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Sezione Oleodotti, Gasdotti e Corriodoio Meridionale del Gas

 

Sezione Oleodotti, Gasdotti e Corriodoio Meridionale del Gas

OLEODOTTI

L'Azerbaijan ha tre principali oleodotti di esportazione: l’oleodotto Baku-Tbilisi-Ceyhan (BTC), l’oleodotto Baku-Novorossiysk e l’oleodotto Baku-Supsa.

Schema tre oleodotti

OLEODOTTO BTC
La maggior parte delle esportazioni di petrolio passa attraverso il sistema dell’oleodotto BTC (Baku-Tbilisi-Ceyhan) - nello schema sopraindicato evidenziato in verde-, che corre per 1.110 miglia dai campi estrattivi di ACG nel Mar Caspio, attraverso la Georgia, fino al porto mediterraneo di Ceyhan, in Turchia. Da lì il petrolio viene spedito in navi cisterna principalmente ai mercati europei; l'Italia risulta essere il più grande importatore di greggio azero. L'oleodotto ha iniziato ad operare nel luglio 2006; è gestito da BP (BritishPetroleum), il maggiore azionista, ed è di proprietà di soci dell’AIOC. La capacità dell’oleodotto è di 1 milione di barili al giorno. L'oleodotto BTC è utilizzato anche per l'esportazione del petrolio del Kazakistan, che viaggia in nave attraverso il Mar Caspio fino al Terminal di Sangachal, nei pressi di Baku. Le esportazioni di petrolio kazako dal campo di Tengiz sono iniziate nell'ottobre del 2008 con 350 barili al giorno e salite a 4.800 barili al giorno dal febbraio 2009.

OLEODOTTO Baku-Novorossiysk
Con le sue 830 miglia di lunghezza, i suoi 100,000 barili al giorno di capacità, l’oleodotto Baku-Novorossijsk (nello schema sopraindicato evidenziato in blu) corre dal Terminal di Sangachal a Novorossiysk, in Russia, sul Mar Nero. SOCAR gestisce la sezione azera, Transneft quella russa. Nel 2008, le esportazioni sono state stimate in 29.000 barili al giorno.

OLEODOTTO Baku-Supsa
L'oleodotto Baku-Supsa (nello schema sopraindicato evidenziato in rosso) ha una capacità stimata di 145.000 barili al giorno ed corre per 520 miglia da Baku a Supsa, in Georgia sul Mar Nero. E' gestito da BP ed è di proprietà dei soci AIOC. L’oleodotto è stato chiuso per riparazioni da ottobre 2006 ad agosto 2008, ma per motivi di sicurezza durante il conflitto Russia-Georgia non è stato riavviato fino a novembre 2008. La stima è di solo 13.000 barili al giorno esportati verso Supsa nel 2008. L'oleodotto è utilizzato da ExxonMobil per esportare la propria quota di petrolio dai giacimenti dell’ACG.

GASDOTTI
I principali gasdotti per l’esportazione operativi e in progetto sono i seguenti.

SOUTH CAUCASUS PIPELINE- SCP (o Baku-Tbilisi-Erzurum, BTE)
Il principale canale per le esportazioni di gas naturale dell'Azerbaijan è il gasdotto South Caucasus Pipeline (SCP), noto anche come Baku-Tbilisi-Erzurum (BTE), che corre parallelo all’oleodotto BTC per 429 miglia, prima di collegarsi alla rete di gasdotti turca a Horasan. Il gasdotto ha iniziato ad esportare nel 2007 con una capacità iniziale di 8.8 miliardi di metri cubi all'anno, che sarà aumentata in futuro a 40 miliardi di metri cubi con l'aggiunta di stazioni di compressione. Il consorzio ShahDeniz possiede e gestisce il gasdotto.

GAZI–MAGOMED-MOZDOK PIPELINE
Lungo 150 miglia, questo gasdotto trasporta gas naturale dall'Azerbaijan alla Russia, in virtù di un accordo firmato da SOCAR e Gazprom nel 2009. Le esportazioni di gas verso la Russia sono iniziate nel 2010.

BAKU-ASTARA PIPELINE
A causa di tensioni con l'Armenia, l'Azerbaigian ha iniziato un accordo di scambio con l'Iran, il quale rifornisce gas naturale all’exclave di Nakhchivan. L'Iran riceve una commissione del 15 per cento sulle tariffe di transito.

