GAS PURCH SIA, di Fabrizio Maronta.

Le ultime scoperte offshore nel Mediterraneo orientale promettono bene, ma i vincoli geostrategici ne ostacolano la piena fruizione. La strettoia egiziana. Il nodo israeliano. Lincognita cipriota e linterdizione turca. Le opportunit per lItalia.
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1. Nel Mediterraneo orientale si gioca una partita energetica che ci riguarda. Il gas dellarea non  lontanamente in grado di sostituire quello di Qatar, Stati Uniti o Algeria, i cui volumi restano ineguagliabili. Tuttavia, specie dopo le ultime scoperte offshore di Eni, pu contribuire a smussare le crisi pi acute per i paesi  Italia inclusa  a esso pi prossimi.

Al centro di questa architettura energetica si colloca lEgitto. Il paese ospita circa due terzi delle riserve regionali di gas accertate  ma met di quelle algerine e il 10% scarso di quelle qatarine (tabella)  ed  lunico dellarea provvisto di infrastrutture che consentano lexport di gnl (gas naturale liquefatto). Ci lo rende snodo del sistema, ma il costante aumento della domanda nazionale ne limita le esportazioni a vantaggio di Israele. Le progressive scoperte afferenti ai giacimenti sottomarini Leviathan e Tamar hanno trasformato lo Stato ebraico in esportatore netto, complice una domanda interna limitata dallesigua demografia. Intanto le scoperte di Cronos e Afrodite in acque cipriote promettono volumi aggiuntivi, almeno potenzialmente, gi dal 2027. Allinfuori di Egitto e Israele, nessun altro paese del Mediterraneo orientale produce gas naturale. Farebbe eccezione la Siria, il cui gi prospero settore degli idrocarburi  stato per devastato da anni di guerra civile che ne hanno decurtato i volumi.


Nel caso siriano e non solo, la geopolitica sabota la geologia. La guerra allIran ha compromesso ricerca, produzione ed export di gas nellarea mediterraneo-orientale, mentre il riacuirsi della questione cipriota complica lo sviluppo del relativo potenziale. Il fatto che Egitto e Giordania dipendano oggi dal gas israeliano implica poi che la ricerca di alternative risulti loro difficile e costosa, trasformando un veicolo dintegrazione regionale in elemento di tensione. Linstabilit ha cos impedito finora allEast Med di dispiegare appieno il suo potenziale energetico, mentre nellimmediato futuro i paesi arabi del Golfo  da cui provengono molti capitali investiti nel Levante  potrebbero essere distratti da altre priorit: spese militari, ricostruzione, ripresa postbellica. Eppure, visti da Roma tali sviluppi sono impossibili da trascurare.


Le scoperte di gas naturale effettuate da fine anni Novanta nei fondali al largo di Cipro, Egitto, Israele, Libano e Turchia sono state oggetto di grandi, quasi messianiche aspettative. Da un lato, tali giacimenti sono pi vicini allUnione Europea del gas siberiano e (dallinvasione russa dellUcraina) di quello statunitense, che lha in buona misura sostituito. La prossimit, ancor pi dei volumi, giustificava lidea di un gasdotto Est-Ovest che approdando in Grecia e poi in Italia affiancasse i tubi algerino (Transmed) e libico (Greenstream), accrescendo lapporto energetico della regione mediterranea alle economie europee.

Alle considerazioni tecniche si univano quelle diplomatiche. Il gas afferente a Israele era visto da questo e da Washington come viatico di legami economico-strategici tra lo Stato ebraico e i suoi vicini, arabi e non (Turchia). Un mezzo dintegrazione e dinterazione capace di trascendere le intrattabili dispute territoriali, le divisioni religiose e gli odi ideologici. Il coinvolgimento della statunitense Chevron  da tempo presente in Kuwait e in Arabia Saudita  nello sviluppo delloffshore israeliano assurgeva a emblema di questa possibilit. Inoltre, la certa demarcazione dei confini terrestri e delle loro proiezioni marittime necessaria allo sviluppo dei giacimenti  attivit lunga e onerosa che presuppone stabilit territoriale, sicurezza e certezza giuridica  avrebbe potuto fungere da incentivo per risolvere lannosa questione cipriota, che dal 1974 avvelena i rapporti tra Grecia e Turchia con inevitabili ricadute su Ue (cui Atene e Nicosia appartengono, rispettivamente, dal 1981 e dal 2004) e Nato (che include Grecia e Turchia).

