La nuova era artica

La nuova era artica

Andreas Raspotnik e Marco Siddi*
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La produzione gas-petrolifera nei territori a nord del vecchio continente è considerata un investimento a lungo termine, la cui fattibilità e redditività dipenderanno dai costi di estrazione delle risorse stimate e dalle aspettative future sui prezzi di gas e petrolio

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La regione artica ha riconquistato il centro della scena politica mondiale dieci anni fa, quando nell’agosto del 2007, sui principali quotidiani internazionali, è stata pubblicata l’immagine sfocata di una bandiera russa in titanio piantata nel Mar Glaciale Artico, ad oltre 4.000 metri di profondità sotto il Polo Nord. Precedentemente, nel corso di quella stessa estate, la Groenlandia, l’isola più grande del mondo, era diventata "la Mecca del turismo climatico" quando l’ex presidente della Commissione Europea José Manuel Barroso, l’allora primo ministro italiano Romano Prodi e la cancelliera tedesca Angela Merkel avevano sperimentato in prima persona il riscaldamento globale e lo scioglimento dei ghiacci groenlandesi. A settembre 2007, il livello delle banchise polari aveva registrato un minimo storico e le immagini di un Mar Glaciale Artico senza il ghiaccio avevano fatto il giro del mondo. In quel periodo, i cambiamenti climatici globali catturavano l’attenzione pubblica: i ghiacci della regione stavano scomparendo e lo scioglimento della calotta polare artica metteva in pericolo la “solidità” della zona. L’Artico stava infine diventando il fulcro di discussioni internazionali. Paradossalmente, lo scioglimento del ghiaccio artico ha, allo stesso tempo, reso disponibili delle materie prime che avevano avuto un ruolo essenziale nella riduzione dei ghiacci: i combustibili fossili. Nel 2008, un rapporto pubblicato dall’agenzia scientifica U.S. Geological Survey ha analizzato il potenziale gas-petrolifero a nord del Circolo Polare Artico. Secondo quanto indicato, la regione potrebbe contenere il 22 percento delle risorse mondiali convenzionali di gas naturale e petrolio ancora da scoprire, una notizia che ha suscitato il fermento generale e previsioni azzardate di una nuova "febbre artica dell’oro". Le stime ipotizzano che circa il 63 percento delle risorse totali (soprattutto gas) potrebbe trovarsi nel continente eurasiatico e circa il 35 percento (in particolare petrolio) in Nord America.

Scorte di gas e di petrolio

La regione artica, soprattutto per quanto riguarda il settore europeo, è stata presto ribattezzata il nuovo Eldorado energetico grazie alla scoperta di considerevoli scorte di gas e petrolio nei mari di Barents, Kara e Pec'ora che hanno fomentato l’ottimismo di Russia e Norvegia per la possibilità di trasferire la loro produzione energetica futura ancora più a Nord. Ad esempio, il sito norvegese di Snohvit, scoperto nel mare di Barents nel 1981, è il primo giacimento in Europa, nonché il più a nord a livello mondiale, a essere dotato di un impianto per il gas naturale liquefatto (LNG). Le risorse originarie del giacimento, entrato in funzione nel 2007, ammontavano a 265 milioni di metri cubi standard di petrolio equivalente e il LNG era destinato principalmente all’Europa e all’Asia. Scoperto nel 1988 sulla sponda russa del Mare di Barents, Shtokman è uno dei giacimenti di gas naturale più vasti al mondo, con riserve comprovate di 3,9 trilioni di metri cubi di gas. Tuttavia, la crescita del settore è attualmente sospesa a causa degli alti costi di sviluppo e delle relative questioni di redditività. Per contro, Prirazlomnoye, un giacimento petrolifero scoperto nel mare della Pecˇora nel 1989, è il primo centro di sviluppo petrolifero offshore artico, con oltre 72 milioni di tonnellate di riserve petrolifere e le prime consegne avvenute ad aprile 2014. La sua piattaforma petrolifera produce attualmente 10.000 tonnellate di petrolio al giorno. Ancora più a est, la penisola di Yamal contiene circa 26,5 trilioni di metri cubi di gas, ossia l’85 percento della produzione di gas naturale russa concentrata nell’area più ampia del distretto autonomo dello Yamal-Nenets. La produzione artica di gas e petrolio è tipicamente considerata un investimento a lungo termine. La fattibilità e la redditività di questo progetto dipendono essenzialmente da due pilastri strettamente collegati fra loro: 1) i costi di estrazione delle risorse stimate e 2) le aspettative future sui prezzi che gas e petrolio potrebbero raggiungere in un mercato globale in continuo divenire. Di conseguenza, negli ultimi dieci anni, l’Artico europeo ha affrontato fasi diverse, alternando momenti di grandi speranze a bruschi ritorni alla realtà. Ciononostante, le multinazionali del gas e del petrolio continuano a manifestare il proprio interesse nell’esplorazione e nello sfruttamento delle risorse dell’estremo Nord/artiche. Nei paragrafi seguenti analizzeremo le principali acquisizioni che si sono verificate in Nord Europa negli ultimi anni e ci soffermeremo brevemente sulle ultime tecnologie nelle regioni artiche russe, facendo alcune considerazioni sull’impatto delle sanzioni occidentali.

