La Primavera araba e gli scenari energetici: prospettive di policy per l Italia

La Primavera araba e gli scenari energetici: prospettive di policy per l Italia Ricerca Ispi per il Ministero degli Affari Esteri Novembre 2011

La rilevanza del Mar Caspio come terzo canale di approvvigionamento energetico extra-europeo per l Italia Carlo Frappi* * Carlo Frappi è Research Fellow dell ISPI.

La rilevanza del Mar Caspio 49 1. Introduzione Da circa un quindicennio, le risorse energetiche dell area del Mar Caspio sono divenute oggetto di un accesa competizione internazionale finalizzata alla loro esplorazione, sfruttamento e trasporto. L instabilità interna dei produttori energetici di Nord Africa e Medio Oriente, la crescente dipendenza dei paesi consumatori da un ristretto numero di fornitori e il progressivo esaurimento delle riserve energetiche del Mare del Nord hanno, infatti, attirato le attenzioni di decisori politici e operatori economici su un area, quella del Caspio, il cui potenziale energetico risulta ancora in gran parte inesplorato. Nonostante la priorità attribuita dalle giovani repubbliche post-sovietiche allo sviluppo del settore energetico e all attrazione di investimenti e know-how straniero, un complesso intreccio di ostacoli di natura logistica, finanziaria e politica ha ritardato lo sviluppo del potenziale energetico del Caspio. Potenziale che inizia tuttavia oggi a mostrare la propria rilevanza rispetto all esigenza, sempre più avvertita tanto a livello comunitario quanto nazionale, di tutela della sicurezza energetica, di garantirsi cioè un adeguato e sufficientemente stabile approvvigionamento di risorse a prezzi ragionevoli. In questo capitolo si cercherà di ricostruire il potenziale produttivo dei paesi dell area caspica, di valutare il posizionamento delle compagnie energetiche italiane nella regione e tracciare un quadro delle possibilità che il corridoio energetico dal Mar Caspio possa assurgere a terzo canale d approvvigionamento nazionale extraeuropeo, accanto a quello russo e a quello nordafricano e mediorientale. Ai fini dell analisi, i paesi produttori presi in considerazione sono l Azerbaigian, sulla sponda occidentale del bacino, e Kazakistan e Turkmenistan su quella orientale. Russia e Iran, che pur affacciandosi sul Mar Caspio a nord e sud, esulano dall analisi in quanto già pilastri dei tradizionali canali di approvvigionamento energetico italiano. 2. Il Mar Caspio: attori, riserve e potenzialità L area del Caspio e in particolare il territorio dell attuale Repubblica dell'azerbaigian è stata, sin dalla seconda metà del XIX secolo, una delle prime regioni eurasiatiche a essere interessata da ambiziosi progetti di sfruttamento petrolifero. Ciò nonostante, considerazioni di carattere strategico legate alla vulnerabilità della frontiera caucasica in caso di conflitti e la progressiva scoperta e sfruttamento dei giacimenti nella regione del Volga-Urali e in Siberia, hanno impedito il pieno sviluppo del potenziale energetico dell area del Caspio nella lunga fase di dominazione sovietica 1. Al conseguimento dell indipendenza dall Unione Sovietica, nel 1991, Azerbaigian, Kazakistan e Turkmenistan ereditavano dunque un elevato potenziale di sviluppo del settore energetico, reso tuttavia di difficile sfruttamento a partire da una sfavorevole collocazione geografica, senza sbocco diretto al mare e ai mercati occidentali, e dalla mancanza di una rete infrastrutturale al di fuori di quella russocentrica di derivazione sovietica. La mancanza di capitali da investire nel settore energetico, l iniziale ritrosia delle compagnie occidentali 1 Attorno alla Prima guerra mondiale, la produzione petrolifera nell area di Baku e di Grozny, in Cecenia, copriva circa il 93% del fabbisogno dell Unione Sovietica. Nel corso della Seconda guerra mondiale, la sola regione di Baku forniva invece oltre i due terzi dei consumi dell Urss. Tale percentuale sarebbe crollata al 3% nel corso degli anni Ottanta. A. MARSHALL, The Caucasus Under Soviet Rule, Routledge, New York, 2010.