Queste speranze non sono andate del tutto deluse, almeno allinizio. Nellultimo quarto di secolo il Mediterraneo orientale  stato teatro di scoperte di gas per oltre duemila miliardi di metri cubi. Egitto e Israele hanno di conseguenza moltiplicato la produzione. Prima del brutale attacco di ?amas del 7 ottobre 2023 e della feroce reazione israeliana, le esigenze di prospezione e sfruttamento avevano aiutato gli Stati Uniti a mediare laccordo con cui nel 2022 Libano e Israele delimitavano finalmente il loro confine marittimo. Al contempo, lo Stato ebraico andava consolidando con Egitto e Giordania un legame energetico sopravvissuto agli ultimi tre anni di guerra ininterrotta.

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2. Nel tempo, per, gli entusiasmi iniziali si sono rivelati a dir poco eccessivi. Il gas non  stato infatti quel collante diplomatico che si sperava, anche perch  al contempo troppo e troppo poco. Troppo per non gettare ulteriore combustibile sui conflitti dellarea, in alcuni casi (come quello tra Libano e Israele) esacerbati dagli interessi economici e strategici connessi ai giacimenti. Troppo poco per indurre majors e Stati, europei e non, a spendersi senza riserve (per quanto in loro potere) per una stabilizzazione dellarea funzionale alla piena fruizione dei suoi idrocarburi. A oggi lesportazione degli stessi continua a dipendere dai due ultraventennali terminali gnl egiziani di Damietta (delta orientale del Nilo) e Idku(delta occidentale). LArab Gas Pipeline (Agp)  che dal Golfo di Aqaba punta a nord-ovest verso al-Ars (costa egiziana) e da l via mare ad Ashkelon (Israele), mentre a nord-est attraversa Giordania e Siria con una diramazione verso Israele poco sotto il confine siro-giordano  consente scambi relativamente modesti. Non solo per la portata limitata, ma anche per la frequente scarsit di volumi. 


In teoria lEgitto pu infatti esportare quasi 13 milioni di tonnellate di gas allanno. In pratica il suo crescente fabbisogno interno   diventato un serio ostacolo, tanto da renderlo un fornitore inaffidabile che lascia spesso sottoutilizzati terminali costieri e tubi. Il problema non  solo di domanda, ma anche e soprattutto di prezzo.  dunque un problema sociopolitico, oltre che economico. Molto dellincremento di domanda interna si deve infatti agli accresciuti consumi elettrici, fortemente sussidiati dallo Stato per ragioni di consenso e stabilit. Il Cairo ha avviato un ambizioso programma di diversificazione energetica, puntando a incrementare dal 20% al 42% entro il 2035 lapporto di solare ed eolico alla generazione elettrica, in sostituzione soprattutto del gas. Parallelamente, i reattori nucleari in costruzione con il concorso russo dovrebbero aggiungere entro il 2030 quasi 5 gigawatt di capacit generativa. LEgitto sta inoltre costruendo un elettrodotto da 3 gigawatt che lo connetter allArabia Saudita, mentre Atene valuta un analogo cavo sottomarino (denominato Gregy).

Intanto per il crescente fabbisogno costringe il paese a importare gas via tubo da Israele. Leventuale eccesso  esportato in forma liquida, ma disponibilit e consistenza di queste eccedenze si facevano sempre pi aleatorie man mano che lEgitto destinava volumi crescenti al mercato interno. Una parziale soluzione potrebbe venire dallincremento della produzione egiziana offshore, ma questa  frenata dalla riluttanza delle majors straniere a farsi strumento del Cairo. Il sistema di sussidi pubblici obbliga infatti Egpc (Egyptian General Petroleum Corporation), la compagnia petrolifera statale, a vendere sottoprezzo il gas alle centrali elettriche nazionali: quattro dollari per ogni mbtu (million British thermal unit) nel 2026, meno di quanto costi estrarlo. La logica politica  chiara, quella economica meno. Su pressione del Fondo monetario internazionale (Fmi), nellanno fiscale 2026-27 il governo egiziano ha avviato un programma di riduzione dei sussidi energetici, tagliati del 20% rispetto allesercizio precedente. La misura, tuttavia,  stata approvata prima della crisi iraniana e del connesso shock energetico, assumendo un prezzo massimo del petrolio di 75 dollari al barile e un cambio sterlina egiziana/dollaro di 47 a 1 . Condizioni venute meno a pi riprese.