Il fermento energetico del Nord

Tra il 2012 e il 2016, le fusioni e le acquisizioni upstream in Europa sono oscillate fra i 7 miliardi di dollari nel 2014 e un picco di oltre 85 miliardi di dollari nel 2016. Tra le recenti operazioni commerciali chiave nelle regioni artiche europee spiccano il crescente coinvolgimento di Wintershall nell’area artica norvegese, così come la sua partnership con Statoil. A gennaio 2013, Wintershall ha finalizzato l’acquisizione di azioni Statoil nei giacimenti di Brage, Vega e Gjoa (Brage: 32,7 percento, Vega: 30 percento e Gjøa: 15 percento) nelle acque norvegesi del Mare del Nord. In questo modo, Wintershall ha aumentato la produzione norvegese da circa 3.000 barili di petrolio equivalente (boe) a quasi 40.000 boe al giorno. Con Brage, Wintershall si è aggiudicata per la prima volta l’operatorship di una delle principali strutture produttive sulla piattaforma continentale norvegese. In cambio, Wintershall ha offerto a Statoil una quota del 15 percento nel progetto di sviluppo Edvard Grieg (situato a ovest di Stavanger nel Mare del Nord) e una compensazione economica di 1,35 miliardi di dollari statunitensi. Statoil e Wintershall hanno approfondito la loro partnership nel 2014 con una nuova transazione del valore di 1,25 miliardi di dollari statunitensi. Wintershall ha acquisito ulteriori quote da Statoil nei due giacimenti operativi di Gjoa e Vega, facendo crescere la sua partecipazione totale al 55,6 percento nel sito di Vega e al 20 percento in quello di Gjoa. Grazie a queste acquisizioni, la produzione di Wintershall in Norvegia è aumentata in maniera significativa fino ad arrivare attualmente a circa 60.000 boe al giorno. Nell’ambito dello stesso accordo, Wintershall si è aggiudicata l’operatorship di Vega a marzo 2015. Wintershall detiene inoltre una quota del 24 percento nel progetto di sviluppo Aasta Hansteen, che è guidato da Statoil con il 51 percento e include anche OMV (15 percento) e ConocoPhillips Skandinavia (10 percento). Aasta Hansteen si trova nel Mare del Nord, a circa 300 km dalla costa norvegese, e possiede riserve recuperabili valutate a 47 miliardi di metri cubi standard.

