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Le sanzioni funzionano veramente per il petrolio e il gas russi?

Petrolio Gas

Sul petrolio rischi nel medio termine, maggiore impatto per la produzione di Gnl. Ecco fatti e numeri dell’analisi condotta da The Oxford Institute of Energy Studies

Pochi cambiamenti sul gas via tubo, più sfumata e forse problematica la questione del Gnl. Mentre sul petrolio, nell’immediato non dovrebbero esserci impatti, che potrebbero verificarsi tutt’al più nel medio termine. Anche se è difficile trarre conclusioni definitive sull’impatto delle decisioni prese dai governi e dalle aziende riguardo alle loro attività nel settore energetico russo, la risposta alla domanda “le sanzioni funzionano veramente?” è: ni. È quanto emerge da un’analisi condotta da The Oxford Institute for Energy studies (Oeis) sull’impatto che le società straniere che escono dall’industria petrolifera e del gas russa, possono avere.

LA SITUAZIONE GASDOTTI: POCHI IMPATTI DALLE SANZIONI

“Per quanto riguarda la fornitura di gas via gasdotto, ci si deve aspettare pochi cambiamenti. Le sanzioni sulle esportazioni di gas russo non sono state imposte dall’UE o da nessuno dei maggiori importatori (il Regno Unito è un’eccezione europea) e l’uscita delle compagnie occidentali dalle joint venture con Gazprom avrà poco impatto laddove esse coinvolgano campi di produzione di gas standard nella Siberia occidentale”, spiega l’analisi Oies.

IMPATTO IMPORTANTE SOLO SE L’UE RIUSCIRA’ AD ATTUARE LA STRATEGIA DI TAGLIO DELL’IMPORT DALLA RUSSIA

“Gazprom è in grado di mantenere la produzione in questi campi relativamente semplici, e le società di servizi nazionali o cinesi saranno in grado di fornire un’adeguata manutenzione e attrezzature. La chiave per la produzione di gas russo sarà se l’UE riuscirà davvero realizzare la sua strategia di ridurre le importazioni di due terzi (101,5 mld di mc) nel 2022. Se ci riuscirà, allora la produzione di gas russo potrebbe essere bloccata, dato che al momento non c’è un mercato di esportazione alternativo per il gas della Siberia occidentale. Ulteriori complicazioni potrebbero essere aggiunte da un’insistenza russa sul pagamento delle vendite di gas in rubli, che potrebbe portare a rinegoziazioni dei contratti o a controversie”, ha sottolineato l’analisi.

LA SITUAZIONE NEL GNL: IL RITIRO DI SHELL DA SAKHALIN 2

La storia del GNL russo è leggermente più sfumata. “Shell si sta ritirando dal progetto Sakhalin 2 e l’azionista principale, Gazprom, ha un’esperienza limitata nel settore del gas liquefatto. Tuttavia, è stato un partner importante negli ultimi quindici anni e quindi avrà senza dubbio acquisito competenze adeguate per mantenere la produzione in assenza di problemi gravi. Ciononostante, il rischio di interruzioni è probabilmente aumentato data la partenza di una delle aziende più esperte nel settore del GNL, e Shell potrebbe anche rimuovere attrezzature tecniche e software chiave che potrebbero minare l’efficienza e l’ottimizzazione a medio termine”, ammette Oies.

SU YAMAL LNG IMPATTO LIMITATO

Inoltre, “lo sviluppo di un terzo treno nell’impianto sembra improbabile (è stato ritardato per un certo numero di anni in ogni caso), e anche la possibilità che Gazprom sviluppi nuovi progetti LNG (per esempio Baltic LNG) si è ridotta. L’altro grande progetto russo, Yamal LNG, è gestito da Novatek, una società che ha dimostrato la sua enorme competenza nella gestione di grandi progetti negli ultimi cinque anni – ha evidenziato l’analisi -. Il suo principale partner straniero, TotalEnergies, non ha ancora deciso di ritirarsi, anche se non investirà in nuovi progetti. Anche se dovesse ritirarsi, è improbabile che questo influisca sulla produzione di Yamal LNG, anche se il futuro dell’Arctic LNG-2 sembra un po’ meno sicuro, dato che non riceverà ulteriori finanziamenti da un partner importante. Il primo treno è quasi l’80% completo e probabilmente sarà online nel 2023, aggiungendo 6,6 milioni di tonnellate di capacità al mercato del GNL, ma le prospettive per i treni 2 e 3 sembrano un po’ più oscure. I finanziamenti potrebbero essere trovati in Asia e forse in Medio Oriente, ma come minimo ci si potrebbe aspettare qualche ritardo nel calendario di sviluppo. Inoltre, l’obiettivo di Novatek di produrre 55-70 milioni di tonnellate di LNG dalla regione di Yamal entro il 2030 sembra anche più dubbio”.

PIÙ COMPLICATA LA SITUAZIONE PER ROSNEFT

Infine, le prospettive per il progetto LNG dell’Estremo Oriente di Rosneft “sembrano tristi. Non era chiaro quanto ExxonMobil fosse impegnata nel progetto in ogni caso, ma dopo il loro ritiro Rosneft e i suoi partner sono rimasti senza alcuna compagnia con un’adeguata esperienza nel LNG per sviluppare un nuovo grande progetto”.

