Chi farà la prossima mossa

Demostenes Floros

Tra Mosca, Ankara e Atene, si gioca una partita importante per i futuri flussi di oro blu nel vecchio continente, sempre che si metta mano alle nuove vie di collegamento e si definiscano meglio i termini della discesa in campo di Teheran

I fortissimi contrasti fra la Turchia e la Federazione Russa in merito al conflitto siriano e al futuro del Medio Oriente hanno portato al congelamento della costruzione del Turkish Stream, il gasdotto progettato dalla Gazprom sotto il Mar Nero, con approdo in Turchia, ai confini con la Grecia, per il trasporto del gas naturale all’Europa centro meridionale e nei Balcani.

Il 2 dicembre 2015, in conseguenza dell’abbattimento del jet militare russo ad opera della Turchia, la Russia, per bocca del Ministro dell’Energia, Alexander Novak, "ha sospeso le negoziazioni in merito al Turkish Stream", e ha bloccato la costruzione dell’impianto nucleare da 22 miliardi di dollari di Akkuyu in Mersin (Turchia) appaltato alla Rosatom. Dopodiché, ha accelerato le operazioni relative al raddoppio della capacità di trasporto della pipeline Nord Stream I, il progetto Nord Stream II. In precedenza, il 1° dicembre 2014, Vladimir Putin aveva ufficialmente cancellato la costruzione del gasdotto South Stream prendendo atto, in primo luogo, degli effetti delle pressioni americane sulla Bulgaria - con conseguente ritiro del permesso di costruzione - e degli ostacoli posti dalla Commissione Europea - "approccio non costruttivo", le parole utilizzate dal Presidente russo - in merito all’uso della pipeline. In tale contesto politico, come potrebbe evolvere lo scenario della realizzazione delle infrastrutture energetiche (pipeline) per l’approvvigionamento del gas naturale russo verso il Mediterraneo nord-orientale? Quali sono gli effetti che un mutato contesto geopolitico dell’energia potrebbe avere sulla Turchia e sulla Grecia?

Un Paese alla ricerca di nuove forniture

La Turchia rappresenta il quarto mercato europeo del gas naturale, l’unico in costante crescita anche nel corso del quinquennio 2010/14, gli anni della crisi economica, con conseguente stagnazione della domanda europea di "oro blu". In particolare, nel 2014 Ankara ha consumato 48,6 miliardi di metri cubi di gas naturale (+6,5% rispetto al 2013).

La realizzazione della pipeline sotto il Mar Nero - grazie alla posa dei tubi sul fondale sottomarino ad opera dell’italiana Saipem - avrebbe fatto del Paese una sorta di hub energetico del Sud Est Europa, nonostante gli eredi dell’Impero Ottomano siano completamente privi di una produzione interna di gas naturale. Dinnanzi a una domanda Ue stimata in crescita del 7%, da 412 miliardi di metri cubi nel 2014 a 441 miliardi di metri cubi nel 2015, la Turchia ha valutato correttamente tutte le conseguenze energetiche e politiche relative alla perdita di tale opportunità? Inoltre, Ankara potrà effettivamente fare maggiore affidamento su altri fornitori come l’Azerbaijan, l’Iran del dopo sanzioni o il GNL del Qatar? Nel 2014, la Turchia ha consumato 125,3 milioni di tonnellate equivalenti di petrolio (Mtep).

 

La posizione di Ankara tra Mosca e Teheran

L’Oxford Institute for Energy Studies ha sottolineato che la Turchia dovrà incrementare la propria domanda di gas di circa 22 miliardi di metri cubi dal 2014 al 2023 per un totale dei consumi compresi che sarà tra i 67/70 miliardi di metri cubi. Botas, la società statale turca del gas, prevede uno scenario ancora più ottimistico secondo il quale, tra il 2012 ed il 2030, il consumo di oro blu nel Paese della Mezzaluna aumenterà da 45 miliardi di metri cubi (erano 15 miliardi di metri cubi nel 2000) a 81 miliardi di metri cubi. L’Iran non potrà sostituire gli approvvigionamenti di gas russo verso l’Unione europea e la Turchia per i seguenti motivi:

1 | ha una domanda interna in crescita da soddisfare e, al contempo, il 13% delle famiglie iraniane vivono in zone rurali ancora scollegate dal sistema di approvvigionamento nazionale di gas.

2 | deve modernizzare le sue apparecchiature energetiche. Per fare ciò, l’Iran deve importare nuove tecnologie per migliorare l’estrazione e la distribuzione di gas naturale;

3 | si calcola che Teheran necessiti di circa 100 miliardi di dollari di investimenti nel settore del gas per raggiungere i suoi obiettivi;

4 | in tempi certamente non brevi, le legittime ambizioni di export dell’Iran saranno con ogni probabilità rivolte ai mercati del Pakistan e dell’India in prospettiva più lucrosi di quello europeo. Ciò potrebbe portare ad un confronto con il Qatar in merito allo sfruttamento dell’immenso giacimento confinante di South Pars e la conseguente esportazione di GNL.

