Ranuzzi de' Bianchi Marco

Il mercato dell’energia in Iran [11/10/2007]

I ricavi delle esportazioni di idrocarburi rappresentano una quota che varia fra l’80 e il 90% del totale, costituendo circa il 40-50% del budget statale iraniano. L’alto livello dei prezzi del greggio sui mercati internazionali ha garantito, negli ultimi anni, una crescita annua del Prodotto Interno Lordo del 5-7%, a fronte di trascurabili variazioni della produzione, grazie a ricavi che sono cresciuti dai 32 miliardi di dollari del 2004 ai 46,9 miliardi di dollari del 2006.

Il deficit di bilancio rimane, però, un problema cronico, a causa dell’enorme spesa pubblica necessaria per il calmieramento del costo dei carburanti sul mercato interno, mantenuto artificialmente ben al di sotto dei costi di estrazione del greggio (per il 2007, il prezzo della benzina è stato fissato dal governo a 0,17 € al litro); altre importanti voci di spesa sono i sussidi per l’acquisto di generi alimentari e l’enorme apparato di welfare, cresciuto a dismisura dopo la Rivoluzione del 1979.

Oggi, in Iran, il 65% della popolazione ha meno di 25 anni e le politiche nataliste adottate negli anni ’80 immettono sul mercato del lavoro, a distanza di una generazione, sempre nuove forze, mal compensate dal ridotto numero di uscite e pensionamenti. Ciò si traduce in un crescente numero di sussidi a carico delle casse dello Stato, che, si ricordi, si reggono ampiamente sulle rimesse petrolifere. Inoltre, la crescita della popolazione fa prevedere un consumo crescente di energia, stimato attorno al 7% entro il 2010 e destinato a triplicare nel periodo 2010-2025.

Petrolio

media/174/petrolio.jpg
Dopo Arabia Saudita, Stati Uniti e Federazione Russa, l’Iran è il quarto produttore mondiale di petrolio, con un’estrazione giornaliera di 4.343.000 barili. Possiede anche l’11,4% delle riserve mondiali provate, pari a 137,5 miliardi di barili, secondo solo a Ryad [1]. La stragrande maggioranza delle riserve iraniane è situata nei giganteschi campi petroliferi della Provincia del Khuzestan, nel sudest del paese, vicino al confine con l’Iraq. La regione è popolata da una maggioranza di arabi e questo la rende particolarmente instabile, soggetta a proteste ed attentati diretti contro il governo centrale. Il paese possiede circa 40 siti produttivi principali, 27 sulla terraferma e 13 offshore.

Rispetto agli anni Settanta, la quota delle esportazioni sul totale prodotto è andata assottigliandosi, inizialmente a causa dei rivolgimenti politici, mentre oggi segue la crescita dell’economia e della popolazione. Il sussidio statale sui carburanti contribuisce a far salire il consumo interno, giunto, oggi, a 1.669.000 barili al giorno. Se consideriamo come anno di riferimento il 1974, massimo picco nella produzione iraniana con 6.060.000 barili al giorno, di cui appena 503.000 barili destinati al consumo interno, ne emerge che, in 32 anni, la quota di petrolio destinata all’esportazione è passata dal 91,70% al 61,38%.

Inoltre, i campi petroliferi iraniani sono sottoposti ad un tasso naturale di declino della produttività dell’8% all’anno per i giacimenti sulla terraferma e del 10% all’anno per quelli offshore. Ne consegue che essi necessitano di una modernizzazione degli impianti e di stratagemmi, come la reiniezione nei giacimenti esausti di gas naturale ad alta pressione, per allungarne la vita e migliorarne la capacità estrattiva. Secondo i calcoli del Ministero del Petrolio, la tecnica della reiniezione di gas garantirebbe, nei prossimi vent’anni, una produzione extra di circa 600 milioni di barili, a fronte di un impiego di 200 miliardi di metri cubi (mmc) di gas. Considerando un prezzo del greggio che si mantenga ad almeno 50 $ al barile, il valore del petrolio recuperato sarebbe di circa 30 mld $.