A ci si aggiungono altri due problemi. Il primo  lintenso ciclo di ostilit inaugurato dagli attacchi del 7 ottobre 2023, che nei momenti di picco  specie quelli connessi alla guerra contro lIran  ha interrotto lexport di gas israeliano verso lEgitto. Il secondo  il rendimento decrescente del giacimento Zohr, solo in parte compensato dalle nuove, recenti scoperte. Dato che lEgitto  la cruna attraverso cui passa il gas della regione  a prescindere da dove sia estratto  destinato allexport, tali criticit si ripercuotono inevitabilmente anche su chi opera fuori dalle sue acque, comprese quelle cipriote e israeliane.

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 3. Israele  oggi il secondo produttore di gas naturale del Mediterraneo orientale dopo lEgitto. A differenza di questultimo, la cui popolazione si stima in circa 120 milioni di persone, lo Stato ebraico supera di poco i 9,5 milioni di abitanti. Anche tenendo conto di consumi pro capite maggiori legati al tenore di vita pi alto, il gas a sua disposizione per lexport rispetto al fabbisogno nazionale  dunque nettamente superiore. Mentre lEgitto assorbe sempre pi spesso gli interi volumi (prodotti e importati) a sua disposizione, Israele esporta in media poco meno del 50% del gas che estrae. A questabbondanza concorre la povert energetica in cui sono tenute la Cisgiordania e quanto residua della Striscia di Gaza, che anche prima del 2023 ricevevano da fonte israeliana la quasi totalit dellenergia (nonch dellacqua) consumata. Il divario  sostanziale: gli abitanti della Cisgiordania (4 milioni di persone circa) utilizzano in media 4 mila kilowatt allanno, contro i 34 mila del territorio israeliano. Nella Striscia, dove restano circa 2 milioni di persone, lo stacco  ancora maggiore: prima della guerra i consumi medi pro capite si attestavano sui 1.300 kilowatt annui, oggi ridotti a una frazione sui cui mancano dati certi.

Lo stato ininterrotto di guerra che si protrae dallautunno 2023 ha tuttavia frenato linvestimento straniero negli idrocarburi israeliani, invertendo una tendenza positiva innescata dagli accordi di Abramo del 2020. Fino ad allora, infatti, i paesi arabi del Golfo avevano in gran parte boicottato loil&gas ebraico, complice lindeterminatezza del confine marittimo con il Libano. Linversione di rotta successiva agli accordi  ora messa nuovamente in discussione soprattutto dal conflitto con lIran, che ha spaccato lOpec, acuito i dissidi saudo-emiratini nel Consiglio di cooperazione del Golfo (Ccg) e obbligato le petromonarchie della regione a negoziare con Teheran luso dello Stretto di Hormuz. Questultima circostanza, in particolare, infligge un duro colpo alla ratio  essenzialmente anti-iraniana  degli accordi di Abramo. Al contempo, il cementarsi della presenza israeliana nel Libano meridionale  con il conseguente spostamento di fatto, verso nord, del confine prima rappresentato dalla Linea blu e dalla relativa proiezione marittima  rimette in discussione le rispettive zone di prospezione ed estrazione offshore.