50 La Primavera araba e gli scenari energetici: prospettive di policy per l Italia a effettuare investimenti ad alto rischio in un area caratterizzata da una spiccata conflittualità e, non ultimo, la determinazione russa nel mantenere il monopsonio sull acquisto di idrocarburi dall area del Caspio hanno contribuito a ritardare l avvio dei progetti regionali di sfruttamento energetico e il parallelo tentativo delle repubbliche caspiche di fondare sui proventi energetici il difficile processo di state building avviato dopo il 1991. Su questo sfondo, e in un quadro di progressiva politicizzazione della competizione per lo sfruttamento e il trasporto degli idrocarburi caspici 2, le compagnie occidentali hanno sottoscritto i primi accordi di esplorazione e sfruttamento a partire dalla metà degli anni Novanta e, favoriti dall aumento dei prezzi degli idrocarburi successivi al 2001, hanno approntato le prime rotte per l esportazione diretta degli idrocarburi verso i mercati occidentali. Il riferimento va, in particolare, alla rotta georgiano-turca per l esportazione del greggio e del gas naturale dall Azerbaigian, lungo la quale sono stati commissionati l oleodotto Baku-Tbilisi-Ceyhan (Btc) nel 2005, e il gasdotto Baku- Tbilisi-Erzurum (South Caucasus Pipeline, Scp), nel 2006. Gli investimenti in esplorazione, produzione e trasporto energetici assicurati dai consorzi internazionali hanno dunque stimolato, a partire dalla seconda metà degli anni Novanta, il progressivo aumento della produzione di petrolio e gas dell area. Figura 1 - Andamento della produzione di petrolio e gas nell area del Caspio (1990-2010) 2000 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 Petrolio (in Mb) 0 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 90 80 70 60 50 40 30 20 Gas (in Gmc/a) 10 0 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 Fonte: Dati BP Turkmenistan Kazakistan Azerbaigian Nonostante la profonda valenza del Btc e del Scp nello spezzare l isolamento infra- 2 Nel corso degli anni Novanta, la competizione per l accesso agli idrocarburi del Caspio ha rappresentato solo uno dei diversi piani sui quali si è andata giocando la più ampia partita per la transizione d influenza nello spazio meridionale dell ex Unione sovietica. Tale partita, che ha visto attivamente coinvolti attori regionali e non (dalla Turchia alla Russia, dagli Stati Uniti all Iran, dal Regno Unito alla Cina), ha, non a caso, spinto analisti e commentatori internazionali a richiamare la metafora storica del Grande Gioco di ottocentesca memoria. Per una prospettiva coeva, A. COHEN, The New "Great Game": Oil Politics in the Caucasus and Central Asia, The Heritage Foundation, Backgrounder, n. 1065, January 1996; M. AHRARI - J. BEAL, The New Great Game in Muslim Central Asia, Institute for National Strategic Studies, McNair Paper, n. 47, January 1996.

La rilevanza del Mar Caspio 51 strutturale dell Azerbaigian e, in senso più ampio, dei produttori del Caspio 3, la capacità delle due infrastrutture 1,2 milioni di barili al giorno (mb/g) di petrolio e 8 miliardi di metri cubi annui (Gmc/a) di gas risulta tuttavia inadeguata rispetto alle riserve provate e al potenziale estrattivo dei produttori dell area, lasciando ancora aperta la partita infrastrutturale per il trasporto degli idrocarburi caspici (cfr. infra). Tale considerazione, d altra parte, è tanto più rilevante in relazione alla commercializzazione del gas che, a differenza del petrolio di intubazione, ha un trasporto rigido che implica maggior programmazione degli investimenti nella fase di midstream la mancanza dei quali, come già avvenuto nel caso dei produttori caspici, può finire per inficiare gli stessi progetti di upstream. Maggior programmazione e maggior disponibilità agli investimenti è d altro canto necessaria anche per il trasporto di gas in forma liquefatta, che richiede la predisposizione di impianti di liquefazione e di ri-gassificazione e risulta maggiormente profittevole per volumi di gas elevati e distanze più ampie. Necessità di maggior programmazione deriva infine dalle caratteristiche proprie delle contrattazioni sul gas che, in assenza di un mercato internazionale di riferimento, avviene sulla base di negoziati bilaterali, che legano produttori e consumatori con accordi di lungo periodo dalle rilevanti ricadute strategiche. Azerbaigian, Kazakistan e Turkmenistan possiederebbero congiuntamente riserve provate per circa 48 miliardi di barili (Mldb) di petrolio, pari al 3,4% del totale delle riserve petrolifere mondiali. Tali riserve non sono, d altra parte, uniformemente distribuite tra i tre paesi. La gran parte delle riserve petrolifere dell area caspica si concentra, infatti, in Kazakistan che, con 39,8 Mldb, si colloca immediatamente dietro la Libia nella classifica mondiale dei detentori di riserve petrolifere e, significativamente, solo dietro alla Federazione russa tra i paesi non appartenenti all Opec (Organization of the Petroleum Exporting Countries) 4. D altra parte, secondo le più recenti stime dell Agenzia internazionale dell energia (Aie), le riserve kazake potrebbero raggiungere i 68,9 Mldb di petrolio, mentre quelle totali dei tre produttori caspici i 103 Mldb ovvero il 4,5% circa delle riserve mondiali 5. Sulla base di queste stime, lo scena- Disponibilità di riserve petrolifere provate (2010)* 1 Arabia Saudita 264,5 2 Venezuela 211,2 3 Iran 137,0 4 Iraq 115,0 5 Kuwait 101,5 6 Emirati Arabi 97,8 7 Russia 77,4 8 Libia 46,4 9 Kazakistan 39,8 20 Azerbaigian 7,0 44 Turkmenistan 0,6 Valori espressi in Mldb; Dati:BP rio New Policies dell Aie, 6 prevede, nei prossimi venticinque anni, una netta espansione della produzione di greggio, che porterebbe l output totale dei tre paesi sino a 5 mb/g dagli attuali 3, con un picco di produzione (5,3 mb/g) attorno al 2025. Inoltre, mentre la produzione azera e turkmena sarebbe destinata a calare dopo il picco della metà degli anni Venti, quella 3 Sulla rilevanza del Btc per i paesi produttori e di transito degli idrocarburi del Caspio, si veda F. STARR - S. CORNELL (a cura di), The Baku-Tbilisi-Ceyhan Pipeline: Oil Window to the West, Central Asia- Caucasus Institute & Silk Road Studies Program, Uppsala, 2005. 4 BP Statistical Review of World Energy, June 2011, p. 6. 5 International Energy Agency (Iea), World Energy Outlook 2010, Oecd-Iea, Paris, 2010, p. 500. 6 Le previsioni dell Agenzia Internazionale dell Energia si basano su tre approcci differenti basati sulla non variazione delle politiche statali correnti ( Base Scenario ), sulla piena conformità agli obiettivi di riduzione dei gas serra ( 450 ) e su uno intermedio, quello New Policies, basato sui più ampi impegni e piani di produzione nazionali.