Alla fine di novembre 2010, l'Azerbaigian e Iran hanno firmato un memorandum di cooperazione in materia di forniture di gas naturale e di energia elettrica, al fine di ampliare gli scambi di energia tra i due paesi.

 

Gasdotti in progetto:

Il Corridoio Meridionale del Gas (Southern Gas Corridor - SGC)

Il SGC è l’infrastruttura di rilevanza strategica UE che realizzera’ il primo collegamento diretto tra le ingenti riserve di gas naturale del Caspio (campo Shah Deniz II) e le coste italiane, in un’ottica di diversificazione, incremento e maggiore regolarità dei flussi di gas, a beneficio della sicurezza energetica europea (si tratta al momento per l’UE dell’unica infrastruttura in via di realizzazione proveniente da una fonte “non-OPEC, non-russa e non-araba”).

Esso si compone di 3 diverse sezioni:
1. L’espansione del South Caucasus Pipeline - SCPX (Caspio-Azerbaijan-Georgia);
2. Il Trans Anatolian Gas Pipeline - TANAP (Turchia);
3. Il Trans Adriatic Pipeline –TAP (Grecia- Albania –Italia).
A cio’ si aggiungera’ un interconnettore Grecia-Bulgaria (IGB), mentre sono gia’ allo studio ipotesi di estensione anche lungo la regione Ionico-Adriatica, a partire da Montenegro e Croazia.

L’opera e’ stata prescelta nel giugno 2013 (rispetto al concorrente “Nabucco”) e nel settembre successivo sono stati firmati a Baku, con undici societa’ europee (tra cui le italiane Enel ed Hera Trading) i contratti di vendita a lungo termine del gas naturale, per complessivi 100 miliardi di USD, su un periodo di 25 anni.
Nel dicembre 2013 e’ stata inoltre annunciata la “decisione finale d’investimento” da parte delle societa’ costruttrici, seguita nel settembre 2014 dalla cerimonia di “groundbreaking” a Baku e, nel marzo 2015, dall’inizio lavori del TANAP. L’avvio dei lavori del TAP in Grecia e’ previsto per il maggio p.v. ed e’ in programma quanto prima, nel corso del 2016, anche l’avvio dei lavori in Italia. La data di arrivo del “first gas” in Italia e’ fissata, al piu’ tardi, per il gennaio 2020.

Il SGC, con i suoi circa 3.200 Km di lunghezza, prevede un investimento complessivo di 45 miliardi di USD e viene al momento considerato tra i maggiori investimenti in corso nel mondo, nel settore dell’energia. Vi partecipano, nell’assetto azionario dei tre consorzi (SCPX-TANAP-TAP), undici grandi multinazionali (in primis l’azerbaijana SOCAR e la BP, ma anche l’italiana SNAM, di recente entrata nel TAP con il 20%).
I Governi interessati (i sette Paesi di transito, piu’ la Bulgaria ed i due osservatori della regione Ionio-Adriatico, nonche’ Commissione UE, Regno Unito ed USA, che ne ha sempre sostenuto il valore strategico, ai fini della sicurezza energetica europea) si coordinano nell’ambito di un apposito Advisory Council che si riunisce annualmente a livello di Ministri dell’Energia (per l’Italia PDC e MISE).

La portata iniziale dell’opera e’ di 16 miliardi cubi annui di gas, di cui sei per la Turchia e dieci per i Paesi UE. Essa ha peraltro il potenziale per un’espansione a 20-30 miliardi di metri cubi (ulteriori apporti potrebbero venire nel lungo termine dai giacimenti del Turkmenistan, o dell’Iran, o ancora dell’Iraq settentrionale, o del Mediterraneao orientale ed Egitto).
Rispetto ad una domanda annuale europea pari nel 2015 a poco meno di 500 miliardi di metri cubici e prevista spingersi a circa 600 miliardi nel 2030 (fonte: BP) il SGC ha comunque il potenziale per divenire, entro il 2030, la terza fonte di importazione europea, dopo il gas della Russia e l’LNG, e prima del gas di provenienza nord-africana.

 

Il TAP (Trans-Adriatic Pipeline)


Gli azionisti del progetto sono la britannica BP (20%), l’azerbaigiana SOCAR (20%), l’italiana SNAM (20%, da fine 2015), la belga Fluxys (19%), la spagnola Enagas (16%) e la svizzera Axpo (5%).

