittuale del pianeta, appare difficile ma non irrealistico. Lo sviluppo del gas del Levante comporta una forte interdipendenza sul piano oggettivo, che interseca e supporta la soluzione di questioni e crisi aperte (l’accordo per una soluzione federale a Cipro; la delimitazione delle Zone economiche esclusive di Cipro, Turchia, Libano, Israele; in prospettiva la pace, la stabilizzazione e la ricostruzione della Siria e della Libia), e una conseguente cooperazione sul piano dell’attuazione operativa.Vi sono grandi opportunità in termini di sviluppo e di sicurezza: lo sviluppo di un mercato del gas nel Mediterraneo, la possibilità di concordare regole comuni e un meccanismo di governance basato sull’esperienza dell’Unione Europea; la definizione di progetti infrastrutturali d’interesse comune tra i paesi della regione, il maggiore importatore mondiale di gas (l’Ue) e alcuni tra i maggiori attori non regionali (Russia e Qatar in primis).Sarebbe opportuno l’avvio di un dibattito, a livello politico, economico e di sicurezza, tra tutti i soggetti coinvolti (governi, imprese e altri operatori internazionali). Da lì si può immaginare la costituzione di un foro, con un supporto tecnico per la gestione di riunioni ai vari livelli, ospitate a rotazione. Il foro a sua volta – aperto alla partecipazione di soggetti anche non regionali – dovrebbe definire un piano per lo sviluppo delle infrastrutture energetiche regionali (reti e sistemi di trasporto), monitorato e aggiornato periodicamente sulla base dei risultati, articolato in gruppi di progetti coordinati per contribuire al conseguimento di obiettivi concreti.Lo scenario energetico di riferimento mondiale è cambiato profondamente negli ultimi cinque anni, mutando il ruolo dell’energia per la sicurezza e lo sviluppo. Nel nuovo contesto si sono inserite le recenti scoperte di gas nel bacino del Levante 1, che se valorizzate in uno schema euro-mediterraneo potrebbero divenire strategiche per la sicurezza e lo sviluppo regionale. Lo scenario energetico è cambiato per l’evoluzione delle tecnologie di estrazione degli idrocarburi (shale, tight e idrati 2), con effetti sull’economia, sulla geopolitica e sulla sicurezza di tutti i paesi, in particolare di quelli euro-mediterranei, più vulnerabili in questa fase di transizione.Fugate le preoccupazioni sulla durata delle riserve di idrocarburi, che non sono più una minaccia per lo sviluppo mondiale, è emersa la criticità della sicurezza dei sistemi di trasmissione 3, per l’integrazione delle nuove risorse (gas e rinnovabili) nel sistema energetico ed economico regionale.
2. La «rivoluzione» è iniziata negli Stati Uniti nel 2012, con l’avvio della produzione di shale gas. Le nuove tecnologie di estrazione hanno reso tecnicamente ed economicamente sfruttabili nuove risorse, sino ad allora ritenute marginali, aprendo nuovi orizzonti per la produzione di energia.Fra il 2000 e il 2011 si è verificata un’ascesa dei prezzi del petrolio, causata dalla sfiducia dei mercati in un riequilibrio fra domanda e offerta. Il 2012 ha segnato l’inversione di tendenza per i prezzi, per la prima volta non influenzati dall’instabilità mediorientale. I prezzi del petrolio sono crollati dai 94-111 dollari al barile 4 del 2012 ai 49-54 dollari del 2015, sconvolgendo l’economia dei principali paesi produttori, dalla Russia al Golfo. Già nel 2015 gli Stati Uniti erano al primo posto per la produzione