52 La Primavera araba e gli scenari energetici: prospettive di policy per l Italia kazaka dovrebbe mostrare un trend di crescita costante in tutto l arco temporale preso in considerazione. In Kazakistan, infatti, sono localizzati due dei tre maxi-giacimenti petroliferi (Tengiz e Kashagan) che, assieme al giacimento azero di Azeri-Chirag- Guneshli, assicurerebbero l aumento della produzione petrolifera dell area caspica. I tre giacimenti conterrebbero congiuntamente riserve stimabili fino a 5 Mldb e, mentre quelli di Tengiz e Azeri-Chirag-Guneshli hanno già iniziato la fase di produzione, quello di Kashagan dovrebbe entrare in produzione nel giro di un anno circa (cfr. infra). Inoltre, in ragione di un livello di consumi petroliferi nazionali che nei tre paesi dovrebbe restare invariato nell arco di tempo preso in considerazione, il maggior livello di output petrolifero sarebbe quasi interamente destinato alle esportazioni. Se il Kazakistan rappresenta il più rilevante attore caspico nel settore petrolifero, analogo ruolo nel settore del gas è Disponibilità di riserve ricoperto dal Turkmenistan. Con riserve provate pari a 8 di gas provate (2010)* trilioni mc (Tmc) di gas, il Turkmenistan è infatti il quarto paese al mondo per ampiezza di riserve dopo Russia, Iran 1 Russia 44,8 e Qatar. Mentre i tre paesi dell area del Caspio posseggono congiuntamente 11 Tmc di gas, pari al 6% delle riserve 3 Qatar 25,3 2 Iran 29,6 mondiali provate di gas naturale, Ashgabat, da sola, ne controlla il 4,3% 7 4 Turkmenistan 8,0. Inoltre, a fronte degli 11 Tmc di riserve di gas provate, quelle recuperabili ammonterebbero, secondo le stime dell Aie, a 21,8 Tmc. L elevato livello di ri- 6 Arabia Saudita 8,0 5 Stati Uniti 7,7 sorse provate e recuperabili lascia dunque preconizzare 7 Emirati Arabi 6,0 una forte espansione della capacità estrattiva dei paesi 8 Venezuela 5,5 produttori del Caspio, guidata dalla maggior produzione di gas del Turkmenistan che, dai 42,4 Gmc/a del 2010, raggiungerebbe i 128 Gmc/a nel 2035. Nello stesso arco 18 Kazakistan 1,8 9 Nigeria 5,3 temporale, la produzione azera passerebbe dagli attuali 24 Azerbaigian 1,3 15,1 a 49 Gmc/a, mentre quella kazaka unica tra le tre a *Valori espressi in Tmc; Dati:BP essere destinata per la quasi totalità al mercato interno da 33,6 a 68 Gmc/a 8. Benché i volumi di gas prodotti in Kazakistan siano destinati principalmente al consumo interno e associati alla produzione di petrolio, il paese è tuttavia già divenuto esportatore netto di gas e rafforzerà nei prossimi anni questa posizione grazie soprattutto allo sfruttamento di Karachaganak, il maggior giacimento gassifero nazionale, al confine con la Russia. Figura 2 - Comparazione riserve di petrolio e gas provate e recuperabili 7 BP Statistical Review of World Energy, June 2011, p. 20. 8 Ibidem, p. 22; Iea (2010), op. cit., p. 524.

La rilevanza del Mar Caspio 53 Petrolio (in Mldb) Gas (in Tmc) 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Kazakistan Azerbaigian Turkmenistan Fonte: Dati Bp, International Energy Agency (iea) 14 12 10 8 6 4 2 0 Turkmenistan Kazakistan Azerbaigian A confermare e parzialmente correggere verso l alto le previsioni di crescita venticinquennale della produzione gassifera dell area caspica hanno contribuito, nel corso del 2011, le nuove valutazioni sulle riserve condotte in Turkmenistan e la scoperta di un rilevante giacimento effettuata in Azerbaigian. In Turkmenistan, la valutazione delle riserve del maxi-giacimento di South Yolatan destinato a essere il principale motore della produzione regionale di gas effettuata dalla società di consulenza britannica Gaffney, Cline and Associates (GC&A) su commessa governativa, ha confermato le apparentemente gonfiate stime delle autorità di Ashgabat. Se, infatti, gli analisti internazionali tendevano ad attribuire al giacimento riserve comprese tra i 4 e i 14 Tmc, le valutazioni della GC&A hanno innalzato tale stima fino a 20 Tmc, consentendo alle autorità turkmene di fissare gli obiettivi di produzione di gas al 2030 a 230 Gmc/a, contro i 119 previsti dall'aie 9. Parallelamente, in Azerbaigian la compagnia francese Total lo scorso settembre ha scoperto un nuovo rilevante giacimento di gas nel blocco offshore di Absheron, nel Mar Caspio. Secondo le prime stime delle autorità azere, il giacimento potrebbe contenere, oltre a diverse migliaia di tonnellate di condensati, fino a 350 Gmc di gas ovvero circa un quarto delle attuali riserve gassifere provate del paese e permettere un incremento delle quantità di gas destinate all esportazione fino a 30 Gmc entro il 2025 10. Benché quantitativamente più limitate rispetto alle nuove stime sulle riserve potenziali turkmene, le scoperte effettuate da Total in Azerbaigian potrebbero rivelarsi più significative da un punto di vista strategico. Unico paese produttore caspico sulla sponda occidentale del bacino, l Azerbaigian beneficia, infatti, di un vantaggio competitivo rispetto a Kazakistan e Turkmenistan derivante dalla maggior prossimità ai mercati europei e dalla disponibilità di infrastrutture di trasporto verso il Mar Nero e il Mediterraneo. La scoperta di nuovi giacimenti gassiferi ad Absheron approfondisce dunque la valenza strategica di un paese già al centro della competizione internazionale per il trasporto del gas che andrà in produzione nella seconda fase di sfruttamento del giacimento off- 9 Reuters, 12 ottobre 2011; per le stime su produzione e riserve, Iea (2010), op. cit., pp. 525 e 536. 10 Reuters, 12 settembre 2011; Bloomberg, 9 settembre 2011.