5 | instabilità geopolitica dell’area Mediorientale. Le infrastrutture di approvvigionamento nella parte orientale della Turchia - in entrata dall’Iran (Eastern Anatolia) e dall’Azerbaijan (BTE) - sono facilmente vulnerabili come dimostrano gli attacchi degli ultimi mesi. Poco dopo l’inizio della guerra in Siria, entrambi i gasdotti erano già stati fatti saltare.

I recenti problemi dell’Azerbaijan in relazione alla produzione di gas naturale e la necessità contestuale di rispettare i contratti export in essere, ha portato il Paese a essere rifornito dalla Federazione Russa. Questa situazione fa sorgere una serie di domande in relazione alla capacità di produzione reale del giacimento di gas Shah Deniz II. Difatti, il giacimento azero dovrebbe approvvigionare il Corridoio Meridionale quindi, il gasdotto Trans-Adriatico (TAP), per il quale l’approdo sarà la Puglia, nel Sud dell’Italia. Per quanto riguarda l’eventualità di coprire la domanda aggiuntiva per mezzo del GNL, al momento, solo 6,9 miliardi di metri cubi aggiuntivi sarebbero importabili, e a prezzi più alti del gas russo. Alla luce dei dati forniti, le intimidazioni di Recep Tayyip Erdogan appaiono poco credibili. "Ho già detto che, a parte la Russia, compriamo il gas di molti Paesi. Con l’aiuto dell’Altissimo supereremo il problema" esclamò il Presidente turco il 2 dicembre 2015, subito dopo avere appreso del congelamento della pipeline Turkish Stream da parte russa. In realtà, la Turchia, oltre alla necessità di soddisfare la crescente necessità di oro blu importato a prezzi di favore, potrebbe perdere l’occasione di diventare hub energetico dell’Europa Meridionale.

 

Un inaspettato ruolo chiave anche per Atene

Nel 2014, la Grecia ha consumato 23,4 Mtep, in calo dello 0,6% rispetto all’anno precedente a causa della persistente recessione economica.  La Grecia, che non è un produttore di gas naturale, nel caso in cui venisse scongelato il Turkish Stream potrebbe assumere un ruolo prossimo a quello di hub energetico in virtù della congiunzione di 3 fattori geopolitici a lei potenzialmente favorevoli:

1 | la volontà della Federazione Russa di bypassare il territorio dell’Ucraina e, dal 2019, di non rinnovare più il contratto di transito con Kiev.

2 | la costruzione del Corridoio Meridionale voluto fortemente dall’Ue.

3 | l’interesse della Turchia nel porsi come nodo strategico energetico da est verso ovest delle risorse russe e azere.

Con le dovute proporzioni, la possibile cooperazione russo-greca in ambito energetico, potrebbe teoricamente seguire le orme di quella russo-tedesca – Nord Stream.

In tal caso, la fase più delicata del progetto riguarderebbe lo sviluppo della pipeline in territorio greco, dove vige la legislazione dell’Ue (Terzo Pacchetto Energia). È probabilmente per questo motivo che il governo russo, dopo gli accordi raggiunti tra Mosca ed Atene nella primavera del 2015 e ribaditi a seguito della riconferma del governo Syriza-ANEL a settembre 2015, è stato esplicito nel chiarire che Gazprom non avrà alcuna partecipazione nel tratto greco di Turkish Stream, il cui 50% sarà posseduto dalla Vneshekonombank (Veb) – la banca di stato dedicata allo sviluppo. In conseguenza del bilaterale del 21 ottobre 2015 tra Victoria Nurland, Assistant Secretary of State for European and Eurasian Affairs presso il Dipartimento di Stato USA, ed Alexis Tsipras, Primo Ministro di Grecia, il governo di Atene starebbe valutando l’opportunità di costruire un rigassificatore nei pressi di Alessandropoli (Tracia). Quest’ultimo si approvvigionerebbe di shale gas liquefatto, importato dalla società statunitense Cheniere, nonostante il maggiore costo della materia prima rispetto al prezzo russo. Se così fosse, si tratterebbe di cambio di strategia da parte di Atene non più volta alla creazione di un asse energetico privilegiato con Mosca, bensì con Washington sulla scia di quanto tentato – ma sostanzialmente fallito – da parte della Polonia e dalla Lituania. Inoltre, Depa, la società ellenica di approvvigionamento del gas, acquisterebbe il GNL da un operatore americano che ha dichiarato 297.8 milioni di dollari di debiti nel solo III trimestre del 2015, in aumento rispetto agli 89.6 milioni di dollari dello stesso periodo del 2014. Non si può escludere che ciò faccia parte del prezzo che la Grecia dovrà pagare per l’aiuto ricevuto dagli USA nella fase calda dell’accettazione nella notte del 12/13 luglio 2015 del terzo piano di salvataggio come mostrano alcuni documenti diplomatici, quando il Ministro delle Finanze tedesco, Wolfgang Schaeuble, voleva farla uscire dall’euro per 5 anni.