di petrolio (seguiti da Arabia Saudita e Russia) e di gas, di cui rappresentano da soli il 22% della produzione globale, contro il 17,4% del Medio Oriente e il 16,1% della Russia.In questo contesto si inserisce la scoperta di nuove riserve di gas nel bacino del Levante (carta a colori 6 dell’editoriale), ma anche in Iran e in Turkmenistan.Al 2035 quasi la metà della domanda globale di energia sarà coperta dalle fonti rinnovabili e dal gas naturale, a discapito di carbone e petrolio. Una rivoluzione che riguarda la struttura stessa del mercato: l’ampia diversificazione geografica delle risorse, prima concentrate in pochi paesi, con l’aumento delle esportazioni dall’Australia e dagli Stati Uniti verso il Giappone, che spostano le esportazioni del Qatar verso l’Europa, con un effetto domino in questa direzione; lo sviluppo dei sistemi di trasporto, con la convergenza dei mercati gnl e pipeline e l’apertura di nuovi settori di utilizzo finale del gas (per esempio, trazione navale); la segmentazione dei mercati, in funzione della distanza fra centri di produzione e di consumo e livello di sviluppo e integrazione di reti e gnl; lo sviluppo di mercati spot con maggiore flessibilità rispetto all’andamento temporale delle curve di domanda e alla loro integrazione, contendibilità, competitività, liquidità, strumenti di incontro domanda/offerta analoghi a quelli del petrolio.Al 2035 la componente gnl rappresenterà il 50% delle forniture globali di gas, rispetto all’attuale 32%. Lo sviluppo del settore gas-to-power determinerà forti interdipendenze fra le filiere gas ed elettricità, che comprendono le fonti rinnovabili, l’integrazione fra i modelli di business e la convergenza dei relativi mercati. L’Ue resta il più grande importatore mondiale di gas, con importazioni per 350 bcm/a (milioni di metri cubi all’anno), destinati ad aumentare.Per i prossimi anni si possono prospettare alcune linee di tendenza. Non sussistono le condizioni per una nuova risalita dei prezzi, il cui livello nel medio termine dovrebbe stabilizzarsi fra i 50 e i 60 dollari al barile, pur restando un fattore chiave per l’economia dei paesi esportatori come Russia, Arabia Saudita e Qatar, e per le economie in fase di sviluppo della riva Sud e Sud-Est del Mediterraneo.Inoltre, la diversificazione delle risorse, con l’accresciuto ruolo del gas e lo sviluppo delle rinnovabili, darà luogo a un nuovo mix energetico di riferimento (gas-rinnovabili) al 2035, che richiederà lo sviluppo delle infrastrutture energetiche di trasmissione.
3. L’energia assume un ruolo chiave per la sicurezza e lo sviluppo regionali. La criticità si sposta dalla produzione, che non è più un vincolo, ai sistemi di trasmissione di gas ed elettricità, in particolare alla governance delle infrastrutture, per garantire la sicurezza e l’efficienza degli scambi internazionali.È un cambio di paradigma che richiede un nuovo approccio alla sicurezza di sistema5, dall’indipendenza dalle importazioni all’indipendenza della governance dei sistemi di trasmissione, che impatta anche sui modelli di difesa, per la gestione dei rischi dei sistemi integrati non governabili da singoli paesi (ad esempio le minacce informatiche). Il modello di governance, ossia l’insieme di regole condivise per lo sviluppo e la gestione del sistema energetico integrato (interconnessioni e rotte del gas) e per la proprietà degli asset critici (reti e terminali