54 La Primavera araba e gli scenari energetici: prospettive di policy per l Italia shore di Shah Deniz (cfr. infra). Questo potrebbe, infatti, contenere fino a 1,2 Tmc di gas di cui solo il 10% circa è in via di estrazione con la prima fase di sfruttamento volume sufficiente a sostenere le esportazioni azere nel medio periodo. 3. Il Mar Caspio nell approvvigionamento energetico italiano Il petrolio di produzione caspica è già parte integrante dell approvvigionamento nazionale italiano. L Azerbaigian in particolare a partire dall entrata in funzione dell oleodotto tra Baku e Supsa (1999) e più intensamente con l inaugurazione del Btc (2006) ha assunto un peso crescente tra gli esportatori di petrolio verso l Italia, divenendo terzo fornitore dopo Libia e Russia nel 2009 e arrivando a pesare, nel 2010, per il 13,5% delle importazioni annue. Rilevante, sebbene inferiore, è stato il flusso di petrolio di provenienza kazaka, attestatosi nel 2010 al 3,8% sul totale delle importazioni 11. La tendenza alla crescita delle importazioni dall Azerbaigian si è d altra parte confermata e accelerata nei primi sette mesi del 2011, durante i quali sono stati importati dal paese 7,5 milioni di tonnellate di petrolio, pari al 18% del totale. Significativamente, l aumento delle importazioni dall Azerbaigian primo paese fornitore di petrolio nell arco di tempo preso in considerazione ha permesso sino a oggi di compensare parzialmente la diminuzione di importazioni causata dalla guerra in Libia, tradizionale primo partner petrolifero italiano le cui forniture si sono azzerate 12 dopo il marzo 2011. Figura 3 - Andamento delle importazioni petrolifere dei primi cinque fornitori all Italia (2006-2011*) *Dati provvisori; valori espressi in migliaia di tonnellate. Dati: Unione Petrolifera Il Mar Caspio ha tradizionalmente rappresentato una delle più rilevanti frontiere per gli investimenti esteri italiani nel settore energetico. Eni, in particolare, è stata tra le prime compagnie internazionali a investire nei piani di esplorazione e sfruttamento delle risorse energetiche regionali, sin dai primi anni successivi alla dissoluzione sovietica. Interlocutore privilegiato di Eni nell area del Caspio tanto più dopo il ridimensiona- 11 Unione Petrolifera, Importazioni di petrolio greggio per aree di provenienza, Dati statistici, 2010. 12 Ibidem.

La rilevanza del Mar Caspio 55 mento della presenza della compagnia italiana in Azerbaigian dopo il 2004 13 è il Kazakistan. L Eni è presente nel paese dal 1992, quando, assieme alla British Gas, inaugurò i negoziati per l esplorazione e lo sfruttamento del giacimento di Karachaganak che portarono, nel novembre 1997, alla firma di un Accordo di partecipazione alla produzione (Production Sharing Agreement, Psa) quarantennale tra le autorità kazake e un consorzio internazionale partecipato da Eni al 32,5%, in qualità di co-operatore 14. Nello stesso 1997 Eni unitamente ad altre compagnie internazionali riunite nel consorzio Kazakhstancaspiishelf siglava inoltre un Psa per l esplorazione e lo sfruttamento dell area settentrionale del Caspio dove, nel 2000, sarebbe stato scoperto il maxi-giacimento di Kashagan. La misura della partecipazione di Eni al consorzio deputato allo sfruttamento di Kashagan è stata al centro di una lunga vertenza tra i partner del consorzio e le autorità kazake frutto del tentativo, da parte di queste ultime, di riequilibrare le condizioni degli accordi sottoscritti negli anni Novanta in una fase di picco negativo dei prezzi del petrolio e, contemporaneamente, di assicurare una maggior partecipazione alla compagnia energetica nazionale, la KazMunaiGaz. A chiusura dei negoziati, nell ottobre 2008, l Eni ha cessato di essere operatore unico del progetto cooperato congiuntamente dai partner della North Caspian Operating Company (Ncoc), all interno della quale è stato riconosciuto un maggior ruolo alla KazMunaiGaz 15. I lunghi negoziati su Kashagan hanno contribuito peraltro a ritardare l avvio della produzione nel maxi-giacimento, inizialmente prevista per il 2005 e già slittata in seguito alle difficoltà tecniche dei processi di esplorazione. Stando alle dichiarazioni rilasciate la scorsa primavera dall Amministratore delegato di Eni, Paolo Scaroni, la prima fase della produzione di Kashagan della quale Eni è responsabile inizierà nel dicembre 2012, assicurando così il rispetto degli impegni assunti con le autorità kazake 16. Tuttavia, se le prospettive di avvio della prima fase di sfruttamento del giacimento che dovrebbe assicurare un livello di output pari a 370.000 barili al giorno (b/g), incrementabili fino a 450.000 sembrano rosee 17, maggiori incertezze circondano l avvio della sua seconda fase, che dovrebbe portare la produzione fino a 1 mb/g. Dopo una serie successiva di revisioni della tempistica del progetto che da una previsione iniziale di avvio al 2015 è recentemente slittata sino al 2019-2020 18 disaccordi sui costi permangono, infatti, tra la Shell, responsabile della parte offshore della seconda fase, e le au- 13 Nel giugno 2004, nel quadro della razionalizzazione del portafoglio upstream, Eni ha ceduto alla compagnia russa Lukoil la propria partecipazione alla società paritetica LukAgip, costituita nel 1995 e titolare di una quota del 10% del consorzio per lo sfruttamento del giacimento di Shah Deniz, oltre che di quote di minoranza in società per la commercializzazione e il trasporto di gas in Azerbaigian. Nel novembre 1995 Eni aveva inoltre acquisito diritti di sfruttamento del giacimento petrolifero offshore di Karabakh attraverso la partecipazione, con una quota del 30%, alla Caspian International Petroleum Company. La sopravvalutazione delle riserve contenute nel giacimento ha tuttavia comportato, nel 1999, la chiusura del consorzio. 14 Altri membri del consorzio sono Bg Group (32,5%), Chevron (20%) e Lukoil (15%). L esportazione di petrolio verso i terminali russi di Novorossiysk, sul Mar Nero, è stata avviata nel luglio 2003, a seguito del completamento della connessione tra i giacimenti di Karachaganak e l oleodotto del Caspian Pipeline Consortium. Eni, Comunicati stampa, 16 luglio 2003. 15 Le quote della Ncoc sono attualmente ripartite tra Eni, KazMunaiGas, Total, Shell e ExxonMobil (con quote del 16,81%), ConocoPhillips (8,40%) e Inpex (7,56%). 16 «Staffetta Quotidiana», 19 maggio 2011. 17 Confermando la tempistica annunciata da Scaroni, Kairgeldy Kabyldin, Amministratore delegato di KazMunaiGaz, ha recentemente affermato che il 93% dei lavori sulle installazioni offshore della prima fase del progetto è stato ultimato. «Silk Road Intelligencer», 5 October 2011. 18 «Trend», 4 ottobre 2011.

