“La rotta dell’EastMed non cambia”

Il CEO della società incaricata a realizzare il progetto, Pierre Vergerio, chiarisce che il gasdotto passerà per Cipro, come previsto

 

Il trasporto del gas tramite tubo è la soluzione più conveniente 

 

di Chryssa Liaggou

 

Per la prima volta, la società IGI POSEIDON incaricata a realizzare il gasdotto EastMed, si esprime pubblicamente essendo il soggetto più competente per parlare della validità del progetto, in una congiuntura temporale in cui lo stesso è contestato, sia pure indirettamente  e vagamente.

 

Attraverso Kathimerini, Pierre Vergerio, CEO di IGI POSEIDON (la joint venture di DEPA e dell’italiana Edison), e alto dirigente di Edison e EDF, difende la fattibilità del gasdotto che, come afferma, è stata evidenziata sulla base dello studio di prefattibilità già dal 2017.

Nessun cambiamento di rotta è previsto per l’EastMed che riguarda Israele, Cipro e Grecia“, mentre la possibilità di un’eventuale  linea, addizionale e non alternativa, dall’Egitto, secondo Vergerio, conferma l’interesse crescente verso l’EastMed. Al contrario, osserva Vergerio, “l’idea di dirottare EastMed verso l’Egitto, non ha nessun fondamento, sarebbe un altro progetto da ricominciare da capo perdendo almeno 5 anni”.

 

Vergerio ritiene che il progetto sia importante per la diversificazione delle fonti energetiche e per garantire la competitività del gas nell’Europa del Sud, cosa che la Commissione Europea ha riconosciuto inserendo EastMed nei progetti di interesse comune. Entro la fine del 2022 sarà stata presa la decisione finale d’investimento per la costruzione del gasdotto che dovrebbe entrare in esercizio nel 2025, fa notare Vergerio, sottolineando che sarà costruito con specifiche tecniche per il trasporto anche di idrogeno.

 

  1. Come vede il futuro dell’energia nei mercati europei?  Il gas potrà giocare ancora un ruolo importante nel mondo post Covid-19? Il gas deve essere a suo avviso parte dei piani per la ripresa delle nazioni bisognose di rilanciarsi assicurando costi energetici competitivi per il settore industriale?

 

  1. L’Europa ha fissato l’obiettivo di neutralità carbonica entro 2050 con un forte sviluppo delle energie rinnovabili (eolico, solare) e nuove tecnologie come l’idrogeno. Ma il gas rimarrà una fonte di energia indispensabile per poter raggiungere questo obiettivo. In effetti, il solare e l’eolico sono intermittenti e la tecnologia attuale delle batterie non consente un back-up di larga scala. L’idrogeno è solo all’inizio del suo sviluppo e si può immaginare nel 2050 una copertura dell’ordine solo da 10% a 20% dei fabbisogni energetici. Quindi ritengo che il gas continuerà ancora per lunghi anni ad essere il combustibile fondamentale che accompagnerà la ripresa delle economie e assicurerà costi competitivi all’industria ad alta intensità energetica.

 

  1. Ritiene che l’attuale mancanza di infrastrutture energetiche nell’Europa sud-orientale e nel Mediterraneo, possa essere accentuata da una transizione energetica che non consideri più

la realizzazione di alcune opere strategiche?

 

  1. Esiste questo rischio ed è un’altra ragione per sostenere lo sviluppo di EastMed, come è stato fatto negli ultimi anni per IGB e i terminali LNG di Krk (Croazia) e di Alexandroupolis.

 

  1. Sembra delinearsi un’Europa a due velocità, in poco meno di dieci anni il nord si è dotato o sta completando direttrici gas chiave. Si pensi alle rotte Nord Stream-Opal-Nel, South Stream-Balkan Stream, Nord Stream-Eugal, Baltic Pipeline per citarne alcuni. Può bastare nel sud Europa il solo TAP-TANAP-SCP con 6 nazioni attraversate e 10 miliardi mc?