gnl), dovrà essere compatibile (non identico) con il modello di governance dell’Ue, come mercato di riferimento regionale, sulla base dell’esperienza di gestione di situazioni di crisi (Ucraina, Opal) e della regolamentazione dei mercati interni dei paesi non Ue.Lo sviluppo di un nuovo quadro di regole rappresenta una priorità per la sicurezza regionale. Le aree di applicazione delle regole condivise devono considerare l’allocazione della capacità di trasporto sulle interconnessioni secondo princìpi di tutela della concorrenza e del mercato, la gestione delle congestioni nel caso di flussi di mercato esuberanti rispetto alla capacità di trasporto disponibile, il bilanciamento dei flussi sulle reti interconnesse nel rispetto degli impegni contrattuali di una molteplicità di operatori, l’interoperabilità delle reti e l’armonizzazione delle tariffe di trasmissione ad evitare distorsioni dei prezzi di mercato (dazi).Le infrastrutture energetiche rappresentano un interesse comune e concreto. Gli investimenti in infrastrutture energetiche di interconnessione sono in grado di produrre effetti già nel breve termine, perché riflettono esigenze di sicurezza e sviluppo comuni, essenziali per la stabilizzazione del quadro politico regionale, con ricadute in termini di occupazione e attrazione di investimenti esteri. L’avvio degli investimenti richiede la condivisione preliminare di una strategia di sviluppo orientata a progetti concreti e comuni e costituisce un elemento facilitatore della soluzione di crisi e conflitti.L’integrazione è la logica di sviluppo dei sistemi a rete (gas, elettricità), che consente la condivisione di risorse primarie (fonti di energia, capitali), in cui la prima sfida è l’interdipendenza (garanzie mutue a fronte di obbligazioni reciprocamente assunte). Gli investimenti infrastrutturali sono precursori di rapporti di cooperazione internazionale, poiché richiedono accordi formali fra Stati per superare problematiche territoriali e ostacoli normativi.
4. Nell’ultimo decennio sono state effettuate scoperte rilevanti di giacimenti di gas naturale offshore nel Mediterraneo orientale, principalmente nelle Zone economiche esclusive (Zee) dell’Egitto (Zohr), di Israele (Tamar e Leviathan) e Cipro (Aphrodite). Il complesso delle riserve provate di gas offshore nella regione è pari a circa 3.500 bcm e le risorse stimate dell’ordine di 10 mila bcm6. Ulteriori riserve si troverebbero al largo della striscia di Gaza, delle coste libanesi e siriane. Ciò potrebbe essere rilevante nel quadro di un processo di stabilizzazione e ricostruzione post-conflitto.
Tali risorse, pur non alterando sostanzialmente il mercato mondiale del gas, assumono un valore strategico per i paesi dell’area, in termini economici e di sviluppo, ma anche geopolitici, a fini di cooperazione e stabilizzazione. Altri attori non strettamente regionali (come Russia e Qatar) hanno a loro volta un interesse elevato in questi sviluppi, con l’obiettivo di posizionarsi e anticiparne le dinamiche.Le risorse di gas avranno anzitutto un forte impatto per la copertura dei consumi dei paesi dell’area. Questo è vero soprattutto per l’Egitto: il maxigiacimento di Zohr, la cui produzione dovrebbe iniziare a fine 2017, potrà soddisfare la domanda interna e liberare importanti risorse valutarie e di bilancio. Tra il 2020 e il 2025 l’Egitto potrebbe riacquistare una capacità d’esportazione nel mercato gnl 7.