Per quanto riguarda l’ammodernamento degli impianti, il livello tecnologico di molti siti di estrazione risale agli anni dello Scià, e ciò spiegherebbe perché il paese non è più tornato ai livelli di produzione precedenti la Rivoluzione e la guerra con l’Iraq. Attualmente, il governo ha varato un ambizioso piano per portare la produzione ad oltre 5 milioni di barili entro il 2010 e ad 8 milioni nel 2015. Ciò significherà, inoltre, un sforzo nella ricerca di nuovi siti. Negli ultimi anni, molte multinazionali e consorzi stranieri hanno siglato contratti per la prospezione di nuove aree, ottenendo in qualche caso risultati soddisfacenti, anche se, spesso, i nuovi giacimenti si trovano in zone infestate da mine, eredità della guerra con l’Iraq.

Geograficamente, mentre la maggior parte dei campi petroliferi e delle installazioni si trovano nel sud del paese, la maggior parte delle città e degli abitanti risiedono a nord, oltre i grandi deserti centrali. A causa delle già ricordate condizioni di obsolescenza degli impianti di estrazione e raffinamento [2]. Di questi, circa 40.000 barili giungono a Teheran (anche se la pipeline Neka-Teheran ha una capacità di 180.000 barili al giorno), mentre altri 80.000 prendono la via di Tabriz. Per ragioni che attengono anche alle strategie iraniane di penetrazione economica e politica nella regione del Caspio, segnatamente in Turkmenistan e Kazakistan, il governo punta ad aumentare questa quota di Crude Swaps fino a 500.000 barili al giorno, mentre progetta la costruzione di un oleodotto Baku-Tblisi-Ceyhan dalla capacità di 1 milione di barili. Attualmente, i contratti esistenti per queste operazioni di Crude Swap originano un pay-off di circa 1,5-2 $ per ogni barile esportato dai terminal dell’isola di Kharg e destinato ad essere reimportato.

Prime 10 destinazioni del greggio iraniano (barili al giorno)

Paese Importatore 2003 2004 2005
1 Giappone 685.034 630.462 570.604
2 Cina 247.235 263.446 284.830
3 Corea del Sud 171.563 173.144 195.654
4 Italia 194.055 188.033 193.935
5 Francia 115.209 128.892 142.811
6 Paesi Bassi 130.214 138.751 139.246
7 Turchia 138.683 114.217 138.873
8 Sud Africa 118.695 189.613 134.646
9 Taiwan 167.003 138.518 125.031
10 Grecia 88.781 115.533 105.236
  Totale 2.056.472 2.080.609 2.030.866

Fonte: Global Trade Information Services, Global Trade Atlas, July, 2006.

I principali terminal di esportazione del greggio iraniano sono le Isole di Kharg, Lavan, Sirri (riaperto nel 2003, dopo esser stato distrutto da un raid iracheno nel 1988) e Ras Bahregan, tutte situate sul Golfo Persico, mentre i terminal di esportazione dei prodotti raffinati sono quelli di Abadan e Bandar Mahshahr.

Doroud 1 e 2, Salman, Abuzar, Foroozan e Sirri sono i nomi dei principali campi petroliferi sottomarini. L’Iran sta pianificando lo sviluppo dei campi offshore esistenti e spera di aumentarne significativamente la produttività. I due campi di Soroush-Nowruz, circa 50 miglia ad ovest dell’isola di Kharg Island, pur avendo una riserva stimata di un miliardo di barili, producono un greggio troppo pesante e sulfureo per essere venduto con guadagno, motivo per cui viene usato per arricchire le scorte strategiche del paese.