Anche per questo EastMed-Poseidon, il gasdotto transmediterraneo voluto da Israele per far approdare il proprio gas al lucroso mercato europeo via Cipro e Grecia, appare oggi relegato al libro dei sogni. Depa e Edison, le due imprese capofila del progetto con unapposita joint venture (Igi Poseidon), immaginavano uninfrastruttura in due parti. La prima, EastMed, per portare il gas israeliano in Grecia. La seconda, Poseidon, per trasferirlo in Italia e da l al resto della rete europea in ragione di circa 20 miliardi di metri cubi allanno una volta a regime. Se realizzato, il tubo sarebbe (stato?) il pi lungo dEuropa, il pi profondo del mondo e verosimilmente il pi caro, con un costo di realizzazione stimato in circa sei miliardi di euro. Pi delle sfide tecnico-finanziarie, sono per le incognite geopolitiche a tenere lontani gli investitori, dissuasi anche dal precedente di Nord Stream: un gasdotto relativamente pi facile da sabotare perch adagiato sui bassi fondali del Baltico, ma la cui sorte vale comunque da monito.

Tutto questo fa s che il gas israeliano continui a raggiungere lEgitto tramite il gasdotto al-Aris-Ashkelon, per essere liquefatto nel terminal gnl di Damietta e da l esportato su nave, Il Cairo permettendo. Un secondo gasdotto, su terra, di circa 65 chilometri da Ramat Hovav (deserto del Negev) al confine egiziano vicino Nitzana (da cui prende il nome),  attualmente in costruzione. Una volta in servizio (dal 2028 secondo programma), triplicher le esportazioni di gas naturale israeliano verso lEgitto, a conferma che il paese delle piramidi rester il fulcro del sistema energetico regionale. Almeno finch le condizioni di sicurezza non mutino drasticamente. Lalternativa contemplata, quella di costruire rigassificatori galleggianti a ridosso delle coste israeliane (soprattutto nellarea di Haifa),  stata scartata in virt della vulnerabilit di tali infrastrutture, facilmente bersagliabili da Iran, Libano, Yemen e Gaza (almeno prima che la capacit offensiva di ?amas fosse annichilita).

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4. Un altro problematico tassello di questo intricato puzzle  Cipro. Negli ultimi anni diverse compagnie petrolifere tra cui Eni, Total, ExxonMobil e Chevron hanno scoperto in acque cipriote volumi di gas sufficienti ad affrancare lisola dal costoso petrolio su cui riposa la sua sicurezza energetica, con buoni margini per un export modesto ma non insignificante, stante una popolazione inferiore a 1,5 milioni di anime. Tuttavia, lo sfruttamento di tali risorse  frenato dallirrisolto status territoriale  la divisione in una parte greca a sud internazionalmente riconosciuta e una parte turca a nord, con il limes che biseca la capitale Nicosia  e dalla conseguente indeterminatezza della Zona economica esclusiva (Zee). La situazione pregiudica le decisioni dinvestimento non solo a Cipro, ma in tutto il Mediterraneo orientale stante la posizione centrale dellisola. La mancata delimitazione dellestesa Zee cipriota limita infatti le prospezioni, complica la messa in produzione dei giacimenti e ostacola la realizzazione di infrastrutture energetiche, come i rigassificatori o gli elettrodotti sottomarini.

Anche per questo, al netto dellimprobabile tubo EastMed-Poseidon sono due le alternative, concorrenti, allo studio. Un gasdotto Cipro (greca)-Israele che consentirebbe al gas cipriota di raggiungere i rigassificatori egiziani (attraverso il tubo al-Aris-Ashkelon) e da l di essere esportato, con tutte le incognite del caso. Un tubo Cipro (turca)-Turchia, in virt del quale il gas cipriota concorrerebbe agli approvvigionamenti turchi, nonch al ruolo di hub energetico che Ankara persegue da tempo e che la guerra ucraina ha favorito.

Se infatti lEgitto  stato finora il crocevia obbligato del gas regionale, la Turchia va emergendo come mediatore inaggirabile. Facendo di geografia virt, il paese ha consolidato il suo ruolo di corridoio verso il mercato europeo. La Turchia produce volumi trascurabili di gas, a fronte di un fabbisogno energetico in crescita anche per via di una popolazione che sfiora i 90 milioni di abitanti. Tuttavia,  un grande importatore e soprattutto una via di transito vitale per il gas centroasiatico, russo  che attraverso i tubi transanatolici non avrebbe mai smesso di confluire nel Trans Adriatic Pipeline (Tap), il cui approdo finale  a sud di Lecce  e mediorientale.

