Il male oscuro di Zohr: la produzione delude le attese

L’eclissi di Zohr, il “sole di mezzogiorno”. La più grande scoperta di idrocarburi del Mediterraneo, chiamata a «trasformare il panorama energetico dell’Egitto, permettendogli di diventare autosufficiente e trasformarsi da importatore a futuro esportatore di gas», disse l’ad di Eni Claudio Descalzi a fine 2017, non pare in grado di rispettare le attese – enormi – cullate dal regime di Al Sisi, che sfruttò la scoperta e la sua rapida commercializzazione, da parte dell’Eni, per risollevare e ricompattare la nazione.

Da mesi però Zohr registra bruschi cali della produzione di gas e infiltrazioni d’acqua (siamo 1.500 metri sotto il mare al largo di Porto Said) e acuisce la crisi dell’Egitto. Un Paese oppresso dal caldo, dove la domanda di gas è salita del 35% dal 2015, e quella di energia supera l’offerta, costringendo a tre interruzioni settimanali di corrente.

Dove i debiti sfarfallano e la lira egiziana si è dimezzata sul dollaro da gennaio, e non si va avanti senza i fondi delle istituzioni globali, o di alleati come Arabia Saudita, Libia ed Emirati. Peraltro, a giugno, anche con prestiti “amici” l’Egitto è tornato a comprare Gnl sul mercato spot, 32 navi cargo necessarie ai bisogni di una popolazione non certo a crescita zero.

Il giacimento nel mare davanti all’Egitto

Il quadro è ancor più instabile perché c’è di nuovo una guerra ai confini (al valico di Rafah con Gaza, chiuso dopo i primi attacchi israeliani); e il dittatore Al Sisi, come ha mostrato al mondo la morte di Giulio Regeni, è figura tanto forte quanto fragile. L’Eni ha puntato molto su Zohr: non solo i «6,2 miliardi di dollari di costi di sviluppo capitalizzati» dalla scoperta del 2015 a oggi (metà dei costi totali), ma anche perché Zohr è il paradigma del nuovo approccio agli idrocarburi introdotto allora dalla gestione Descalzi. Il Dual exploration model, che per anticipare le estrazioni conduce «in parallelo le fasi di esplorazione, appraisal e sviluppo», riportano note ufficiali, e anche la monetizzazione, cedendo a operatori terzi quote di minoranza.

Proprio quel che accadde a Zohr, avviato a 28 mesi dalla scoperta, e frattanto Eni era scesa al 50% del consorzio cedendo quote alla russa Rosneft (30%), alla britannica Bp (10%), all’emiratina Mubadala (10%). Un successo invidiato e imitato nel settore: e che la stessa Eni ha replicato su ogni suo nuovo progetto.

I numeri ufficiali attestano la rapida ascesa e discesa del gas in arrivo da questa formazione di rocce marine lunga 600 metri. Nel settembre 2018, a nove mesi dall’avvio, 2 miliardi di piedi cubi (pari a 56,63 milioni di metri cubi) al giorno. A fine agosto 2019, «cinque mesi in anticipo sul piano di sviluppo», Eni dichiarava «2,7 miliardi di piedi cubi, livello di plateau», e la stima di salire al picco di 3,2 miliardi cubi per fine 2019.

Il picco arriva, ma non dura: da allora è costante declino, fino agli 1,9 miliardi di piedi cubi dichiarati oggi. Non che sia poco: fanno quasi 20 miliardi di metri cubi l’anno, la fetta primaria della produzione 2024 egiziana, stimata sui 53 miliardi di metri cubi da Rystad. Tuttavia il ministro delle risorse minerarie Tarek El-Molla dichiarava nel 2019 che aggiungendo 4 miliardi di dollari di investimenti ai 12 iniziali la produzione a Zohr avrebbe tenuto per 20 anni il plateau di 2,7 miliardi di piedi cubi. Dopo tre anni ne manca un terzo: e intanto, a giugno, El-Molla è stato sostituito da Karim Badawi.

Cosa è successo? Eni, interpellato, «conferma che la produzione di Zohr è in linea con i piani della società, con le previsioni fatte in passato e con i contratti firmati con i partner del consorzio e le controparti istituzionali». Controparti che, al Cairo, tempo fa avevano pure smentito le voci sui problemi tecnici legati a un eccessivo sfruttamento del campo, che avrebbe provocato infiltrazioni nei 20 pozzi perforati in loco.

L’azienda italiana non commenta le voci che circolano tra addetti ai lavori per cui, degli 850 miliardi di metri cubi di riserve stimate all’inizio, solo un terzo sboccherà: e che la produzione giornaliera stia calando fino a un altro 20%, perché non appena i tecnici alzano la compressione nei pozzi entra l’acqua marina. «Le stime iniziali sono state confermate negli anni da più operatori e consulenti, Zohr produrrà per decenni», aggiunge Eni.

Altre tracce dei flussi calanti del gas egiziano, che ha in Eni un operatore leader dopo ben 70 anni di presenza nel Paese, affiorano nella relazione al bilancio Eni 2023. Vi si legge di «riconfigurazione del progetto fase 2 di Zohr», che ha portato a «ridurre le riserve associate di 14,33 miliardi di metri cubi», oltre che di «un piano di water shut-off per ottimizzare la produzione di gas», e di un «programma per incrementare la capacità di trattamento dell’acqua di produzione» con due nuove unità di trattamento installate. L’aumento delle «acque industriali e di produzione di Zohr» è citato anche per spiegare il +25% dei rifiuti da attività produttive generati da Eni nel 2023.

Lo shut off è un processo per rendere più efficiente la compressione, isolando l’acqua entrata nei pozzi per evitare che vada nei tubi. Ma per fare questo – e forse scavare altri pozzi marini volti a “ricatturare” gli idrocarburi, più leggeri dell’acqua e che si spargono tra le rocce dopo se la incontrano – potrebbero servire altre centinaia di milioni: e non è facile, dato che l’industria petrolifera ha miliardi di dollari di arretrati in Egitto.

Il bilancio Eni segnala crediti per circa 1,2 miliardi di dollari al Cairo, la gran parte dei crediti totali del gruppo. Giorni fa Eni ha detto al Financial Times e a Reuters che «la situazione sta migliorando, e siamo fiduciosi di recuperare l’esposizione in linea con quanto discusso con le autorità egiziane». Interpellato da Affari & Finanza, Eni smentisce che problemi di infiltrazioni d’acqua legate allo sviluppo del giacimento Zohr abbiano compromesso i volumi produttivi concordati con autorità e partner: «La gestione dell’acqua associata alla produzione, con relative misure da intraprendere secondo le caratteristiche dei singoli campi, è attività tecnica del tutto normale in simili operazioni, soprattutto in giacimenti carbonatici».