L'amministratore delegato della società incaricata del progetto, Pierre Vergerio, chiarisce che il gasdotto passerà da Cipro, come previsto

“La rotta dell'EastMed non cambia”

L'amministratore delegato della società incaricata del progetto, Pierre Vergerio, chiarisce che il gasdotto passerà da Cipro, come previsto

Il trasporto di gas attraverso un tubo è la soluzione più conveniente 

di Chryssa Liaggou

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

Tramite Katimerini, Pierre Vergerio, amministratore delegato di IGI POSEIDON (la joint venture tra DEPA e l'italiana Edison), e senior director di Edison ed EDF, difende la fattibilità del gasdotto che, come afferma, è stata evidenziata sulla base della fattibilità studio già nel 2017.

“Nessun cambiamento di rotta è previsto per l'EastMed che riguarda Israele, Cipro e Grecia", mentre la possibilità di una eventuale linea, aggiuntiva e non alternativa, dall'Egitto, secondo Vergerio, conferma il crescente interesse verso l'EastMed. Al contrario, osserva Vergerio, «l'idea di rottare EastMed verso l'Egitto, non ha nessun fondamento, sabrbe un altro progetto da recominciare 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 nel Sud Europa, cosa che la Commissione Europea ha riconosciuto inserendo EastMed in progetti di interesse comune. Entro la fine del 2022 verrà presa la decisione definitiva di investimento per la realizzazione del gasdotto che dovrebbe entrare in esercizio nel 2025, ha osservato Vergerio, sottolineando che sarà realizzato con tecniche specifiche anche per il trasporto dell'idrogeno.

1. Come vede il futuro dell'energia nei mercati europei? Il gas giocherà ancora un ruolo importante nel mondo post-Covid-19? Il gas deve essere suo avviso parte dei piani per la resuma delle zazioni bisognose di lanciarsi assicurando costi energetici competitivi per il settore industriale?

1. L'Europa si è posta l'obiettivo della carbon neutrality entro il 2050 con un forte sviluppo delle energie rinnovabili (eolico, solare) e delle nuove tecnologie come l'idrogeno. Ma il gas rimarrà una fonte di energia indispensabile per raggiungere questo obiettivo. Infatti il solare e il vento sono intermittenti e l'attuale tecnologia della batteria non consente un back-up su larga scala. L'idrogeno è solo all'inizio del suo sviluppo ed è possibile immaginare nel 2050 una copertura dell'ordine di soli 10% a 20% di fabbisogno energetico. Quindi ritengo che il gas continuerà ancora per lunghi anni ad essere il combustibile fondamentale che accompagnerà la presa delle economie e assicurerà costi competitivi all'industria ad alta intensita energetica.

1. Ritiene che l'effettiva mancanza di infrastrutture energetiche nel sud-est Europa e nel Mediterraneo, possa essere accentuata da una transizione energetica che non consideri più

la realizzazione di alcune opere strategiche?

1. Questo rischio esiste ed è un altro motivo per sostenere lo sviluppo di EastMed, come è stato fatto negli ultimi anni per IGB e i terminali GNL di Krk (Croazia) e Alexandroupolis.

1. Sembra delineare l'Europa a due velocità, in meno di dieci anni il nord si è dato 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 TAP-TANAP-SCP da solo nel sud Europa con 6 nazioni attraversate e 10 miliardi di mc?

2022. È chiaro che la diversificazione delle fonti e delle rotte è un fattore fondamentale di competitività. L'esempio del GNL nel 2020 che ha consentito di abbassare il prezzo del gas verso le fonti tradizionali, non è una dimostrazione. Anche il gas azero, venduto a sconto verso i prezzi hub ne è un'altra. L'Interconnector Grecia – Bulgaria (IGB) sarà un altro tassello importante quando entrerà in funzione nel 2022. Ma la diversificazione deve continuare per garantire la competitività del gas nella regione del Sud Europa a livello del Nord Europa. EastMed, così come il nuovo terminal GNL di Alexandropoulis, sarà il prossimo in linea.

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

2019. L'EastMed è un progetto assolutamente reale. La fattibilità tecnica del progetto è stata evidenziata già nel 2017 con uno studio di fattibilità che non ha evidenziato ostacoli, in particolare in termini di tracciato, profondità e lunghezza della condotta. Si precisa che il progetto prevede 4 sezioni successive fino all'Italia, e nessuna di queste ha la lunghezza maggiore del Turk Stream collocato nel Mar Nero ad una profondità simile ed è entrato in funzione con successo nel 2019. Pertanto, la tecnologia esiste ed è provato. Su queste basi, la Commissione Europea aveva dichiarato il progetto PCI (Project of Common Interest) e ora sta finanziando 50% (€ 34M) di studi dettagliati che consentiranno di raggiungere la decisione finale di investimento (FID) entro la fine del 2022. Con 3 anni di costruzione, la messa in servizio è prevista nel 2025. EastMed sarà in grado di trasportare 11 miliardi di metri cubi di gas nella prima fase e fino a 20 miliardi di metri cubi nella seconda. Da un punto di vista economico, stiamo predisponendo un modello di business, basato su contratti a lungo termine tra produttori di gas e acquirenti europei di prim'ordine che accettano di finanziare il progetto e soddisfare tutte le parti interessate (produttori, acquirenti e governi interessati).

1. In definitiva, anche a seguito dei contatti tra Israele ed Egitto, si è parlato di un possibile cambiamento di rotta dell'EastMed rispetto al trasciato iniziale che bypasserebbe Cipro. Ritiene probabili e fondo questo scenario?

