Al via il giacimento Zohr. E ora?

A poco più di due anni dalla sua scoperta, prende avvio la produzione di gas dal giacimento egiziano di Zohr. Una scoperta che potrebbe trasformare l’Egitto da Paese importatore a Paese esportatore. Ma resta aperto il problema di come collegare il Mediterraneo Orientale all’Europa

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 Con la scoperta di Zohr, al largo delle coste egiziane, che si aggiunge a quella di altri importanti giacimenti di gas nell’offshore di Cipro (Aphrodite) e di Israele (Tamar e Leviatano), il Mediterraneo Orientale ha assunto sempre più un ruolo rilevante negli scenari energetici mondiali. Una volta che tutti questi giacimenti saranno a regime, infatti, si stima che da quella zona del Mediterraneo sarà possibile estrarre sino a 1.890 miliardi di metri cubi di gas. E poco meno della metà di tali riserve, in particolare, proverrà proprio dal giacimento egiziano di Zohr.

Un giacimento a tempo di record

Era il 30 agosto 2015 quando Eni annunciò la scoperta, nel blocco di Shorouk, nell’offshore dell’Egitto a circa 190 chilometri a nord di Port Said, di quel giacimento che ben presto si rivelerà essere il più grande giacimento di gas mai scoperto nel Mediterraneo (nonché il più importante al mondo negli ultimi anni). Ed ora, a circa due anni e mezzo dalla sua scoperta, il giacimento di Zohr ha avviato la propria produzione. Una tempistica record per un giacimento che, con una stima di 850 miliardi di metri cubi di gas, è quasi sette volte maggiore di Aphrodite, tre volte maggiore di Tamar e superiore perfino al maxi giacimento Leviatano.

Cosa cambia per l’Egitto

Il giacimento di Zohr sembra offrire importanti prospettive per lo sviluppo energetico (ed economico) dell’Egitto e per il suo posizionamento quale hub regionale del gas (sebbene a tale titolo concorrano anche altri Paesi quali, ad esempio, la Turchia). Tale scoperta, infatti, avviene in un momento di difficoltà per il Paese, il quale, a partire dal 2010, non è più stato in grado di soddisfare la crescente domanda interna di gas. Da un lato, quindi, l’Egitto ha dismesso il proprio ruolo di Paese esportatore di gas naturale, con i terminali di liquefazione di Idku e Damietta che sono oggi sostanzialmente fermi. Dall’altro lato, il Paese nordafricano è diventato un importatore netto di gas naturale liquefatto, situazione che potrebbe rimanere stabile almeno per i prossimi cinque anni quando, qualora il giacimento di Zohr dovesse divenire pienamente operativo, l’Egitto potrebbe tornare ad essere un Paese esportatore di GNL.

Dove andrà il gas di Zohr

Per tali ragioni, quindi, il gas proveniente dal giacimento al largo delle coste egiziane sarà destinato primariamente al mercato interno e, quindi, al soddisfacimento della domanda interna di gas. Ciò sarà vero, soprattutto, per quanto riguarda la fase iniziale di sfruttamento del giacimento. Se il consumo domestico rimane la destinazione principale delle riserve di gas scoperte nel giacimento di Zohr, l’esportazione di una quantità, seppur limitata, di gas resta comunque un’opzione sul tavolo per il Governo egiziano, soprattutto una volta che l’Egitto avrà raggiunto una certa autosufficienza energetica (dopo il 2020). È infatti solamente attraverso l’export di una parte della propria produzione di gas, a maggior ragione se nell’ambito di una cooperazione regionale con Israele e Cipro, che passa la possibilità per l’Egitto di diventare un hub del gas nel Mediterraneo Orientale, ponendosi così al centro della cooperazione energetica regionale. Ma resta quindi aperto il problema di come trasportare il gas naturale.

L’Egitto come hub del GNL

In Egitto sono già operativi due terminali di liquefazione, quelli di Idku e Damietta, che hanno una capacità totale di export pari a 19 bcm all’anno (da tempo, inoltre, nel Paese si parla della possibilità di espandere la portata dei due impianti). Poiché la maggior parte del gas contenuto nel giacimento di Zohr verrà utilizzata dal Cairo per il soddisfacimento della domanda interna, parte della capacità dei due terminal potrebbe essere utilizzata per l’esportazione del gas proveniente da Cipro e Israele. In tal senso, ad esempio, si muove l’accordo firmato nell’agosto 2016 tra Nicosia e Il Cairo per porre le basi della costruzione

di un gasdotto capace di collegare il giacimento di Aphrodite con i due terminal egiziani di liquefazione. Se da una prospettiva economica l’investimento ridotto necessario per l’implementazione di tale soluzione costituisce un grande vantaggio, dall’altro lato fattori politici, come la preoccupazione di Israele per una eccessiva dipendenza dall’Egitto per le proprie esportazioni, rappresentano ancor un importante ostacolo a fare dell’Egitto il baricentro del gas nel Mediterraneo orientale.

Il gasdotto East Med

Quella del GNL non è però l’unica strada percorribile, anche se l’opzione certamente più flessibile e oggi più conveniente. Al di là della via turca, che comporterebbe la costruzione di un gasdotto sottomarino in grado di collegare i giacimenti del Mediterraneo Orientale con il territorio turco, dal quale poi il gas potrebbe essere convogliato verso il mercato europeo tramite il Corridoio Sud del Gas grazie ad un allaccio con il Trans-Anatolian Gas Pipeline (TANAP), l’opzione che oggi viene ampiamente discussa sui tavoli della diplomazia europea è rappresentata da East Med. Un gasdotto sottomarino che, secondo il Ministro israeliano dell’Energia Steinitz, potrebbe essere realizzato entro i prossimi 5-6 anni e che sarebbe il più lungo e profondo al mondo, con i suoi 2.200 km di lunghezza e 3 km di profondità, in grado di portare sul mercato europeo circa 10 bcm di gas all’anno. East Med gode di un forte sostegno politico, in particolare da parte delle istituzioni europee, ma deve fare i conti con i costi di realizzazione, 6 miliardi di euro. Un costo particolarmente elevato se paragonato ai 9,5 miliardi di euro necessari per la realizzazione di Nord Stream 2, il gasdotto che porterà una quantità di gas (russo) in Germania pari a quasi 6 volte quella che verrà trasportata da East Med.