Le perforazioni nel sito di Aasta Hansteen dovrebbero iniziare verso la fine del 2017 o all’inizio del 2018. Il gas arriverà nella penisola di Nyhamna, nella contea norvegese di Møre og Romsdal, tramite il gasdotto Polarled della lunghezza di 480 km, un progetto congiunto di Statoil (37 percento), Wintershall (13,2 percento), Petoro (11,9 percento), OMV (9 percento), Shell (9 percento), TOTAL (5,1 percento), RWE Dea (4,7 percento), ConocoPhillips (4,4 percento), CapeOmega (2,8 percento) ed Edison (2,3 percento). Nell’ambito delle transazioni del 2014, Wintershall ha acquisito il 19 percento della scoperta Asterix, di cui Statoil detiene il 51 percento della proprietà e l’operatorship. In aggiunta, Wintershall possiede una quota del 50 percento ed è operatore del giacimento Maria, situato nel Mare norvegese meridionale; altri azionisti sono Petoro (30 percento) e Centrica (20 percento). Il giacimento Maria si sta preparando a iniziare la produzione nel 2018 e si pensa che possa contenere 180 milioni di barili di petrolio equivalente. Nel 2013, Statoil ha stipulato una partnership con la società austriaca OMV allo scopo di aumentare le disponibilità liquide per grandi investimenti nelle nuove scoperte. OMV ha acquisito il 19 percento di Gullfaks e il 24 percento di Gudrun, due giacimenti di gas e petrolio nelle acque norvegesi. Ha inoltre acquistato il 30 percento di Rosebank e il 6 percento di Schiehallion, due giacimenti a ovest delle Isole Shetland, nonché diritti di opzione per 11 licenze per l’esplorazione nelle Isole Fær Øer. Statoil ha ridotto la propria quota proprietaria di Gullfaks dal 70 percento al 51 percento e di Gudrun dal 75 percento al 51 percento, pur mantenendo l’operatorship di entrambi i giacimenti. Per tali acquisizioni, OMV ha pagato a Statoil 2,65 miliardi di dollari statunitensi: si è trattato infatti dell’accordo più importante nella storia della società petrolifera austriaca. Questa transazione ha fatto aumentare la base di riserve di OMV di quasi un quinto e la produzione di circa il 13 percento.

L'interesse artico del Dragone

Nel 2012 e 2013, due società cinesi hanno portato a termine le prime acquisizioni di giacimenti offshore britannici. A luglio 2012, Sinopec ha acquistato una quota pari al 49 percento delle risorse di Talisman Energy, nel Mare del Nord, tramite la sua società sussidiaria Addax Petroleum UK. L’accordo di joint venture è stato valutato 1,5 miliardi di dollari statunitensi e ha trasferito a Sinopec quasi 16.000 barili di petrolio al giorno, facendogli acquisire una maggiore esperienza nelle operazioni offshore. Inoltre, nel 2013, la cinese CNOOC ha acquistato la canadese Nexen per 15,1 miliardi di dollari statunitensi, la più grande acquisizione in Cina di una compagnia gas-petrolifera. In questo modo, CNOOC ha ottenuto il controllo del giacimento petrolifero di Buzzard, il più grande campo petrolifero britannico. Con Nexen, la compagnia si è inoltre aggiudicata il 36,5 percento del progetto Golden Eagle, 70 km a nord-est di Aberdeen (Scozia). Secondo CNOOC, l’accordo ha aumentato la produzione e la base di riserve della società rispettivamente del 20 percento e del 30 percento. Sempre nel 2013 Taqa, la società energetica nazionale di Abu Dhabi, ha acquistato delle quote di tre giacimenti nelle acque britanniche del Mare del Nord, pari a una produzione di circa 21.000 barili di petrolio equivalente al giorno, per 1,058 miliardi di dollari. Per quanto riguarda la crescita degli investimenti asiatici nell’upstream europeo, è importante ricordare che a marzo 2013 Total ha venduto alla giapponese Mitsui un interesse del 25 percento nel giacimento Tempa Rossa in Basilicata, pur mantenendo una quota del 50 percento e l’operatorship (Shell detiene il rimanente 25 percento). Alcune operazioni commerciali hanno avuto luogo anche nel Mare del Nord olandese. Nel 2014, Chevron ha ceduto i suoi interessi in 11 blocchi offshore sulla piattaforma continentale olandese a Petrogas, società basata in Oman. La produzione giornaliera netta dei blocchi nel 2013 era in media di circa 2.000 barili di greggio e di 41 milioni di piedi cubici di gas naturale.

