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Ecco come l’Iran cerca di capitalizzare i prezzi record del gas

Gasdotto

Dal giacimento di South Pars allo sviluppo del campo di Chalous, l’Iran sta provando ad aumentare la produzione di gas per venire incontro alla domanda di mercato

Per quanto grandi siano le riserve di petrolio dell’Iran, le sue riserve di gas sono ancora maggiori, con numeri ufficiali che stimano 33,78 trilioni di metri cubi (Tcm) di gas naturale disponibili, seconde solo alla Russia, il 17% del totale mondiale e più di un terzo dell’Opec. Se a queste “si aggiungessero le nuove riserve nel campo di Chalous – come rivelato in esclusiva da OilPrice.com – allora l’Iran avrebbe una cifra totale di riserve di gas naturale di 40,9 Tcm” (più della Russia)”, sottolinea Simon Watkins proprio su Oilprice.

LA CARTA SOUTH PARS

“In tandem con i suoi principali alleati – Russia e Cina – con i quali ha accordi di cooperazione a lungo termine in atto, “l’Iran è destinato ad aumentare la sua produzione di gas naturale in un mercato globale che continua a registrare prezzi record del gas. La prima spinta di questa nuova iniziativa si concentrerà sull’investimento di 11 miliardi di dollari per aumentare la capacità di produzione di gas di 240 milioni di metri cubi al giorno (mcm/giorno) nel 2022, secondo una dichiarazione dell’amministratore delegato della National Iranian Oil Company, Mohsen. Khojastehmehr. Un punto chiave di questa ambizione sarà il supergigante giacimento di gas non associato di South Pars, e in particolare la Fase 11”, si legge su Oilprice.

Con una stima di 14,2 Tcm di riserve di gas in atto più 18 miliardi di barili di gas condensato, South Pars conta già circa 40 per cento delle riserve di gas totali stimate dell’Iran – per lo più situate nelle regioni meridionali di Fars, Bushehr e Hormozgan – e circa l’80 per cento della sua produzione di gas.

LA LOTTA DI POTERE SULLA ‘FASE 11’

La fase 11, tuttavia, “è stata il fulcro principale di una lotta di potere tra gli Stati Uniti da una parte e Cina e Russia dall’altra, con l’Europa nel mezzo. Nel 2018 gli Stati Uniti hanno fatto pressioni sul colosso petrolifero francese TotalEnergies per ritirare la sua quota del 50,1% nella Fase 11, da 4,8 miliardi di dollari, che ha poi visto la China National Petroleum Corporation (CNPC) rilevare automaticamente – ricorda Watkins -. La CNPC era pronta per continuare con lo sviluppo del sito, viste le condizioni estremamente vantaggiose offerte dalla Cina nell’ambito del rivoluzionario accordo di 25 anni ma come gli Stati Unitiha intensificato la pressione sulla Cina nella guerra commerciale, Pechino ha preso la decisione politica di assumere un profilo inferiore sul progetto” e in particolare sulla “Fase 11 di South Pars, quindi CNPC” dal quale si è poi ritirata pubblicamente nell’ottobre 2019.

LA CINA PROSEGUE NELLA COLLABORAZIONE

“In realtà, però, le attività della Cina sulla Fase 11 – e altrove in Iran e Iraq – non sono cessate, ma hanno semplicemente cambiato aspetto in una forma meno di alto profilo e quindi meno sanzionabile dagli Stati Uniti. Di conseguenza, la Cina è passata allo sviluppo dei giacimenti petroliferi e di gas dell’Iran, inclusi i giacimenti petroliferi South Azadegan, North Yaran e South Yaran, e il sito del gas di South Pars, impegnandosi in una serie di progetti ‘solo a contratto’, come solo perforazione, solo manutenzione sul campo, solo sostituzione di parti, solo stoccaggio, solo tecnologia e così via. La maggior parte di questi vengono fatti attraverso aziende apparentemente più piccole che sono meno conosciute dei grandi attori statali che attirano poca o nessuna pubblicità ma, poiché tutte le aziende in Cina fanno parte dello stato e sono legalmente tenute a lavorare per ciò che viene loro detto fare dal Partito Comunista, non fa alcuna differenza per l’esito finale”, ha evidenziato ancora Watkins su Oilprice.

LE ALTRE INIZIATIVE SUL GAS IN IRAN

Oltre a South Pars – e Chalous (che sarà sviluppato in tandem con la Russia) – l’Iran sta anche cercando di aumentare la produzione dal vicino giacimento di gas naturale non associato di North Pars, con 4 miliardi di dollari da spendere, che potrebbero aggiungere circa 100 mln di mc al giorno rapidamente, secondo Khojastehmehr. Situato a circa 120 chilometri a sud-est della provincia meridionale di Bushehr, si legge su Oilprice, il giacimento di gas di North Pars ha circa 1,67 Tcm di gas in loco, con un volume recuperabile di gas stimato in modo conservativo di circa 1,33 Tcm. Un recente studio interno su North Pars da parte dell’Iran ha determinato che il giacimento “è ancora in uno stato altamente lavorabile per una rapida spinta verso una produzione significativa di gas, in particolare, almeno 100 milioni di metri cubi al giorno (mcm/gg) in meno di 12 mesi di corretto sviluppo con tutto il gas recuperato da convogliare nella produzione di GNL di almeno 20 milioni di tonnellate annue (mtpa)”.

“Altrove, l’obiettivo immediato dell’Iran nell’ulteriore sviluppo della sua produzione di gas sarà sui giacimenti originariamente destinati allo sviluppo dalle società russe prima che gli Stati Uniti si ritirassero unilateralmente dal Joint Comprehensive Plan if Action (JCPOA) nel maggio 2018. La maggior parte di questi giacimenti aveva già oggetto di memorandum d’intesa firmati tra l’Iran e varie controparti russe. Kish era uno di questi campi destinato allo sviluppo dalla Russia nel 2015, subito dopo la firma del JCPOA il 14 luglio, con i piani per Gazprom di svilupparlo (insieme a North Pars e Farzad A e B). Gli altri accordi provvisori erano: GazpromNeft per lo sviluppo dei giacimenti petroliferi di Changouleh e Cheshmeh-Khosh; Tatneft il campo di Dehloran; Zarubezneft l’Aban e il Paydar-e Gharb; e Lukoil per lo sviluppo dei giacimenti petroliferi di Ab Teymour e Mansouri. Tutti questi accordi sono stati soggetti a ritardi e/o modifiche dalla reintroduzione delle sanzioni degli Stati Uniti nel 2018. Allo stato attuale, si stima che il giacimento di gas di Kish contenga tanto gas quanto detenuto da cinque fasi di South Pars, con l’Iran che intende svilupparlo in tre fasi e portarne la produzione ad almeno 142 mcm/g. Attualmente sono stati attivati tutti i progetti relativi alla Fase 1 del suo sviluppo, ad eccezione dell’unità di elaborazione, ed è in corso la perforazione di 13 pozzi onshore”, ha concluso Watkins.

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