In Italia, il gasdotto toccherà terra a San Foca-Melendugno, in Puglia, dopo un percorso di 878 Km, di cui 105 sottomarini. Otto i kilometri di percorso via terra sul territorio italiano, dal quale, con ulteriore gasdotto di circa 60 km, in via di progettazione da parte di SNAM, le forniture del TAP si collegheranno alla rete nazionale della stessa SNAM, che ne garantira’ l’afflusso verso il resto d’Europa, anche con l’innovativo ricorso al “reverse flow”, ovvero alla possibilita’ di movimentare le forniture in entrambe le direzioni, in un’ottica di maggiore integrazione, diversificazione e sicurezza dell’intera rete europea.

Sul piano delle procedure interne, a maggio 2015, dopo un lungo e complesso iter interministeriale, e’ stata adottata dal MISE, previa delibera del Consiglio dei Ministri, l’autorizzazione unica finale per il progetto TAP. L’iter autorizzativo ha tuttavia incontrato, anche dopo quella data, la persistente opposizione della Regione Puglia, al momento focalizzata sulla questione della rimozione e ricollocazione di un centinaio di alberi di ulivo, peraltro gia’ autorizzata, nello scorso mese di febbraio, dal Ministero per le Politiche Agricole e Forestali.

Su un piano generale, i vantaggi complessivi dell’opera possono essere cosi’ riassunti:

  • strategico contributo alla diversificazione e sicurezza energetica dell’Italia e dell’intera UE
  • opportunita’ per il nostro Paese, grazie anche al ruolo della rete SNAM, di divenire un hub regionale del gas nell’Europa meridionale
  •  ingenti lavori gia’ affidati, lungo i tre tratti dell’opera, ad imprese italiane, per progettazione, costruzione, e forniture di materiali. Il beneficio complessivo (e non definitivo) puo’ essere al momento stimato in circa 5 miliardi di USD
  •  creazione di posti di lavoro in Puglia ed ulteriori opportunita’ per il sistema produttivo locale (TAP ha nello scorso febbraio incontrato circa 130 imprese pugliesi, cui sono state illustrate le opportunita’ derivanti dalla realizzazione dell’opera)
  • ampia disponibilita’ del consorzio TAP ad iniziative di “corporate responsibility”, da realizzare d’intesa con le Amministrazioni e comunita’ locali, per sostenere nelle aree interessate progetti di rilevanza sociale ed interesse generale.

Merita infine ricordare che, anche a seguito degli opportuni approfondimenti e studi realizzati dalle competenti Autorita’ nazionali, e’ acclarato l’impatto ambientale minimo, se non irrilevante, che l’opera e’ suscettibile di comportare sul territorio pugliese interessato.

 

GASDOTTO TANAP
Il gasdotto TANAP (Trans-Anatolian Natural Gas Pipeline Project) – nellafiguratratteggiato in rosso-, che connettera’ l’Azerbaijan alla Turchia, sarà lungo oltre 1.200 km e avrà una capacità di 16 mld mc/anno,. Dal confine occidentale turco il gas azero proseguirà verso i mercati europei attraverso il TAP, con approdo in Italia Meridionale o attraverso il Nabucco West, con approdo in Europa Centrale.

Con la firma di un MoUnel 2011, per l’avvio del progetto TANAP, Turchia e Azerbaijan hanno confermato la volontà di riaffermare un ruolo centrale, rispettivamente quale produttore e principale corridoio di transito, nelle forniture di gas all’Europa. Facendo seguito all’intesa preliminare di Izmir, Ankara e Baku hanno dato inizio allo studio di fattibilità e creato un consorzio turco-azero (fra l’azera SOCAR con l’80% e le turche BOTAS e TPAO per il restante 20%).

Oltre che per la capacità, il progetto di gasdotto TANAP è importante da un punto di vista strategico, in quanto consentirebbe di ovviare all’inadeguatezza della rete del gas turca a veicolare verso l’Europa volumi superiori ai 20 miliardi di metri cubi annui. Con la nuova opera, infatti, si creano i presupposti per esportare verso il mercato europeo le ingenti quantità di gas che l’Azerbaijan pianifica di commercializzare a partire dal 2018: non solo i 16 miliardi di metri cubi di Shah-Deniz, ma anche – a partire dal 2022/2025 – le risorse dei nuovi giacimenti di “Absheron” (TOTAL) e “Umid” (SOCAR), che dispongono di riserve nell’ordine di 50 miliardi di metri cubi all’anno.A tali volumi si aggiungono quelli che potrebbe immettere in rete il Turkmenistan, in caso di un futuro accordo per la realizzazione del gasdotto sottomarino trans caspico.


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