Composta da Messico, Indonesia, Corea, Turchia e Australia rappresenta una piattaforma consultiva interregionale per migliorare la comprensione reciproca, approfondire i legami bilaterali e trovare basi comuni per la cooperazione tra i suoi cinque paesi membri
Il futuro del gas naturale e le questioni relative alla sicurezza del settore sono state al centro della riunione della scorsa settimana presso l’Agenzia internazionale per l’energia di Parigi (Aie) tra i rappresentanti delle nazioni MIKTA, cioè Messico, Indonesia, Corea, Turchia e Australia. I delegati dei cinque paesi, insieme a funzionari provenienti da Stati Uniti, Polonia e Repubblica slovacca, hanno partecipato al simposio sul gas naturale, aperto dall’ambasciatore turco H. E. Erdem Başçı, attuale presidente del MIKTA. La prima sessione, con una presentazione sulla necessità di aumentare la trasparenza e la liquidità del mercato del gas, è stata introdotta dal direttore esecutivo dell’Aie Fatih Birol: “Il MIKTA è uno dei pilastri emblematici della modernizzazione dell’Aie, della nostra politica di porte aperte – ha chiarito Birol –. Comprende membri di lunga data come Turchia e Australia, la Corea, che ha aderito all’Aie nel 2002, l’Indonesia, che ha aderito alla nostra ultima riunione ministeriale due anni fa, e il Messico, che accoglieremo come trentesimo paese membro all’assemblea di inizio novembre di quest’anno”. La MIKTA funge da piattaforma consultiva interregionale per migliorare la comprensione reciproca, approfondire i legami bilaterali e trovare basi comuni per la cooperazione tra i suoi cinque paesi membri.
Nonostante le grandi differenze geografiche ed economiche, i paesi MIKTA condividono l’interesse per il futuro del gas naturale. Il Messico ha recentemente riformato il settore a monte per incoraggiare lo sviluppo delle risorse interne, l’Indonesia invece è uno dei pionieri dell’industria del Gnl e da molto tempo è un paese esportatore, mentre la Corea del Sud è il secondo importatore mondiale di Gnl. Infine l’Australia è uno dei maggiori esportatori mondiali di gas naturale liquefatto mentre la Turchia sta ampliando il suo ruolo di hub fisico sulle rotte di approvvigionamento del gas naturale verso l’Europa sudorientale.
Il Messico
Cenagás, il Centro nazionale per il controllo del gas messicano, responsabile della gestione della rete di trasporto e stoccaggio del gas naturale del paese, nota come Sistrangas, ha inaugurato dal 28 settembre e fino al 18 ottobre, una consultazione pubblica per individuare le esigenze di infrastrutture e servizi di trasporto del gas naturale, tecnicamente fattibili ed economicamente validi, a breve, medio e lungo termine. Al momento il sistema Sistrangas è costituito dal gasdotto Tamaulipas, dal Zacatecas, dal Bajio e dal Ramones I, II e Sud. Creato nel 2014, Cenagás gestisce quasi 9.000 km di infrastruttura compreso il tratto di 300 km del Naco-Hermosillo. Il Centro nazionale sta pianificando, inoltre, la costruzione di altri 12 gasdotti entro il 2019, per un totale di oltre 4.700 km. Intanto BP ha iniziato a pompare gas naturale attraverso otto Stati messicani dopo che il paese ha aperto il settore energetico agli investitori stranieri. Il gigante petrolifero britannico sta consegnando gas a società industriali, distributori e produttori di energia elettrica per un totale di 200 milioni di unità termiche britanniche al giorno. Non solo. La Commissione nazionale messicana per gli idrocarburi ha deciso di mettere all’asta, che si terrà il 27 marzo 2018, 35 blocchi di esplorazione in mare dove sono presenti ingenti risorse petrolifere e gas. La superficie totale dei blocchi è di 26.300 kmq. Si trovano nei bacini di Burgos, Tampico-Misantla-Veracruz e Cuencas del Sureste.
L’Indonesia
Il paese è sempre stato un esportatore di gas naturale liquefatto ma l’impennata della domanda interna dovrebbe condurre a un aumento dell’import a più di 7 milioni di tonnellate l’anno entro il 2020. La società filippina Atlantic Gulf & Pacific (AG&P) sta costruendo nuovi terminali a Bantaeng, nel Sud Sulawesi, per ricevere gas utilizzando un’unità galleggiante di stoccaggio e rigassificazione (Floating Storage and Regasification Unit – FSU) da 125 mila meri cubi, per accelerare la consegna del progetto e ridurre i costi. La nuova infrastruttura alimenterà la zona economica speciale di 3.000 ettari del Bantaeng Industrial Park e ospiterà inizialmente quattro fonderie di nichel. Il direttore finanziario e capo commerciale di AG&P Abhilesh Gupta auspica che il terminale di Bantaeng diventi un hub regionale del gas in grado di spedire piccoli carichi ad altri terminali dell’Indonesia orientale e centrale.
Il paese prevede di investire circa 1 miliardo di dollari statunitensi nel terminal e nella centrale a ciclo combinato da 600 MW che verrà realizzata sempre a Bantaeng. Entro breve, inoltre, l’Indonesia aprirà la gare per il blocco di gas e idrocarburi nella zona orientale di Kalimantan secondo quanto riferito dal vice ministro dell’Energia Arcandra Tahar. Il blocco è attualmente gestito da Chevron, il cui contratto scade nel ottobre 2018 ma l’azienda ha già anticipato che non prorogherà il suo contratto.