1. Innanzitutto va chiarito che le riserve scoperte e accertate nell'offshore israeliano e cipriota hanno un potenziale di esportazione di 30 miliardi di metri cubi/anno, una volta al servizio dei mercati regionali. E dunque servire non solo una rotta di esportazione ma prevista. Da notare che fino ad oggi tre rotte sono state premurose e studiate. Oltre a EastMed, c'è la possibilità di sfruttare gli impianti di liquefazione esistenti in Egitto (Damietta e Idku) per circa 10 miliardi di metri cubi e una soluzione definitiva sarebbe quella di costruire un nuovo impianto di liquefazione (a Cipro on-shore o in Israele off-shore) . Abbiamo sempre detto che EastMed non entra in concorrenza con gli impianti di liquefazione esistenti in Egitto ma è del tutto complementare. Non è previsto alcun cambiamento di rotta dell'EastM riguardava Israele, Cypro e Grecia come inizialmente deciso. La possibilità di un'eventuale linea, aggiuntiva e non alternativa, dall'Egitto conferma il crescente interesse verso il progetto, progetto che infatti unisce le intenzioni di creare un sistema energetico nel Mediterraneo aperto a tutti i paesi interessati. Invece l'idea di rottare EastMed verso l'Egitto non ha nessun fondamento, sabrbe un altro progetto da recominciare da capo perdendo almeno 5 anni.

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

1. Oltre al riutilizzo degli impianti GNL esistenti che rappresentano una soluzione naturale, abbiamo studiato in dettaglio la competitività tra una soluzione di esportazione tramite un impianto GNL e il gasdotto EastMed. Il confronto tra i due è sempre a vantaggio di EastMed per diversi motivi: per l'export in Europa, la catena di costo del GNL (liquefazione, compressione gas, shipping, rigassificazione) è più onerosa del costo unico del trasporto tramite EastMed. Peraltro, è vero che LNG consente di raggiungere mercati più lontani com l'Asia. Ma il premio che si è verificato dopo il disastro nucleare di Fukushima su questi mercati verso l'Europa con le massicce importazioni di GNL da anni, è scomparso quasi del tutto e non copre la catena dei costi del GNL (con un costo di trasporto nettamente più alto). Inoltre, vi è una forte concorrenza a lungo termine sul mercato del GNL a causa di numerosi nuovi progetti di sviluppo (ad esempio, il Qatar sta per aumentare la sua capacità fino a 50% entro il 2025 e si trova in una posizione geografica ideale).

1. Quali sono i tuoi rapporti con i paesi coinvolti in 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 le frizioni interne emerse nel recente passato e firmerà l'accordo intergovernativo sull'EastMed? ?

1. Manteniamo rapporti di proficua collaborazione con i governi di Grecia, Cipro e Israele che ci forniscono un eccellente e costante supporto in tutte le fasi delle nostre attività. In questo contesto abbiamo avuto modo di incontrare, a più riprese prima della pandemia, i Ministri dell'Energia ai quali abbiamo spiegato la nostra visione del progetto in termini di tecnicità, economia in valore assoluto e nel confronto con una soluzione export attraverso un impianto GNL. Per quel che riguarda l'Italia, la situación si è évoluta popositivo da qualche tempo. Ritengo che a parte l'atteggiamento politico iniziale, le posizioni siano malate, il cantiere TAP si sia svolto senza incidenti, e soprattutto la messa in servizio del TAP abbia consentito una riduzione di 50% del sovrapprezzo che l'Italia stava pagando per il gas verso l'Europa del Nord. Manteniamo dei rapporti con il Ministero competente e stimato espletando alcune attività preliminari. Non posiamos ovivamente speculare sulla posizione che potrà prendere il governo italiano ma questi elementi il nuovo favorivi. 

1. In che modo EastMed può contribuire al processo di transizione energetica?

1. Il gas è una fonte essenziale nella transizione energetica e EastMed non contribuirà automaticamente. Si prevede di studiare e includere le specifiche tecniche della condotta e dei sistemi di compressione che consentiranno di miscelare un pezzo di idrogeno nel tubo.

Inoltre, allo stato attuale delle tecnologie e delle conoscenze, si ritiene che l'iniezione di idrogeno fino a 7% nel sistema di trasporto europeo sia fattibile senza modifiche. Si può aspettarsi 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 di EastMed? Quali sono i proximi passi in modo che la Grecia e la regione più vasta, acquisiscano un infrastructura energica chiave, come peraltro sta succedendo altrove?

1. Sì, sono completamente soddisfatto. Il progetto sta attirando molta attenzione da parte dei paesi coinvolti, ma anche da altri paesi e dalla Commissione Europea. La pandemia, che ci ha impedito di viaggiare per un anno, ci ha un po' rallentato, ma lo sviluppo va ancora avanti. Ci sono quattro “fili” in cui dobbiamo lavorare per arrivare al FID: (1) completare la progettazione dettagliata del progetto e lanciare gare internazionali per realizzarlo? (2) continuare il dialogo con i produttori di gas per definire un modello di business basato su contratti gas a lungo termine che consenta di finanziare il progetto? (3) definire con i Governi coinvolti il regime fiscale che consentirà di trovare un equilibrio complessivo tra gli Stakeholder? (4) definire il modello regolatorio con la Commissione Europea e le autorità di regolamentazione nazionali, ma probabilmente il modello si ispirerà a quello fatto per Shah Deniz/TAP. C'è tanto da fare, ma l'obiettivo di prendere il FID entro la fine del 2022 è realistico con il supporto dei paesi coinvolti. È il nostro impegno come società IGI Poseidon.