Dopo l’avvio della produzione di gas nel giacimento di Shah Deniz a metà degli anni 2000, l’Azerbaijan è rapidamente diventato uno dei partner più appetibili per la nascente politica di sicurezza energetica europea.
Quasi in contemporanea, l’inaugurazione dell’oleodotto Baku-Tiblisi-Cehyan ha finalmente spalancato le porte dei mercati globali alle risorse petrolifere del Paese caucasico – racchiuso territorialmente tra Mar Caspio, Russia e Iran. I dati più recenti relativi al settore degli idrocarburi dell’Azerbaijan parlano di riserve di petrolio, pari a 7 miliardi di barili, e di gas naturale, che si attestano attorno al trilione di metri cubi, (i dati oscillano leggermente in base alle diverse fonti.) Queste risorse posizionano globalmente l’Azerbaijan al ventesimo posto per quanto riguarda le riserve provate di greggio (0.4% delle riserve globali), e al ventitreesimo per quelle di gas naturale (0.6%).
Dopo il picco di un milione di barili al giorno di produzione raggiunto nel 2010, le performance del settore petrolifero hanno subito un importante rallentamento, brevemente interrotto solo nel 2013 da una minima risalita dell’output nazionale (877.000 barili al giorno). In base agli ultimi dati disponibili, la produzione nel 2015 sarebbe ulteriormente discesa raggiungendo il minimo dell’ultimo decennio, a 835.000 barili al giorno.
Una produzione altalenante
La compagnia energetica nazionale dell’Azerbaijan, la Socar, produce circa il 20% dell’output totale di greggio, attestatosi nel 2015 a 163.870 barili giorno, in leggero declino rispetto agli anni precedenti (167.083 b/g nel 2014). La produzione si concentra nei giacimenti di Mishovdagh (27.000 b/g), Neftchala (14.000 barili al giorno), Khilli (14.000 barili al giorno), Pirsahhat (10.000 barili al giorno), Gum Deniz (condensato, 10.000 barili al giorno) e in una serie di altri prospetti minori. Circa l’80% dell’output petrolifero del Paese, tuttavia, proviene dal complesso offshore Azeri, Chirag e Guneshli (ACG), operato da BP, il cui production-sharing agreement è stato siglato nel 1994 nell’ambito del famoso Contract of the Century. Anch’esso ha subito un calo significativo dal 2010, anno in cui la produzione si è attestata su 823.100 barili/giorno, per raggiungere i 634.000 barili al giorno del 2015. Per far fronte al rallentamento dello sfruttamento dei giacimenti ACG, da un lato BP prevede di aumentare le re-iniezioni di gas associato, che dovrebbero quantomeno stabilizzare la produzione; dall’altro, si scommette sullo sviluppo di una nuova sezione del giacimento Chirag, autorizzata dal governo nel 2010, entrata in produzione con l’installazione della nuova piattaforma West Chirag.
Nel 2014 il nuovo prospetto ha raggiunto una produzione di 66.000 barili al giorno, al fronte di una capacità massima di produzione della piattaforma prevista a 183.000 barili. BP attualmente opera anche nel giacimento di Shah Deniz, che pur essendo principalmente un bacino a gas naturale, produce all’incirca 55.000 barili al giorno che vanno a integrare la produzione di greggio della major inglese nel Paese.
Il viaggio dell’oro nero azerbaijano
Con consumi domestici che si aggirano attorno agli 80.000 barili/giorno, gran parte del petrolio azero (circa 760.000 barili al giorno) viene esportato sui mercati internazionali. Il già citato oleodotto Baku-Tiblisi-Cehyan, che corre dal terminal di Sangachal sul Caspio per 1770 chilometri fino ad arrivare al porto turco di Ceyhan, sul Mediterraneo, è il principale canale di esportazione del greggio azerbaijano. La pipeline ha una capacità totale di un milione di barili al giorno, utilizzata nel 2015 anche per trasportare volumi di greggio kazako e turkmeno. Le altre 2 rotte per l’esportazione sono l’oleodotto Baku-Novorossiysk (on Northern Route Export Pipeline, NREP) in grado di trasferire un massimo di 100.000 barili al giorno verso la Russia (attraverso il quale nel 2015 sono stati esportati 25.500 barili al giorno di greggio), e la pipeline Baku-Supsa che possiede una capacità di trasporto di 145.000 barili al giorno sul mar Nero (attraverso la quale sono stati esportati 56.000 barili al giorno di greggio).
L’avanzata delle risorse di gas
Nel settore del gas naturale, nonostante gli ambiziosi proclami di Baku debbano essere rivisti al ribasso, la situazione appare comunque meno critica. Sulla base dei dati forniti da Socar, nell’ultimo decennio la produzione di gas naturale è più che triplicata, passando dai 9 miliardi di metri cubi del 2006 ai 29 miliardi di metri cubi del 2015, anno che tuttavia ha fatto segnare una leggerissima flessione rispetto al picco raggiunto nel 2014 (29.6 miliardi di metri cubi). Una quota significativa di questo gas, tuttavia, viene re-iniettata per mantenere la pressione nei giacimenti di greggio, riducendo di fatto la produzione commercialmente utilizzabile del 2015 a 18.9 miliardi di metri cubi. Contrariamente al petrolio, buona parte del gas prodotto viene consumato in ambito nazionale; circa 11.5 miliardi di metri cubi vengono destinati all’utilizzo domestico, lasciando oltre 6 miliardi di metri cubi disponibili per l’esportazione in Georgia e Turchia attraverso la South Caucasus pipeline (conosciuta anche come Baku-Tiblisi-Erzurum, BTE) che collega le coste del Caspio al cuore della Turchia, con una capacità totale di 8.8 miliardi di metri cubi. La maggior parte della produzione di gas naturale è concentrata nei giacimenti offshore di Azeri-Chirag-Guneshli (gas associato) e di Shah Deniz; quest’ultimo ha raggiunto un output di 9.9 miliardi di metri cubi, di cui 2/3 sono destinati all’export. Giacimenti minori sviluppati da Socar includono Gum Deniz-Bahar (2 miliardi di metri cubi di produzione annua) Bulla Deniz (0.3 miliardi di metri cubi). Per quanto riguarda lo sviluppo di ulteriori risorse, necessarie a garantire le esportazioni verso i mercati europei attraverso i gasdotti TANAP e TAP, l’Azerbaijan ha avviato lo sviluppo della seconda fase del giacimento di Shah Deniz (con investimenti annunciati di oltre 120 miliardi di dollari), ma anche le attività di sfruttamento dei giacimenti offshore di Absheron, Umid and Babek, nonché lo sviluppo di gas non-associato localizzato nel complesso ACG. Al momento sono disponibili soltanto dati relativi alle stime delle riserve di questi giacimenti: per quanto riguarda Absheron, la forbice è particolarmente ampia e va dagli 80 ai 350 miliardi di metri cubi; Umid 200 miliardi di metri cubi; Babek 400 miliardi di metri cubi e ACG 280 miliardi di metri cubi.
Sebbene queste risorse siano potenzialmente sviluppabili, attualmente il loro sfruttamento è fortemente rallentato anche a causa del crollo dei prezzi del greggio (e con essi del prezzo del gas), dal sostanziale appiattimento della domanda europea di gas, ma anche da una serie di difficoltà di natura operativa da parte dell’industria petrolifera azera.
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