56 La Primavera araba e gli scenari energetici: prospettive di policy per l Italia torità kazake, la cui contrarietà all elevato livello di investimenti previsto sembra aver temporaneamente congelato l avanzamento del progetto. La prospettiva di avvio della prima fase di sfruttamento del giacimento di Kashagan, ha rilanciato la discussione sull adeguamento della capacità infrastrutturale di esportazione del petrolio kazako che, stando alle previsioni dell Aie, potrebbe risultare insufficiente a gestire i flussi petroliferi già a partire dal 2015. A oggi il Kazakistan esporta petrolio principalmente verso la Russia, attraverso gli oleodotti Tengiz-Novorossiysk (Cpc) e Atyrau-Samara (della capacità rispettivamente di 650 e 300.000 barili/giorno (b/g), verso la Cina, lungo la rotta Atyrau-Alashankou (200.000 b/g), e, tramite chiatta, verso l Azerbaigian (300.000 b/g). Su questo sfondo, nel dicembre 2010 i partner del consorzio Cpc nel quale Eni ha una partecipazione del 2% hanno sottoscritto la decisione finale sugli investimenti per l aumento della capacità dell oleodotto verso Novorossiysk fino a 1,34 mb/g entro il 2014 19. Ciò nonostante, la necessità di garantire un sistema infrastrutturale adeguato alle potenzialità produttive del paese e, parallelamente, la volontà delle autorità kazake di diversificare i canali di esportazione energetica hanno conferito rinnovata valenza ai progetti di interconnessione trans-caspica finalizzati all apertura di un canale di esportazione verso i mercati europei transitante attraverso il territorio caucasico e la Turchia. In questa prospettiva e coerentemente con l impegno alla valorizzazione del potenziale energetico kazako sancito dall accordo di cooperazione siglato da Eni e KazMunaiGaz alla presenza dei capi di governo dei due paesi nel novembre 2009 20 Scaroni, in occasione della visita effettuata ad Astana in maggio, ha discusso con il presidente Nursultan Nazarbayev riguardo alle prospettive di approntare nuovi collegamenti infrastrutturali nell area del Caspio. Il più rilevante di questi, il Kazakhstan Caspian Transportation System (Kcts), prevede la realizzazione di un sistema di trasporto volto a collegare tramite oleodotto l impianto petrolifero di Eskene al porto di Kuryk, sul Mar Caspio, da dove il petrolio kazako potrebbe raggiungere la costa azera e congiungersi all oleodotto Btc, del quale Eni detiene una quota del 5%. Un accordo preliminare tra Kazakistan e Azerbaigian verso le cui coste A- stana dirige già circa un quinto delle proprie esportazioni per la realizzazione del Kcts era stato siglato già nel 2006 per la messa in opera del sistema entro il 2012, data di avvio della prima fase di sfruttamento di Kashagan. Assicurato dall aumento di capacità del Cpc lo sbocco per il petrolio prodotto da Kashagan I, i negoziati vertono oggi sulla possibilità di realizzare il Kcts, con una capacità di trasporto iniziale pari a 23 milioni di tonnellate annue, entro il 2019, data di presunto avvio della produzione dalla seconda fase di sfruttamento del giacimento 21. Figura 4 - I progetti infrastrutturali per il trasporto del petrolio da Kashagan 19 «IHS Global Insight», 16 December 2010. 20 L accordo, siglato in occasione della visita in Italia del presidente della Repubblica kazaka Nazarbayev, impegna le due compagnie a condurre congiuntamente studi di esplorazione nel Mar Caspio, di ottimizzazione dell utilizzo del gas nel paese e di valutazione di iniziative industriali. Eni, Comunicato stampa, 5 novembre 2009. 21 «Silk Road Intelligencer», 25 January 2011.

