Il petrolio del Caspio vale già il doppio

Lo sfruttamento del Kashagan

All’inizio di settembre il bacino petrolifero di Kashagan, nell’area kazaka del Mar Caspio, ha iniziato a produrre i primi barili – dopo oltre un decennio dall’inizio del progetto. L’azienda energetica italiana Eni fa parte dell’iniziativa, insieme a Exxon, Shell, Total, Inpex (giapponese), alla kazaka KazMunaiGaz e alla cinese CNPC. Kashagan è stato teatro di una storia assai complessa, tra ingegneria e politica, che ha rischiato più volte di mietere vittime industriali. La preda più illustre, scampata a diversi e potenti tentativi di eliminazione, è stata proprio Eni.

L’azienda italiana ha avuto per anni la leadership operativa dell’appalto, con la nomina ricevuta nel 2001. Rispettando i canoni dello stile negoziale italiano, l’azienda di San Donato – la cui divisione “Exploration & Production” allora si chiamava ancora “Agip” – era riuscita a inserirsi al meglio tra le posizioni strategiche delle altre aziende. Alle competenze tecniche, dovute anche alla connessione con Saipem, Eni univa il vantaggio di essere scelta come leader dopo diversi round negoziali inconcludenti tra Exxon, Shell e Total.

Non che il ruolo fosse facile. Kashagan si è rivelato fin da subito una bestia assai difficile da domare. Il ritardo nell’inizio della produzione rispetto alle previsioni è di circa otto anni, mentre i costi rispetto al budget sono raddoppiati a 48 miliardi di dollari. Hanno avuto buon gioco le altre aziende – una volta messesi d’accordo – a imputare le responsabilità a Eni e riassegnare la leadership operativa a un “consorzio” nel gennaio del 2008. Cosa sia successo allora non è mai stato chiarito. Ha scritto recentemente il giornalista Steve LeVine, autore di un bel libro sul petrolio del Caspio (Il Petrolio e la Gloria, Sirente), che «quando sei da solo in un bar con petrolieri americani o britannici, tendono a incolpare Eni, l’operatore, che ritengono non all’altezza del compito (qualcosa che gli italiani, quando li incontri al bar, negano con fervore)».

Probabilmente, è successo qualcosa di assai semplice: le aziende petrolifere, nel Far West del Caspio, hanno sfruttato la prima occasione disponibile per rivedere la propria posizione all’interno del contratto. Non è un caso che, mentre si discuteva tanto per l’aumento dei costi e i ritardi di Kashagan, da altre parti del mondo le stesse aziende anglosassoni soffrivano problemi analoghi – ricordiamo qui il raddoppio dei costi per Shell su Sakhalin-2, in Russia; o le avventure di BP con i budget dei deepwater nel Golfo del Messico – oltre a quella con Deepwater Horizon.

Kashagan è la maggior scoperta petrolifera degli ultimi 30 anni, e la più grande della storia fuori dal Medio Oriente. La complessità tecnica dell’operazione è unica. Le temperature di operazione passano da -35 a 40 gradi, con un’escursione di 75 gradi che porta il guardaroba agli estremi. È stato scelto di adottare un sistema di “isole artificiali” per le attività estrattive, che deve contare su rompighiaccio disegnate appositamente – il fondale a tratti è di soli due metri e mezzo, e le navi tradizionali sono inutilizzabili. Il petrolio contiene molto zolfo, ed è stato necessario studiare un progetto separato per la sua gestione (e commercializzazione). Ci sono inoltre rischi di emissione significativa di acido solfidrico – tipico nelle attività di estrazione – che in questo caso hanno reso necessarie misure di sicurezza supplementari, anche per via della difficoltà di abbandonare in fretta un’installazione così grande come le “isole artificiali”.

Il totale dei barili recuperabili da Kashagan è stimato tra i 9 e i 13 miliardi, con produzione nel 2013-14 che raggiungerà i 180.000 barili al giorno, per salire poi a 370.000, con una produzione a regime prevista a 1,5 milioni di barili al giorno. Alcuni operatori del settore criticano il fatto che per il progetto sia stata scelta una strategia di sviluppo poco graduale (già 180.000 barili è una quantità molto alta), rispetto a un profilo che prevedesse una crescita più progressiva, in grado di partire prima e di rendere il cash-flow sostenibile già nel breve periodo. Eppure – si sostiene da parte di altri – un’operazione così complessa, realizzata su scala ridotta, avrebbe diminuito l’economicità complessiva del progetto. In fin dei conti, il costo per barile stimato è di circa 14 dollari (secondo quanto rivela una fonte vicina al consorzio), ben al di sotto dei 60-70 necessari per estrarre un barile dalle sabbie bituminose del Canada, o dei 70 per un barile deep-water.

Il Far West del Caspio offre tipicamente spunti per dispetti industriali come quelli che hanno riguardato Eni nel 2008. La storia più celebre è quella di Unocal (oggi parte di Chevron) che negli anni Novanta ha fatto saltare ben tre contratti petroliferi in Azerbaijan in un sol colpo, convincendo il governo che riguardassero una stessa formazione geologica e che quindi il tavolo dovesse essere ribaltato. L’importante, adesso, è che Eni sia riuscita a conservare un ruolo importante in un’operazione industriale che cambierà i destini geopolitici di tutta l’Asia Centrale.

È tipico per i paesi della regione di assegnare i contratti petroliferi coinvolgendo il maggior numero di aziende petrolifere, in modo da collocarsi all’interno di sistemi diplomatici in grado di offrire protezione e vantaggi. Il petrolio di Kashagan prenderà la via del Nord, per ora: raggiungerà il famigerato terminal di Samara, in Russia, dove verrà mixato con il “Blend degli Urali”. Il problema del cocktail russo è che il petrolio degli Urali è di qualità inferiore rispetto a quello di Kashagan, ma i russi – consci del fatto che non c’è alternativa a Samara – si guardano bene dal garantire una compensazione. Sempre per la Russia passa la pipeline CPC, che potrebbe essere espansa.

Il petrolio di Kashagan viaggerà anche per nave, tagliando il Caspio fino a raggiungere l’Azerbaijan (per chi sta pensando all’ipotesi: no, la Russia non permetterà mai di costruire un oleodotto che attraversi il Caspio). Non è poi un caso che i cinesi di CNPC siano entrati nel consorzio estrattivo all’inizio di settembre. Sostiene una fonte che “è ragionevole ritenere che la quota di produzione di spettanza CNPC verrà esportata verso la Cina”, per ferrovia od oleodotto. Esiste già un’infrastruttura dalla capacità di circa 100 milioni di barili di petrolio l’anno. Il conto di CNPC per l’8,4% di partecipazione è stato di cinque miliardi di euro (e prevede un ulteriore obbligo di 3 miliardi per la seconda fase di sviluppo). Con questi conti, il valore totale delle partecipazioni arriva a 100 miliardi di dollari – il doppio delle spese finora sostenute, che sono state di 50 miliardi. Non è un caso se i cinesi siano disposti a pagare così tanto.