Israele ha già raggiunto l’autosufficienza grazie al giacimento di Tamar. Cipro e Libano – qualora le attività esplorative ne confermino le disponibilità – potrebbero disporre di gas in misura eccedente la domanda interna.L’entità, provata e stimata, delle risorse è tale da creare inoltre un forte potenziale di esportazione, soprattutto verso l’Ue. Israele può trarre un valore geopolitico elevato dalla capacità di esportazione derivante dal giacimento di Leviathan, che ha risorse provate ingenti (620 bcm) e la cui produzione inizierà nel 2019, anzitutto aumentando le forniture alla Giordania. La filiera gas to power è fondamentale per paesi, come la Giordania e il Libano, con crescente domanda interna di elettricità e acqua e consumi drammaticamente aumentati per effetto del massiccio afflusso di rifugiati siriani.La disponibilità di elettricità e acqua è vitale in Palestina, soprattutto a Gaza, che deve fare i conti con una drammatica sovrappopolazione e con l’isolamento anche rispetto alla Cisgiordania. Potrebbe essere risolutivo lo sfruttamento dei due giacimenti di Gaza Marine, le cui riserve (pur non ingenti, 36 bcm), sono tali da soddisfare la domanda interna dei Territori. La questione di Gaza Marine è però assai complessa dal punto di vista strettamente politico (inclusi i rapporti tra Autorità palestinese e Ḥamās) e per una serie di questioni che condizionano la gestione dell’energia nei Territori 8.L’Egitto, dopo il soddisfacimento della domanda interna, potrebbe facilmente accedere ai mercati regionali e internazionali utilizzando la capacità produttiva attualmente inutilizzata (terminali di Idkū e Damietta).Per Israele e Cipro si prospettano tre opzioni: il collegamento ai terminali egiziani, per accedere al mercato regionale del gnl e in particolare al mercato italiano, con una interconnessione dei giacimenti del bacino; l’esportazione verso la Turchia, attraverso un gasdotto sottomarino (circa 600 chilometri, fondali non profondi) per integrarsi con la rete di gasdotti internazionali in fase di completamento (Azerbaigian-Turchia, Tanap attraverso la Turchia, Tap verso l’Italia), cui anche la Russia vorrebbe collegarsi (attraverso il futuro TurkStream); l’esportazione diretta verso l’Italia, attraverso un gasdotto di circa 1.900 chilometri (di cui 1.300 sottomarini) dal Leviathan ad Aphrodite e da lì alla Grecia continentale, via Creta.La prima opzione è compatibile con la seconda e la terza. La seconda e la terza difficilmente potrebbero coesistere. Il ricorso ai terminali di gnl egiziani è l’opzione più percorribile, non appena i giacimenti entreranno in produzione. A tal fine Cipro e Israele hanno già concluso intese con l’Egitto, per creare una rete integrata di gasdotti sottomarini a livello di bacino.La seconda opzione (gasdotto verso la Turchia) è tecnicamente ed economicamente fattibile (lunghezza, profondità dei fondali). Inoltre la Turchia è un forte importatore di gas (circa 48 bcm/a) e ha interesse a diversificare le importazioni (oggi dipendenti fortemente dalla Russia). Questa opzione è però condizionata dagli sviluppi dei rapporti turco-israeliani e in generale dagli orientamenti delle politiche di Ankara. La realizzazione di un gasdotto Israele-Cipro-Turchia richiederebbe inoltre un accordo per una soluzione federale a Cipro (che permetterebbe un’intesa tra le due comunità sulla ripartizione delle risorse e delle rotte di transito dei gasdotti 9) e la capacità della Turchia di sviluppare un hub gasiero regionale (diversamente il gasdotto servirebbe quasi esclusivamente il mercato interno turco).La terza opzione è oggetto di uno studio di pre-fattibilità del consorzio Igi Poseidon (composto da Edison e dalla compagnia greca Depa), con il contributo finanziario della Commissione europea. Un successivo studio ingegneristico (probabilmente finanziato anch’esso dalla Commissione) fornirà le risposte alle questioni ancora aperte, sulla base delle analisi batimetriche e geosismiche. Anche l’East Med, al pari del gasdotto Israele-Turchia, dovrà affrontare le problematiche politiche relative al negoziato di Cipro.Finora il governo israeliano si è mostrato aperto a tutte e tre le opzioni 10, ma intese effettive sono state concluse solo riguardo ai terminali egiziani per l’accesso ai mercati gnl.