 

  1. È chiaro che la diversificazione delle fonti e delle rotte è un fattore di competitività fondamentale. L’esempio del LNG nel 2020 che ha consentito di abbassare il prezzo del gas verso le fonti tradizionali, ne è una dimostrazione. Anche il gas azero, venduto a discount verso i prezzi hub ne è un’altra. L’interconnettore Grecia – Bulgaria (IGB) sarà un altro tassello importante alla sua messa in esercizio nel 2022. Ma la diversificazione deve proseguire per assicurare la competitività del gas nella regione del Sud Europa al livello del Nord Europa. EastMed, come peraltro il nuovo terminale LNG di Alexandropoulis saranno i prossimi tasselli.

 

  1. Da qualche parte tuttavia è stata contestata la realizzabilità dell’EastMed. In primo luogo è tecnicamente e economicamente fattibile?

 

  1. L’EastMed è un progetto assolutamente reale. La fattibilità tecnica del progetto è stata evidenziata già nel 2017 con uno studio di prefattibilità che non ha messo in evidenza ostacoli, in particolare in termini di rotta, profondità e lunghezza del gasdotto. Si deve precisare che il progetto comprende 4 sezioni successive fino all’Italia, e nessuna di queste ha lunghezza maggiore del Turk Stream posato nel Mare Nero a profondità simili e messo in esercizio con successo nel 2019. Dunque, la tecnologia esiste ed è provata. Su questa base la Commissione Europea aveva dichiarato il progetto come PCI (Project of Common Interest) e sta ora finanziando 50% (34M€) degli studi di dettaglio che consentiranno ad arrivare alla decisione finale d’investimento (FID) entro la fine del 2022. Con 3 anni di costruzione, la messa in esercizio è prevista nel 2025. EastMed potrà portare 11 bcm di gas in una prima fase e fino a 20 bcm in una seconda. Dal punto di vista economico, stiamo predisponendo un business model, basato su contratti di lungo termine tra gas Producers e Buyers europei di prima classe che consentiranno di finanziare il progetto e soddisfare tutti gli Stakeholders (Producers, Buyers e Governi interessati).

 

  1. Ultimamente, anche a seguito dei contatti tra Israele ed Egitto, si è parlato di un possibile cambiamento di rotta dell’EastMed rispetto al tracciato iniziale che bypasserebbe Cipro. Ritiene probabile e fondato questo scenario?

 

  1. Prima di tutto si deve chiarire che le riserve scoperte e provate nell’offshore israeliano e cipriota, hanno un potenziale di esportazione di 30 bcm/anno, una volta serviti i mercati regionali. E dunque serve non solo una rotta di esportazione ma due. Da notare che fino ad oggi tre rotte sono state considerate e studiate. Oltre all’EastMed, esiste la possibilità di sfruttare gli impianti esistenti di liquefazione in Egitto (Damietta ed Idku) per circa 10 bcm e un’ultima soluzione sarebbe di costruire un nuovo impianto di liquefazione (a Cipro on-shore oppure in Israele off-shore). Abbiamo sempre detto che EastMed non entra in competizione con gli impianti di liquefazione esistenti in Egitto ma è del tutto complementare.  Non è previsto alcun cambiamento di rotta dell’EastMed che riguarda Israele, Cipro e Grecia come inizialmente deciso. La possibilità di un’eventuale linea, addizionale e non alternativa, dall’Egitto conferma l’interesse crescente verso il progetto, un progetto che infatti unisce gli intenti nel creare un sistema energetico nel Mediterraneo aperto a tutti i paesi interessati. Invece l’idea di dirottare EastMed verso l’Egitto non ha nessun fondamento, sarebbe un altro progetto da ricominciare da capo perdendo almeno 5 anni.

 

  1. Per l’esportazione del gas dai giacimenti del Mediterraneo orientale, recenti notizie sui media sembrano indicare una tendenza verso il mercato del LNG. Perché lei, invece, pensa che il gasdotto EastMed sia necessario?