La Corea del Sud
La domanda di Gnl della Corea del Sud è aumentata di oltre 4 milioni di tonnellate rispetto all’anno precedente, contrariamente alle previsioni. Solo una piccola parte di questa domanda, tuttavia, proviene dal settore energetico mentre il resto è dovuto principalmente all’espansione degli impianti di importazione di Gnl, con i player locali che hanno comprato carichi spot a basso costo e stoccato risorse. L’azienda statale Korea Gas Corp. (Kogas) ha comunque annunciato la realizzazione di un nuovo impianto di liquefazione del gas naturale entro il 2025 per garantire un approvvigionamento stabile della risorsa.
Kogas, che rappresenta il secondo acquirente di Gnl al mondo per ordine di grandezza, prevede di costruire inoltre 10 serbatoi di stoccaggio 20-kiloliter a Dangjin, 123 chilometri a sud-est di Seul. Il progetto richiede l’approvazione da parte del governo provinciale di Chungcheong e l’accordo dei residenti locali. Attualmente Kogas gestisce quattro impianti Gnl in Corea del Sud. Ma per placare la fame di gas del paese Kogas ha dichiarato di voler importare gas naturale dall’Iran, oltre ad esplorare l’opportunità di acquisire partecipazioni nel settore. L’obiettivo, come spiegato dalla stessa azienda, è quella di diversificare le fonti di importazione, dato che i contratti di fornitura con Qatar e Oman sono scaduti nel 2015. Nel maggio 2016, l’Iran ha aggiudicato a Kogas la realizzazione di studi tecnici per il giacimento offshore di gas Balal nel Golfo Persico. Un funzionario iraniano ha detto a giugno di quest’anno che il paese è al lavoro su un piano per sviluppare unità di liquefazione gas di piccole dimensioni con società sudcoreane, tra cui la stessa Kogas mentre altre aziende di Seul stanno ampliando il loro coinvolgimento nel massiccio settore petrolifero iraniano. Il mese scorso la coreana SK Engineering and Construction Co (SKEC) ha firmato un accordo per l’ammodernamento della raffineria di Tabriz per 1,6 miliardi di euro.
L’Australia
Dopo aver investito oltre 200 miliardi di dollari nel settore, l’Australia è diventata negli ultimi 5 anni uno dei più grandi esportatori mondiali di gas naturale in particolare verso i mercati asiatici affamati di energia. Di recente, tuttavia, il mercato interno ha subito una serie di interruzioni di elettricità. Due rapporti sul deficit di gas riguardanti la costa orientale del paese hanno mostrato un gap “notevolmente superiore a quello stimato sei mesi fa”. Per questo i principali esportatori di gas australiani, Origin Energy, Shell e Santos hanno stretto un accordo con il primo ministro Malcolm Turnbull per dirottare parte delle forniture a copertura del deficit. Secondo l’Australia’s Industry Competitiveness Score, un rapporto del National Energy Resources Australia (NERA) realizzato in accordo con Accenture, l’implementazione di alcuni cambiamenti nella filiera potrebbe sbloccare 5 miliardi di dollari nel settore degli idrocarburi. Tra le proposte presentate, quelle di dare priorità a una collaborazione tra operatori nell’ambito della catena di fornitura, l’implementazione nel settore ricerca e sviluppo di nuove soluzione innovative, il mantenimento e miglioramento della competitività della forza lavoro australiana, dando priorità alla riforma normativa.
La Turchia
La Turchia occupa una posizione geografica unica e poiché si trova sulla via di transito di paesi che forniscono e richiedono energia, la Turchia mira a trasformare i suoi vantaggi geografici in opportunità. La strategia nazionale energetica varata da Ankara riflette la determinazione della Turchia di volersi concentrare maggiormente sulle risorse interne, diminuendo la dipendenza dalle importazioni e cercando di migliorare la sicurezza dell’approvvigionamento diversificando le fonti. Annunciata all’inizio di aprile dal ministro dell’Energia e delle Risorse Naturali Berat Albayrak, prevede tra le altre cose, crescenti investimenti in aree quali gas naturale liquefatto, stoccaggio e unità di rigassificazione. Entro novembre sarà operativa un’unità galleggiante di stoccaggio e rigassificazione per 263 mila metri cubi di gas naturale liquefatto con l’obiettivo di contribuire alla sicurezza del Paese. Il terminale sarà situato nel Mar Mediterraneo e dovrebbe alleviare i rischi derivanti da problemi sistemici o dalle relazioni con i paesi esportatori. La capacità complessiva di rigassificazione della Turchia è stata di 34 milioni di metri cubi nel 2015.
L’ aumento di capacità del Terminal Egegaz nel 2016 e l’integrazione della prima FSRU nel sistema (la GDF Suez Neptune, con una capacità di stoccaggio di 145 mila metri cubi di GNL e 5,3 miliardi di metri cubi di gas all’ anno di fornitura) hanno portato tale capacità a 64 milioni di metri cubi. Il consumo totale di gas in Turchia è pari a 55 miliardi di metri cubi all’anno, la maggior parte dei quali è importata dal Qatar con alcune integrazioni da Algeria e Nigeria. Sempre nel tentativo di garantire l’approvvigionamento di gas naturale e di creare un hub, la Turchia sta realizzando due importanti gasdotti. Il primo è il progetto Trans Anatolian Natural Gas Pipeline Project (Tanap), che trasporterà il gas azero sui mercati europei attraverso la Turchia. Il secondo è il Turkish Stream, formalizzato con un accordo firmato nell’ ottobre 2016 tra Turchia e Russia.