 

Il destino dell’Europa passa per i nuovi gasdotti

Secondo le stime fornite dal consensus forecast, al 2025 e 2035 l’Europa consumerà rispettivamente, il 15% (587 miliardi di metri cubi) e il 21% (621 miliardi di metri cubi) in più di gas naturale in rapporto ai 513 miliardi di metri cubi del 2015, a loro volta in aumento del 5,6% rispetto ai 486 miliardi di metri cubi nel 2014 (+27,4 miliardi di metri cubi). A causa della contemporanea diminuzione della produzione interna e dell’incremento dei consumi, l’Europa necessiterà al 2025 e 2035 di una domanda addizionale rispettivamente di 110 miliardi di metri cubie 160 miliardi di metri cubi di gas.

Sullo sfondo, l’annuncio del raddoppio della capacità di trasporto del gasdotto sotto il Baltico - Nord Stream I - avvenuto nel corso del Forum di San Pietroburgo il 18 giugno 2015. Di fatto, ciò renderebbe la Germania il principale hub-energetico d’Europa, situazione che non si sarebbe mai venuta a determinare nell’ipotesi in cui fosse stato realizzato il progetto South Stream, di sicuro più rispondente agli interessi dell’Italia.

In tal caso, la Federazione Russa – le cui esportazioni verso l’Europa sono aumentate dell’8% nel 2015 (11.8 miliardi di metri cubi) e di ulteriori 7,5 miliardi di metri cubi nei soli primi 2mesi del 2016 – porterebbe a compimento la propria strategia di abbandono quasi totale del transito ucraino senza privarsi della possibilità di un futuro scongelamento del progetto Turkish Stream, visto quanto affermato dal ministro russo dell’Energia Alexander Novak, il 16 gennaio 2016, poi ribadito dall’ambasciatore russo ad Ankara, Andrei Karlov, il 9 febbraio 2016. Di fatto, si tratterebbe di un’infrastruttura – non più composta da 4, bensì da 2 linee per una capacità di trasporto di 36 miliardi di metri cubi – comunque complementare e non necessariamente alternativa al Nord Stream II, il cui prolungamento verso i Balcani – il progetto Tesla – è entrato nell’elenco delle priorità infrastrutturali energetiche dell’Ue (così come il suo competitore Eastring) nonostante i tentativi di destabilizzazione del governo di Skopje, dopo che quest’ultimo si era mostrato favorevole al prolungamento della pipeline attraverso il proprio territorio. I mesi a venire ci sveleranno se sul confine greco-turco nascerà un nuovo Cavallo di Troia, sotto forma di hub.

Che si tratti di difficoltà nelle forniture nordafricane e mediorientali, dovute all’instabilità politica o di picchi invernali, l’impressione è che il polmone dell’approvvigionamento europeo, così come del Mediterraneo nord-orientale, permanga la Russia a maggior ragione nel caso in cui la "prossima mossa" concernesse la presunta resurrezione dell’Itgi Poseidon, dopo la firma del Memorandum d’Intesa tra Gazprom (Russia), DEPA (Grecia) ed Edison (Francia). Questa pipeline infatti, oltre ad essere già in possesso delle autorizzazioni richieste dal Terzo Pacchetto Energia e degli accordi intergovernativi (Turchia-Grecia-Italia), garantirebbe alla Federazione Russa di aggirare l’Ucraina in complementarietà con il Nord Stream I e II e alla Grecia di diventare hub Meridionale d’entrata nel territorio Ue del gas russo, oltre a divenire socio del progetto insieme anche alla Francia. Allo stesso tempo, l’Italia diverrebbe il punto di approdo del gasdotto (Otranto, in Puglia) ed avrebbe l’opportunità di diversificare la via di approvvigionamento del gas russo che ad oggi passa interamente da Kiev e che copre il fabbisogno di quasi il 50% dei consumi italiani. Inoltre, eviteremmo di acquistare la materia prima a un prezzo più alto rispetto a quello calcolato in base all’eventuale percorso Nord Stream II-Germania, e – almeno in minima parte – ci rifaremmo della delusione di South Stream. In questo caso, il Sultano sarà costretto a tenere conto delle proprie esigenze energetiche nazionali, dell’interesse di Sofia nell’offrire un approdo on-shore alternativo ad Ankara, ma anche delle pressioni per la realizzazione del gasdotto Russia-Italia che inevitabilmente giungeranno da Atene, Roma e Parigi mentre Mosca potrà tranquillamente permettersi di aspettare.