La più importante operazione commerciale della regione, nel 2015, è stata la vendita da parte della tedesca RWE della propria unità produttiva di gas e petrolio RWE Dea a LetterOne Group, la società di investimenti fondata da Russian Alfa Group, per circa 7 miliardi di dollari statunitensi. L’accordo ha portato alla creazione di DEA. In seguito, DEA ha acquistato da E.ON partecipazioni in 43 licenze, tra cui le quote dei tre giacimenti produttivi di Skarv (28,1 percento), Njord (30 percento) e Hyme (17,5 percento) nelle acque norvegesi del Mare del Nord, portando la produzione di DEA nell’area a circa 75.000 barili di petrolio equivalente al giorno.

La grande scommessa BG Group-Royal Dutch Shell

L’accordo più grande del 2016 è stato l’acquisizione di BG Group, un produttore di gas e petrolio basato in Gran Bretagna, da parte di Royal Dutch Shell per circa 50 miliardi di dollari statunitensi. L’acquisizione ha consentito a Shell di diventare il leader mondiale, tra le compagnie quotate in Borsa, nel settore del gas naturale liquefatto, un campo in cui BG deteneva un ruolo chiave. Inoltre, Shell ha ottenuto così una posizione di rilievo nelle acque offshore brasiliane, complementare all’esperienza della società nel campo dei giacimenti gas-petroliferi sottomarini maturata nel Golfo del Messico e in Nigeria. Questa transazione è stata la fusione più grande nel settore energetico dopo il crollo sostanziale del prezzo del petrolio a partire dalla fine del 2014.

Il crollo del prezzo del petrolio (e le sanzioni occidentali) non hanno tuttavia fermato gli investimenti e la produzione neanche nell’Artico russo. Diverse multinazionali petrolifere, tra cui Exxon-Mobil, sono state costrette a interrompere le attività nella regione (come le esplorazioni nel Mare di Kara); nondimeno, si stima che la produzione di greggio nell’Artico russo crescerà nel 2017 del 10 percento rispetto all’anno precedente.

L’aumento è parzialmente determinato dalla crescente capacità della piattaforma petrolifera offshore Prirazlomnaya, resistente ai ghiacci e unica nel suo genere. Nel 2016, la produzione petrolifera artica era pari al 16,8 percento della produzione petrolifera russa complessiva, un dato che dovrebbe aumentare leggermente nel 2017. D’altro canto, il gas artico proveniente dalla penisola di Yamal corrisponde, come già menzionato, a oltre l’85 percento della produzione totale di gas in Russia.

Gli investimenti nella struttura GNL di Yamal (lanciata nel 2013, con una proprietà suddivisa come segue: 50,1 percento Novatek, 20 percento Total, 20 percento CNPC e 9,9 percento la cinese Silk Road Fund) e l’esportazione di navi a gas adatte al ghiaccio per il trasporto di gas naturale liquefatto lungo la rotta del Mare del Nord rafforzeranno la posizione russa nel mercato globale del gas.

 

*Andreas Raspotnik è Senior Fellow e membro del Leadership Group dell’Arctic Institute, Centro per gli Studi sulla Sicurezza del Circolo Polare, a Washington DC.


Marco Siddi è Senior Research Fellow al Finnish Institute of International Affairs di Helsinki, dove si occupa in particolare delle relazioni politiche ed energetiche tra Unione Europea e Russia.