Principali campi petroliferi iraniani (produzione stimata in barili al giorno, bbl/d)

Onshore Offshore
Agha Jari (200.000 bbl/d) Abuzar (140.000 bbl/d)
Ahwaz-Asmari (700.000 bbl/d) Dorood (130.000 bbl/d, da aumentare a 180.000 bbl/d)
Bangestan (produzione corrente di circa 245.000 bbl/d, con piani di crescita fino a 550.000 bbl/d e oltre) Salman (100.000 bbl/d, da aumentare a 150.000 bbl/d)
Bibi Hakimeh (130.000 bbl/d, da aumentare a 175.000 bbl/d) Sirri A e E (95.000 bbl/d)
Gachsaran (480.000 bbl/d, da aumentare a 600.000 bbl/d) Soroush/Nowruz (87.000 bbl/d)
Karanj-Parsi (250.000 bbl/d)  
Marun (520.000 bbl/d, da aumentare a 600.000 bbl/d)  
Pazanan (35.000 bbl/d)  
Rag-e-Safid (180.000 bbl/d)  

Infine, c’è la regione del Caspio, dove l’Iran non estrae né petrolio né gas, pur avendo, secondo le prospezioni, riserve potenzialmente significative. Il fatto è che attorno al Caspio ruota una questione irrisolta relativa ai confini marittimi: l’Iran considera ancora validi i trattati firmati nel 1921 e nel 1940 con l’allora Unione Sovietica, che stabilivano la pari condivisione delle risorse del mare. Su questa base, l’Iran reclama la divisione del Caspio in quote uguali, del 20% l’una [3]. Tuttavia, gli altri paesi hanno unanimemente accettato la divisione secondo il metodo delle linee mediane, che concede all’Iran lo sfruttamento di appena il 12-13% del bacino. Per il momento non è stato raggiunto alcun accordo sullo status legale dell’area.

Gas Naturale

Secondo il “Oil and Gas Journal” (01/2006), l’Iran possiede 27.478 miliardi di metri cubi (Mmc) [4] di riserve di gas provate, che ne fanno la seconda riserva al mondo dopo la Russia. Circa il 62% di queste riserve è situato in campi non associati a giacimenti petroliferi e, di conseguenza, non ancora sviluppati. Il giacimento principale è quello di South Pars (8.000-14.000 Mmc di riserve di gas), un’estensione geologica del Campo Nord del Qatar, un’impressionante sacca di 25.495 miliardi di metri cubi. Altri importanti siti, secondo la rivista “Global Insight”, sono North Pars (1.400 MMc) e Kangan-Nar (670 Mmc). Lo sviluppo del giacimento di South Pars è il principale progetto energetico iraniano, con un’attrazione di investimenti di oltre 15 miliardi di dollari e che dovrebbe rendere, per il prossimo trentennio, circa 11 mld $ all’anno, secondo i dati del Ministero del Petrolio. Nel 2006, secondo i dati del BP, l’Iran ha consumato per il mercato interno 105 Mmc, su una produzione di appena 105,1, chiudendo in sostanziale pareggio. Per fare un confronto, nel mondo solo Stati Uniti e Russia registrano un consumo interno superiore (619 e 432 Mmc rispettivamente), mentre l’Italia si ferma a 77 Mmc. Come spiegato, una quota considerevole è stata impiegata per la reiniezione nei giacimenti petroliferi esausti. Infatti, uno dei principali impieghi del giacimento di South Pars è proprio la reiniezione, che si prevede impiegherà fra 220 e 280 milioni di metri cubi a partire dal 2010-12. A causa del basso prezzo mantenuto dallo Stato, la domanda interna sta aumentando allo stesso ritmo della produzione. Nonostante ciò l’Iran ha riserve sufficienti per divenire uno dei principali paesi esportatori, ma necessita di enormi investimenti in nuove prospezioni e in infrastrutture di trattamento e trasporto.