IL PETROLIO: IL NODO DEI GIACIMENTI ‘DIFFICILI’ SENZA IL KNOW-HOW OCCIDENTALE

Per quanto riguarda la produzione di petrolio, “le prospettive variano a seconda del luogo e dei tempi. Come per Gazprom, Rosneft e le altre major petrolifere russe sono più che capaci di mantenere la produzione nei tradizionali campi petroliferi russi nel cuore della Russia europea e della Siberia occidentale – afferma Oies nel report -. Allo stesso modo, il settore nazionale dei servizi petroliferi ha sviluppato la capacità di eseguire la perforazione, la registrazione e altre attività interne necessarie per mantenere la produzione ai livelli attuali dai campi convenzionali. Di conseguenza, il rischio principale per la produzione petrolifera russa a breve termine è la mancanza di mercato per il greggio russo e i prodotti petroliferi. Se i divieti di importazione diventano più diffusi ed efficaci, allora la produzione di petrolio potrebbe essere bloccata, anche se va tenuto presente che in un mercato globale liquido è probabile che si trovino acquirenti alternativi se vengono offerti sconti adeguati, come si sta già vedendo”.

Tuttavia, “una proporzione crescente della produzione petrolifera russa proviene da giacimenti difficili da recuperare. È qui che la produzione potrebbe essere a rischio nel medio termine, dato che i nuovi sviluppi diventano più remoti e la tecnologia richiesta per sviluppare giacimenti più complessi è meno disponibile, dato che le compagnie petrolifere occidentali e, forse più importante, le società di servizi terminano i nuovi investimenti e iniziano a lasciare il paese”.

A BREVE TERMINE (2024-25) NESSUN RISCHIO DI PRODUZIONE PETROLIFERA MA A MEDIO TERMINE SI

Questo porta alla conclusione che la produzione di petrolio russo “a breve termine non è a rischio da un punto di vista tecnico, ma le prospettive a medio termine potrebbero esserlo”, precisa Oies. Secondo una previsione tratta da un’analisi del 2019 che ha messo a confronto una previsione della futura produzione petrolifera russa del ministero dell’Energia con un possibile risultato se la Russia non avesse affrontato sfide tecniche chiave nei suoi nuovi giacimenti la stima è che “la produzione rimanesse ferma a 550 milioni di tonnellate all’anno, equivalenti a poco più di 11 milioni di b/g, mentre l’analisi ha mostrato che la produzione dei giacimenti esistenti in produzione, il condensato e i nuovi giacimenti approvati potrebbero vedere la produzione scendere a circa 8,5 milioni di b/g nel 2030 se non si dovessero sviluppare riserve difficili da recuperare. La stabilità della produzione nel medio termine rimane un obiettivo chiave del governo russo, ma i rischi al ribasso sembrano ora essere aumentati, poiché la disponibilità di software e hardware complessi è limitata dal ritiro delle compagnie petrolifere occidentali e dei fornitori di servizi. La produzione è probabilmente sicura fino al 2024/25, e le compagnie e gli appaltatori nazionali e asiatici possono riempire parte del vuoto lasciato dalle compagnie occidentali, ma poiché le compagnie russe devono sviluppare una quota maggiore di campi remoti e complessi, la possibilità che la produzione complessiva di petrolio vada in declino aumenterà”. In sostanza, “non si prevede un crollo della produzione e un declino a breve termine sarà guidato più dalle forze di mercato che da questioni tecniche, ma il rischio che la produzione di petrolio russo sia nettamente inferiore entro il 2030 è aumentato a causa della reazione all’attuale guerra in Ucraina”.

NEL GAS L’IMPATTO MAGGIORE NEL “GNL NEL PETROLIO RISCHIO ANTICIPO DECLINO PER LA PRODUZIONE RUSSA

“Nel complesso, quindi, l’impatto del ritiro delle compagnie petrolifere e del gas straniere dalla Russia sarà probabilmente simile all’impatto delle sanzioni, in quanto avrà un effetto più significativo a medio termine piuttosto che a breve termine”, conclude l’analisi dell’Oxford institute of energy studies.

“Nel settore del gas l’impatto più importante sarà probabilmente sul futuro del GNL russo, perché la tecnologia e le competenze occidentali hanno giocato un ruolo chiave fino ad oggi. Il progetto più a rischio sembra essere Arctic LNG-2, ma il futuro del terzo treno a Sakhalin 2 e lo sviluppo di Far East LNG e Baltic LNG possono essere in dubbio”.

Per quanto riguarda il petrolio, “lo sviluppo dei campi più remoti e degli asset con una geologia complessa sarà più difficile, il che potrebbe potenzialmente anticipare il momento in cui la produzione russa andrà in declino”.

Rimangono due domande finali. “In primo luogo, in che misura e quanto rapidamente le compagnie nazionali russe e altre compagnie di paesi ‘amici’ potrebbero sostituire le loro controparti occidentali. In alcune aree sembrerebbe che la transizione sarà relativamente facile, ma in altre (come la tecnologia di liquefazione) i progressi finora sono stati lenti”. In secondo luogo, “l’accelerazione della transizione energetica in Europa” potrebbe far calare l’importanza strategica degli idrocarburi russi nei loro portafogli in anticipo, ha concluso Oies.

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