Oltre allestesa rete di gasdotti che ne solcano il territorio  il Trans-Anatolian Natural Gas Pipeline (Tanap) dallAzerbaigian, Blue Stream e TurkStream dalla Russia  la Turchia ospita cinque rigassificatori (tre dei quali flottanti) con una capacit complessiva di quasi 80 miliardi di metri cubi allanno, molto pi dellattuale consumo interno (circa 51 miliardi di metri cubi). Ci rende il paese un terminale naturale del gnl regionale, molto pi attrezzato dellEgitto e potenzialmente meno problematico. Se non fosse che in un Levante investito dalla guerra e dai contraccolpi delle crisi nel Golfo, le logiche strategiche continuano a far premio su quelle tecnico-commerciali.

Con buona pace della diplomazia del gas che tante speranze suscitava a inizio millennio, limpatto negoziale della molecola blu sulle dinamiche del Mediterraneo orientale  stato poco pi che fugace. Come attestano decenni di vicende mediorientali, lenergia da sola non basta a smorzare conflitti annosi le cui radici affondano in un complesso insieme di elementi territoriali, etno-religiosi, ideologici e strategici, con laggravante del continuo intervento di potenze esterne. Questo vale anche nel Levante, dove al pari del Golfo o della Russia lenergia pu anzi volgere facilmente da arnese diplomatico in strumento di ricatto e di guerra.

Sotto tale profilo, la campana per lItalia (e non solo) suona forte dal fatidico 24 febbraio 2022: una lezione, quella dellinvasione russa dellUcraina, che ci siamo sforzati di introiettare. Il gas naturale continua a svolgere un ruolo fondamentale nel nostro mix, coprendo il 36-40% dei consumi primari (rispetto al 37-38% del petrolio, al 20% circa delle rinnovabili e al 4-5% del carbone) e il 45% della generazione elettrica (rispetto al 50% delle rinnovabili). Ma la forte spinta, negli ultimi quattro anni, alla diversificazione degli approvvigionamenti ci pone in una posizione meno critica di quanto la nostra oggettiva dipendenza lasciasse presagire.

Con riferimento allultima, grave crisi precipitata dal blocco di Hormuz, emerge infatti che il suo impatto sulle importazioni italiane di gnl si  manifestato soprattutto a giugno: meno 500 mila metri cubi rispetto a giugno 2025, stanti i danni agli impianti qatarini di Ras Laffan e linterdizione dello Stretto. Nel medio periodo, invece, i volumi di gnl in arrivo crescono: 7,6 miliardi di metri cubi nel 2024, 10,3 miliardi nel 2025, 10,7 miliardi nei primi sei mesi del 2026. Anche per questo a luglio lItalia sfiorava il 70% di riempimento degli stoccaggi: +19% sulla media europea e +27% rispetto alla Germania.

 
Tanto gas, dunque. Ma da dove? Dei 110 carichi di gnl arrivati tra gennaio e giugno di questanno (pari a circa un terzo dei volumi immessi in rete), ben 70 venivano dagli Stati Uniti, 15 dallAlgeria, 13 dal Qatar, 5 dalla Nigeria, 6 da Congo, Trinidad e Tobago e Mauritania, 1 dalla Guinea Equatoriale. Quanto al gas via tubo, che continua a fare il grosso dellapprovvigionamento, oltre l80% arriva dallAlgeria, seguito a distanza dal gas (russo-)azero che alimenta il Tap, mentre il metano libico ha una quota poco pi che residuale.

Lindipendenza energetica dalla Russia, insomma, ha un prezzo: la dipendenza dai lontani e sempre pi erratici Stati Uniti, dallAlgeria e dal Golfo (se e quando torner a esportare come prima). Una dipendenza meno monolitica di quella dal tubo russo, grazie soprattutto al ruolo centrale ormai svolto dal gas via nave. Questa circostanza giustifica gli sforzi  e i successi  di Eni nelloffshore del Mediterraneo orientale? Viene da dire di s. Lattingibilit di quel gas  oggi ostacolata dai conflitti, ma in prospettiva pu tornare utile. Resta pertanto una strada che non va lasciata intentata.