L’Iran subisce la concorrenza di altri agguerriti produttori (Oman, Qatar, EAU), che hanno saputo conquistarsi mercati appetibili soprattutto in Estremo Oriente, mentre il regime di sanzioni gli ha impedito, per anni, di accedere alla tecnologia statunitense per la liquefazione ed il trasporto, la più diffusa al mondo. Al momento, l’Iran non possiede infrastrutture per la liquefazione del gas, mentre la rete di gasdotti non è interconnessa con l’esterno, ad eccezione dell’unica linea che porta in Turchia e che solo nel 2007 ha raggiunto la capacità operativa di 27 milioni di metri cubi al giorno. Nel 2004, l’Austria ha firmato un contratto per una pipeline (project Nabucco) che la connetta all’Iran via Turchia, dal costo di 5,8 mld $, con la fine dei lavori prevista per il 2011. Un altro progetto notevole è la linea che dovrebbe raggiungere l’India passando per il Pakistan, ma considerazioni politiche e strategiche complicano non poco le trattative fra questi Stati, notoriamente in cattivi rapporti fra loro.

Negli ultimi anni, sono inoltre stati firmati parecchi contratti di fornitura, in particolare con l’Italia, la Grecia, l’Armenia e, soprattutto, la Cina, con cui Teheran si è impegnata in un affare venticinquennale del valore di 100 mld $. Per le stesse considerazioni di cui sopra, l’Iran importa quote significative di gas dai paesi del Caspio, in particolare Azerbaijan e Turkmenistan.

Elettricità

media/174/elettricita.jpg
Anche la domanda interna di elettricità sta aumentando a ritmi sostenuti, circa del 7-9% annuo, dimostrando che il paese necessita di investire miliardi di dollari in nuove infrastrutture. Nel 2004, la capacità di potenza installata era di circa 156 Terawatt (TW), di cui la quasi totalità ottenuta dalla combustione di gas e circa il 7% da centrali idroelettriche o dal petrolio. Alla fine del 2006, il paese aveva raggiunto una capacità di 198 TW. Nonostante ciò, il paese importa annualmente circa 2,2 Terawatt/ora da Armenia, Azerbaijan e Turkmenistan, mentre ne esporta circa 1,9 in Afghanistan, Pakistan, Turchia ed Iraq. Nel 2003, l’Iran ha dichiarato di volersi dotare di centrali elettriche nucleari, per supplire alle crescenti necessità, puntando ad accrescere di 7 Gigawatt la produzione totale entro il 2020.

Infine, è da notare che, essendo l’Iran uno dei maggiori consumatori di combustibili fossili, ciò ha causato, negli anni, numerosi problemi ambientali, soprattutto nelle aree urbane, ma anche in termini di inquinamento del bacino del Caspio.


Note

1. I dati qui riportati sono tratti dalla “Statistical Review of World Energy”, pubblicata dalla British Petroleum (BP) nel giugno 2007. Anche se non cambia in maniera significativa quest’analisi, la rivista pubblicata dall’ENI, la “World Oil & Gas review 2007”, parla di una produzione giornaliera di 4.284.000 barili e di riserve accertate di 136,3 miliardi di barili.

2. L’Iran ha una capacità di raffinazione limitata a 1,65 milioni di barili al giorno, nelle sue raffinerie di Abadan (400,000-bbl/d di capacità), Isfahan (265,000 bbl/d), Bandar Abbas (232,000 bbl/d), Tehran (225,000 bbl/d), Arak (150,000 bbl/d), and Tabriz (112,000 bbl/d). Fonte: “Oil and Gas Journal”.]], nonché dell’insufficiente rete interna di oleodotti (scoraggiata dall’asperità del territorio), per quanto riguarda il consumo interno all’Iran conviene esportare il greggio dai suoi porti sul Golfo Persico e reimportarne una quota di 130.000 barili al giorno (luglio 2006) tramite i terminal del porto di Neka, sul Mar Caspio[[Il paese importa circa un terzo del proprio fabbisogno di carburanti. In termini di volume, l’Iran è paradossalmente il secondo importatore al mondo di carburanti dopo gli USA.

3. Gli Stati rivieraschi sono infatti cinque: Azerbaijan, Iran, Kazakistan, Russia e Turkmenistan.

4. Cresciute al gennaio 2007 a 28.130 Mmc. Fonte: "BP Statistical Review of World Energy", June 2007.

Sullo stesso argomento