La rilevanza del Mar Caspio 57 Fonte: North Caspian Operating Company (Ncoc) La possibilità di apertura di un canale di collegamento trans-caspico, d altra parte, evidenzia il ruolo centrale che l Azerbaigian va assumendo, prima ancora che come produttore di idrocarburi, quale potenziale snodo del transito energetico tra i paesi produttori dell area orientale del Caspio e i mercati italiani ed europei. La duplice connotazione dell Azerbaigian, quale paese produttore e di transito dell energia, si potrebbe inoltre concretizzare, oltre che in relazione al trasporto del petrolio kazako, rispetto a quello del gas di estrazione centroasiatica. Non è un caso che, dopo l uscita dal settore dell upstream azero nel 2004, l Eni stia valutando la possibilità di effettuare investimenti in quello del midstream nella prospettiva di far convogliare su Baku, via nave, il gas che potrebbe andare in produzione nei giacimenti kazaki e turkmeni. In entrambi i paesi, infatti, la produzione di gas nei giacimenti di Karachaganak e Nebit Dag 22 è stata sino a oggi principalmente associata a quella di petrolio. L alto potenziale gassifero dei due giacimenti ha tuttavia spinto Eni a valutare la possibilità di investire più risolutamente nel settore. La possibilità di trasportare in Azerbaigian un volume di gas compreso tra 2 e 3 Gmc/a estratto in Turkmenistan nella forma di gas naturale compresso è stata dunque avanzata alle autorità di Baku, nel corso di una visita nella capitale azera, dall amministratore delegato Scaroni, coerentemente con l impegno alla valorizzazione del settore metanifero turkmeno siglato a Roma nel novembre 2009 con l Agenzia di Stato per gli Idrocarburi 23. L approdo di metano centrasiatico in Azerbaigian consacrerebbe definitivamente il ruolo di hub regionale del paese, nella prospetti- 22 Eni è operativa in Turkmenistan dal 2008 con il completamento dell acquisizione della società inglese Burren Energy, titolare dei diritti di sfruttamento del Blocco Nebit Dag, di cui è oggi operatrice. 23 Eni, Comunicati stampa, 20 luglio 2010 e 25 novembre 2009.

58 La Primavera araba e gli scenari energetici: prospettive di policy per l Italia va del rafforzamento di un corridoio energetico il cui sviluppo rientra tra gli indirizzi generali della politica del Ministero per lo Sviluppo Economico italiano 24. L Azerbaigian, d altra parte, è già al centro dell interesse internazionale in relazione alla prossima assegnazione del gas che andrà in produzione, a partire dal 2017, dalla seconda fase di sfruttamento del giacimento di Shah Deniz. Il giacimento potrebbe, infatti, produrre un volume di gas pari a 16 Gmc/a 1,5 dei quali destinati al mercato azero e georgiano, 6 a quello turco e i restanti 8,5 ai mercati europei 25. Attorno alla possibilità di acquisizione e trasporto del gas azero verso i mercati europei si è dunque aperta un accesa competizione tra consorzi e progetti infrastrutturali concorrenti e, allo stato attuale, alternativi l uno agli altri. Due di questi il Trans-Adriatic Pipeline (Tap) e l Interconnettore Turchia-Grecia-Italia (Itgi) sono finalizzati al trasporto del gas azero sino alle coste pugliesi lungo il corridoio sud-orientale dell Ue. Entrambi, dunque, hanno presentato un offerta di acquisto del gas al consorzio deputato allo sfruttamento del giacimento di Shah Deniz, che annuncerà l assegnazione entro la primavera del 2012. Il progetto Itgi prevede l importazione di circa 10 Gmc/a attraverso gli interconnettori Turchia-Grecia (Itg) e Grecia-Italia (Igi). Il primo di essi è stato completato nel settembre 2007, mentre l Igi, costituito da un tratto onshore in territorio greco e da uno offshore fino alle coste pugliesi, è previsto venga costruito da Edison e dalla compagnia greca Depa, tramite la joint venture paritetica Poseidon. Forte dall accordo intergovernativo siglato dai ministri competenti in materia energetica dei tre paesi coinvolti nel luglio 2007 26, l Itgi ha ottenuto l etichetta di progetto d interesse europeo nel quadro dell asse prioritario del gas paesi del Mar Caspio Medio Oriente Unione europea da parte della Commissione europea, che ha successivamente incluso l infrastruttura tra i progetti energetici sostenuti nell ambito dell Economic Recovery Plan, con un offerta di cofinanziamento pari a 100 milioni di euro 27. Lungo una rotta sostanzialmente analoga, il Tap, frutto di un accordo tra la compagnia norvegese Statoil e la svizzera Egl allargatosi nel 2010 alla partecipazione della tedesca Eon Ruhrgas, prevede l esportazione del gas azero attraverso Grecia, Albania e un tratto offshore nello stretto di Otranto. Punto di forza del progetto Tap, prima ancora che la presenza di Statoil nel consorzio deputato allo sfruttamento di Shah Deniz II 28, è il minor costo preventivato per la realizzazione dell infrastruttura, a fronte di una capacità incrementabile nel tempo, dai 10 Gmc/a inizialmente preventivati sino a 20 Gmc/a, attraverso l installazione di compressori aggiuntivi. All approvvigionamento di gas al mercato italiano potrebbe contribuire, sebbene indirettamente, anche il Nabucco, il terzo e più ambizioso progetto infrastrutturale lungo il 24 Senato della Repubblica X Commissione permanente, Comunicazioni del Ministro dello Sviluppo Economico, Paolo Romani, sugli indirizzi generali della politica del suo Dicastero, 10 Resoconto Stenografico, Tipografia del Senato, 1 febbraio 2011, p. 13. 25 Iea (2010), op. cit., pp. 528-529. 26 Edison, Comunicati stampa, 26 luglio 2007. 27 Decisione n.1364/2006/ce del Parlamento europeo e del Consiglio,del 6 settembre 2006, che stabilisce orientamenti per le reti transeuropee nel settore dell energia e abroga la decisione 96/391/CE e la decisione n.1229/2003/ce, Gazzetta ufficiale dell Unione europea, L.262 del 22/09/2006, p. 10; Commissione europea, Press release [IP/10/231], 4 marzo 2010. 28 Statoil, al pari di Bp, possiede una quota del 25,5% nel consorzio di Shah Deniz. Il restante 49% è suddiviso tra la compagnia azera Socar, la russa Lukoil, la francese Total, la National Iranian Oil Company (10% ciascuna) e la turca Tpao (9%).