 

  1. A parte il riutilizzo degli impianti LNG esistenti che è una soluzione naturale, abbiamo studiato in dettaglio la competitività tra una soluzione di esportazione tramite un impianto di LNG e il gasdotto EastMed. Il confronto fra i due va sempre a vantaggio dell’EastMed per diversi motivi: per l’esportazione in Europa, la catena di costo del LNG (liquefazione, gas di compressione, shipping, rigasificazione) è più onerosa che il solo costo di trasporto via EastMed. Peraltro, è vero che LNG consente di raggiungere mercati più lontani come l’Asia. Ma il premio che si verificava post disastro nucleare di Fukushima su questi mercati verso l’Europa con le massicce importazioni di LNG per anni, è scomparso quasi completamente e non riesce a coprire la catena di costo del LNG (con un costo di trasporto significativamente più alto). In più, c’è una forte competizione sul mercato LNG di lungo termine dovuta a numerosi nuovi progetti di sviluppo (ad es. il Qatar sta per aumentare la sua capacità di 50% entro 2025 e sta in una posizione geografica ideale).

 

  1. Quali sono i vostri rapporti con i paesi coinvolti nell’EastMed? Pensa che l’Italia, che è anche il Paese di destinazione dei maggiori volumi di gas, ora con il nuovo Governo guidato da Draghi, supererà gli attriti interni emersi nel recente passato e firmerà l’accordo intergovernativo sull’EastMed?

 

  1. Intratteniamo rapporti di proficua collaborazione con i Governi della Grecia, di Cipro e di Israele che ci forniscono un ottimo e costante supporto in tutte le fasi delle nostre attività. In questo contesto abbiamo avuto modo di incontrare, in più occasioni prima della pandemia, i Ministri dell’Energia ai quali abbiamo spiegato la nostra visione del progetto in termini di tecnicità, di economicità in valore assoluto e in confronto ad una soluzione di esportazione tramite un impianto di LNG. Per quel che riguarda l’Italia, la situazione si è evoluta positivamente da qualche tempo. Credo che aldilà del atteggiamento politico iniziale, le posizioni si sono ammorbidite, il cantiere del TAP si è svolto senza incidente noto e soprattutto la messa in esercizio del TAP ha consentito un abbassamento di 50% del sovraprezzo che l’Italia pagava per il gas verso l’Europa del Nord. Manteniamo dei rapporti con il Ministero competente e stiamo espletando alcune attività preliminari. Non possiamo ovviamente speculare sulla posizione che potrà prendere il nuovo Governo italiano ma questi elementi appaiono favorevoli. 

 

  1. Come può EastMed contribuire al processo di transizione energetica?

 

  1. Il gas è una fonte essenziale nella transizione energetica ed EastMed ne contribuirà automaticamente. È previsto di studiare e includere delle specifiche tecniche della condotta e degli impianti di compressione che consentiranno di miscelare una fetta di idrogeno nel tubo.

Inoltre, al livello attuale della tecnologia e delle conoscenze, si considera che l’iniezione di idrogeno fino a 7% nel sistema di trasporto europeo è fattibile senza modifiche. Si può aspettare che questa percentuale vada aumentata con l’acquisizione di esperienza e dunque una graduale integrazione di gas ed idrogeno è verosimile.

 

  1. È soddisfatto del supporto ricevuto per lo sviluppo dell’EastMed?  Quali sono i prossimi passi affinché la Grecia e la regione più vasta, acquisiscano un’infrastruttura energetica chiave, come peraltro avviene altrove?

 

  1. Sì, sono completamente soddisfatto. Il progetto sta attraendo molta attenzione da parte dei paesi coinvolti ma anche di altri paesi e della Commissione Europea. La pandemia, che ci ha impedito di viaggiare da un anno, ci ha un po’ rallentato ma comunque lo sviluppo va avanti. Sono quattro le “streams” sui quali dobbiamo lavorare per arrivare alla FID : (1) completare il detailed design del progetto e lanciare le gare internazionali per realizzarlo; (2) continuare il dialogo con i produttori di gas  per definire un business model basato su contratti di gas di lungo termine che consentiranno di finanziare il progetto; (3) definire con i Governi coinvolti il regime fiscale che permetterà di trovare un equilibrio complessivo tra i Stakeholders; (4) definire il modello regolatorio con la Commissione Europea ed i regolatori nazionali, ma probabilmente il modello si ispirerà a quello fatto per Shah Deniz/TAP. C’è tanto da fare, ma l’obiettivo di prendere la FID entro la fine del 2022 è realistico con il supporto dei paesi coinvolti. È il nostro impegno come società IGI Poseidon.

 

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