5. L’Ue ha un ruolo chiave nello sviluppo del gas del Levante. Le importazioni europee di gas sono infatti stimate in crescita, per il maggior ruolo del gas nel mix energetico europeo e per la diminuzione della produzione interna (Norvegia, Regno Unito, Paesi Bassi) 11. Rispetto ai 350 bcm/a che l’Ue importa (che in periodi di crescita economica possono salire a 400-450 bcm/a), alcune stime valutano una domanda addizionale compresa fra 40 e 60 bcm/a 12.Il gas del Levante potrebbe fornire un contributo alla copertura di tale domanda addizionale, prudenzialmente stimato in un ordine di grandezza di 20 bcm/a. Si tratterebbe di un contributo significativo, di per sé sufficiente a evitare il raddoppio del Nord Stream 2, equilibrando un eccesso di dipendenza dalla Russia tramite il mercato tedesco. La possibilità che il gas del Levante venga trasportato sui mercati Ue attraverso rotte e modalità complementari (gasdotti e gnl) costituirebbe un plus in termini di flessibilità e liquidità del mercato.Obiettivo prioritario dell’Ue dovrebbero essere in ogni caso il presidio della governance delle rotte del gas nel Mediterraneo come risorsa chiave della sicurezza e dello sviluppo regionale, coniugando un interesse comune delle due rive.La Russia appare intenzionata a partecipare agli sviluppi in corso. Sebbene i volumi dei nuovi giacimenti non siano tali da modificare la sua posizione dominante, è la natura del mercato che cambia, con il potenziale di crescita del gnl. Indicativi, a questo riguardo, sono l’acquisizione da parte di Rosneft’ (dicembre 2016), da Eni, del 30% dei diritti della concessione di Šurūk (Zohr), nonché il memorandum firmato dalla stessa Rosneft’ con la compagnia petrolifera nazionale libica Noc nel febbraio 2017. Nello stesso periodo Mosca ha rilanciato il progetto Turkstream con la Turchia. Compagnie russe stanno anche partecipando alle gare per le attività di esplorazione offshore lanciate dal governo libanese. In linea con l’accresciuto ruolo geopolitico della Russia nel Mediterraneo, le major russe sono alla ricerca di un posizionamento tra gli attori chiave di un possibile sviluppo del gnl nel Mediterraneo, anche al fine di condizionarne le dinamiche.Un altro attore chiave è il Qatar, attuale leader del mercato gnl, destinato a fronteggiare il ruolo crescente dei nuovi concorrenti globali (Stati Uniti e Australia) 13. È verosimile che il Qatar adotti una strategia di alleanze e partecipazioni, per aumentare l’efficienza della sua catena di rifornimento e la propria capacità produttiva. Per compensare la prevista riduzione della sua quota di mercato (specie in Giappone), la direttrice prioritaria di sviluppo è l’Europa, passando per il Mediterraneo (Egitto, Libia, Italia). Lo dimostrano gli sviluppi in corso: in Italia, Qatar Petroleum detiene una quota del 20% del rigassificatore di Rovigo; in Egitto, attraverso la partecipazione in Rosneft’, il fondo sovrano del Qatar è entrato con Eni nella coltivazione del giacimento di Zohr e quindi nel sistema del gas egiziano; in Libia, già esportatrice di gas in Italia e interessata ad aumentare la capacità produttiva, il Qatar potrebbe incontrare nuovamente Eni e Rosneft’ (sono interessati direttamente anche gli Emirati Arabi Uniti).È evidente una forte interdipendenza oggettiva, tra i paesi della regione, per lo sviluppo del gas del Levante. Un ricorso «autarchico» dei singoli paesi ai propri rispettivi giacimenti è escluso, anzitutto per ragioni economiche, di redditività degli investimenti che sarebbero richiesti per la produzione e l’infrastrutturazione. Inoltre, l’Egitto non potrebbe diventare un attore del mercato gnl se i suoi terminali non venissero utilizzati anche da Israele e Cipro; Israele non potrebbe esportare gas via tubi verso la Grecia o la Turchia senza un accordo intercomunitario a Cipro che includesse la ripartizione dei proventi di Aphrodite; lo sviluppo delle risorse di Cipro è a sua volta subordinato, per definizione, alla conclusione di un accordo tra le due comunità; per il Libano, è pendente una controversia con Israele per una Zee di 854 kmq, la cui soluzione richiederebbe una mediazione internazionale, data l’assenza di relazioni diplomatiche tra i due paesi.Le interdipendenze oggettive però non sono sufficienti, tanto meno nel caso del Levante. Occorrono intese, progetti comuni, la definizione di regole e meccanismi che portino alla creazione e allo sviluppo di mercati integrati, con possibili effetti positivi sulla soluzione delle crisi regionali. La vera sfida del gas del Levante, in altri termini, riguarda la capacità e la volontà di governare le opportunità e i processi, prima che le nuove risorse e le infrastrutture diventino esse stesse parte del problema, invece che della soluzione.