La rilevanza del Mar Caspio 59 corridoio sud-orientale dell Unione europea, i cui promotori hanno presentato un offerta di trasporto al consorzio Shah Deniz II. Forte del sostegno politico ed economico della Commissione europea, il gasdotto il cui consorzio è partecipato pariteticamente dalla compagnia turca Botas, dalla bulgara Bulgarian Energy Holding, dalla rumena Transgaz, dall ungherese Mol, dalla tedesca Rwe e dall austriaca Omv è deputato al trasporto di 31 Gmc/a di gas dall Anatolia ai terminali di Baumgarten, in Austria. Da qui, attraverso il gasdotto Trans-Austria-Gasleitung (Tag), partecipato da Eni (89%) e Omv (11%), il gas potrebbe in teoria essere commercializzato in territorio italiano. Prima ancora che dubbi sull effettiva disponibilità di fornitori di gas al Nabucco (cfr. infra), permangono tuttavia incertezze sulla domanda di gas rivolta al consorzio, che ha, non a caso, subordinato l apertura del processo di open season alla finalizzazione di intese con i paesi fornitori 29. 4. Conclusioni: opportunità e ostacoli all apertura di un terzo canale di approvvigionamento energetico Diversificazione dei fornitori di idrocarburi e delle infrastrutture di trasporto, assieme al sostegno al dialogo internazionale tra produttori e consumatori di energia, costituiscono le priorità d azione di breve e medio periodo sancite dal Programma energetico nazionale del luglio 2009 30. In questo contesto, i paesi produttori dell area del Mar Caspio, già destinatari di ingenti investimenti italiani e già entrati nel novero dei più rilevanti fornitori energetici nazionali, hanno risorse sufficienti a contribuire alla tutela della sicurezza energetica italiana ed europea. Come dimostrato dal peso progressivamente assunto dall Azerbaigian nelle forniture petrolifere all Italia, le risorse energetiche del Caspio rappresentano, infatti, già a oggi e tanto più a seguito dei rivolgimenti nell area nordafricana e mediorientale un rilevante valore aggiunto per la sicurezza nazionale degli approvvigionamenti di idrocarburi. Il potenziale di approfondimento delle relazioni energetiche con i paesi produttori dell area caspica resta tuttavia ancora elevato, tanto in relazione al settore del petrolio, quanto e soprattutto a quello del gas. Dal pieno sfruttamento di tali potenzialità dipenderà dunque l affermazione di uno stabile terzo canale di approvvigionamento energetico nazionale, accanto a quello russo e a quello nordafricano-mediorientale. Nel settore petrolifero, stante la rilevanza già assunta dall Azerbaigian, è, infatti, lecito attendersi un progressivo aumento delle importazioni dal Kazakistan, dove Eni, attiva nei settori dell upstream e midstream, avvierà presto lo sfruttamento del maxigiacimento di Kashagan. Il paese centroasiatico, d altra parte, contribuirà in maniera decisiva all aumento della capacità di esportazione dei paesi caspici, facendo registrare nei prossimi venticinque anni un incremento della produzione petrolifera, su scala mondiale, secondo solo a quello saudita, iracheno e brasiliano 31. Nel settore dell approvvigionamento nazionale di gas nel quale sono assenti, a oggi, i produttori caspici il margine d incremento delle importazioni è maggiore e strategicamente più 29 «Financial Times», 7 February 2011. 30 Legge n. 99/09 del 23 luglio 2009, Gazzetta Ufficiale n.176 del 31 luglio 2009 Supplemento Ordinario n. 136, art. 3. 31 Iea (2010), op. cit., p. 559.