Note1. Bacino del Mediterraneo orientale situato fra le coste di Egitto, Cipro, Israele, Palestina, Libano, Siria, Turchia.2. «Japan Strikes “Flammable Ice” in New Offshore Test Well», Financial Times, 4/5/2017. Gli idrati di metano rappresentano quantitativi stimati tra 1 e 5 milioni di miliardi di mc (fonte Iea), pari a 300-1.500 anni di consumo.3. La trasmissione comprende principalmente: il trasporto a lungo raggio (i gasdotti ad alta pressione e gli elettrodotti ad altissima tensione in corrente continua/alternata), il dispacciamento delle risorse per il mercato, il bilanciamento dei flussi di potenza e di energia.4. Questo e gli altri dati successivi sono tratti dalla serie BP Energy Outlook (per le previsioni) e dalla serie BP Statistical Review of World Energy (per i dati statistici).5. J. Morecroft, Strategic Modelling and Business Dynamics: A Feedback Systems Approach, 2015, Wiley.6. I dati relativi al Bacino del Levante sono tratti da «Assessment of Undiscovered Oil and Gas Resources of the Levant Basin Province, Eastern Mediterranean», U.S. Geological Survey, marzo 2010.7. L’Egitto dovrà tuttavia proseguire il processo di modernizzazione del suo sistema energetico.8. Richiede il consenso di Israele alle attività esplorative; Shell, che ha rilevato Bp cui era stata concessa una licenza nel 1999, è nel frattempo uscita dal consorzio; Israele ha interesse a mantenere la propria fornitura di elettricità ai Territori e, nel caso di produzione di Gaza Marine, a integrarlo nell’attuale sistema di forniture (attraverso il polo di Ashkelon).9. Distinta è invece la questione delle rivendicazioni della Turchia sulle attività esplorative condotte su licenza della Repubblica di Cipro nel giacimento di Aphrodite.10. «Israel’s Gas Can Be Transferred to Turkey in 2 to 3 years», Daily News, 28/4/2017.11. «EU Reference Scenario 2016. Energy, Transport and GHG Emissions Trends to 2050», secondo cui la produzione interna Ue di gas tenderà a dimezzarsi nei prossimi decenni.12.. «Pipelines and Pipedreams: How the EU Can Support a Regional Gas Hub in the Eastern Mediterranean», European Council on Foreign Relations, 21/4/2017, p. 17.13.. Si prevede che l’Australia triplichi la propria capacità produttiva entro il 2020, diventando a medio termine il primo esportatore mondiale di gnl.
ARTICOLI, Mari, gas, Ue, Israele, Cipro, Mediterraneo, Europa, Italia, Medio Oriente
Le ambizioni della Turchia fanno i conti con Cipro
RUBRICA TURCHIA/TURCHIE. La presenza di gas nel tratto di Mediterraneo che bagna Israele, Turchia e Cipro si aggiunge ad altri motivi di tensione tra questi paesi. Dalla questione cipriota dipendono l’adesione all’Ue e il futuro da grande potenza di Ankara.
Anche all’Onu Erdoğan attacca Israele | Israele più solo, più forte (anteprima)
- Ottieni link
- Altre app
Commenti
Posta un commento