60 La Primavera araba e gli scenari energetici: prospettive di policy per l Italia rilevante, tanto in ragione delle caratteristiche proprie del mercato del gas, quanto del crescente uso della risorsa nel mix energetico nazionale. Azerbaigian e Turkmenistan sono, in questa prospettiva, i naturali interlocutori delle imprese e delle istituzioni italiane. Sebbene disponga di minori riserve di gas disponibili rispetto al Turkmenistan, l Azerbaigian emerge come attore chiave nella partita per l accesso alle riserve caspiche, in quanto produttore di gas e potenziale snodo del transito energetico dalla sponda orientale del bacino. Il paese assurgerebbe per questa via ad anello di congiunzione di un corridoio energetico est-ovest in grado di collegare i giacimenti centroasiatici ai mercati europei. Tale disegno, già predisposto dall Amministrazione Clinton nella seconda metà degli anni Novanta, è oggi alla base del sostegno offerto dalla Commissione europea al Nabucco, le cui speranze di realizzazione sembrano risiedere nella predisposizione di un collegamento trans-caspico per l esportazione del gas turkmeno. Stante l impossibilità o la difficoltà di approvvigionare il Nabucco con gas di provenienza iraniana, irachena o egiziana, solo il Turkmenistan potrebbe infatti garantire a esso il volume di gas aggiuntivo a quello azero necessario a giustificarne la costruzione. Una serie di ostacoli difficilmente sormontabili nello stretto lasso di tempo che il consorzio Shah Deniz II ha a disposizione per l assegnazione del gas sembra tuttavia gettare seri dubbi sulla concreta realizzabilità del collegamento trans-caspico e, dunque, del Nabucco stesso. Il primo e più rilevante di questi è costituito dalla mancanza di accordo tra i paesi rivieraschi sullo status legale del Caspio e, conseguentemente, sulla delimitazione delle rispettive zone economiche esclusive. Mentre Azerbaigian, Kazakistan e Russia sono addivenuti ad accordi bilaterali di delimitazione dei rispettivi settori nazionali, Iran e Turkmenistan contestano la validità di tali intese e la legittimità dello sfruttamento di giacimenti offshore sui quali rivendicano la propria sovranità. Se, d altra parte, Baku e Ashgabat sembrano di recente aver messo da parte le incomprensioni reciproche 32 nel tentativo di rilanciare il progetto di gasdotto sottomarino, Mosca ha ribadito la propria ferma opposizione, basata su motivazioni di carattere ambientale, alla costruzione di un infrastruttura che richiederebbe il consenso di tutti i paesi litoranei 33. La posizione della Federazione russa rappresenta una risposta diretta alla maggior assertività della Commissione europea che ha ottenuto dal Consiglio, lo scorso 12 settembre, il mandato a negoziare a nome dei 27 membri un accordo con Azerbaigian e Turkmenistan per la costruzione del gasdotto transcaspico 34. Se l opposizione russa e iraniana alla costruzione dell infrastruttura sottomarina getta un ombra sulla reale offerta di gas al Nabucco, dubbi non meno rilevanti permangono sul versante della domanda. Le stime sulla crescita di medio periodo dei consumi e delle importazioni di gas nello spazio dell Unione non sembrano, infatti, giustificare la costruzione di un infrastruttura, il Nabucco, progettata in una fase di crescita economica che lasciava 32 Azerbaigian e Turkmenistan avanzano analoghe rivendicazioni territoriali sui giacimenti di Serdar/Kypaz e sull area al confine tra il settore azero e quello iraniano del Caspio. Nonostante ciò, conformandosi alla posizione tradizionalmente assunta dalle autorità azere, a partire dalla fine del 2010 il presidente turkmeno, Berdimuhammedov, ha sostenuto la legittimità di progetti infrastrutturali trans-caspici che ottenessero il consenso delle sole parti interessate, purché in linea con i più elevati standard e norme internazionalmente riconosciuti. Central Asia-Caucasus Institute, «News Digest», 24 November 2010. 33 Ministry of Foreign Affairs of the Russian Federation, Information and Press Department, 13 September 2011. 34 European Commission, Press Release, IP/11/1023, 12 September 2011.

La rilevanza del Mar Caspio 61 presagire una netta espansione della domanda di gas 35. Nel mutato contesto europeo successivo alla crisi del 2008-2009, il gas che sarà reso disponibile dai progetti infrastrutturali in avanzata fase di realizzazione sembra già sufficiente a saturare il mercato. Su questo sfondo, i progetti infrastrutturali a capacità ridotta quali Itgi e Tap predisposti tra il territorio turco e lo spazio europeo sembrano avere maggiori possibilità di realizzazione, tanto in relazione all approvvigionamento dei gasdotti quanto alla domanda finale. Con 8 e 10 Gmc/a di gas commerciabili in Italia, i gasdotti Igi e Tap potrebbero, infatti, contribuire a circa il 10-12% degli approvvigionamenti nazionali dall estero quantità pienamente assorbibile dal mercato 36. D'altronde, la maggiore flessibilità garantita al progetto Tap dalla possibilità di raddoppio della capacità attraverso l aumento della compressione, lascerebbe aperta la possibilità d incrementare nel tempo i volumi importati dall area del Caspio, qualora le condizioni di offerta e domanda di gas lo permettessero. L Italia gioca, in conclusione, un ruolo di primo piano nella competizione internazionale per lo sfruttamento e il trasporto delle risorse di idrocarburi dell area del Caspio. La proiezione internazionale delle compagnie nazionali, così come l attrattiva rappresentata per quelle straniere dalla posizione geografica e dall ampiezza del mercato nazionale, sembrano dunque poter concretizzare l apertura dal Caspio di un terzo canale di approvvigionamento energetico esterno all Unione contribuendo, in linea con un tradizionale obiettivo della politica energetica nazionale, a fare della penisola un hub energetico nel cuore del Mediterraneo. 35 Sulle stime di crescita della domanda europea, M. VERDA, Una politica a tutto gas. Sicurezza energetica europea e relazioni internazionali, Milano, Università Bocconi Editore, 2011, pp. 108-113. 36 Ibidem, pp. 161-162.