Oltre la muraglia

Idrato di metano,
corsa all’estrazione
nel Mar cinese del sud




Nei mesi di Aprile e Maggio 2017 la Repubblica popolare cinese, il Giappone e gli Stati Uniti hanno portato a termine importanti esperimenti di estrazione e produzione di gas metano da depositi sottomarini di idrato di metano, un composto naturale di gas e acqua che si trova normalmente al di sotto di uno spesso strato di permafrost e sui fondali marini a discrete profondità.

 

Pechino ha affidato l’incarico delle operazioni alla China National Petroleum Corporation ( CNPC ), la principale compagnia nel mercato energetico cinese (a gestione pubblico-privata) produttrice di circa il 77% del gas naturale cinese. L’area interessata dai lavori è quella di Shenhu, a circa 300 chilometri a sud di Hong Kong e Macao.

Il Ministero dell’Economia, Commercio ed Industria giapponese ( METI ) ha portato avanti un secondo esperimento nelle acque dell’Oceano Pacifico, a 80 chilometri circa dalla Penisola di Atsumi, nella Prefettura di Aichi. Come nel caso precedente i lavori sono stati coordinati dalla compagnia statale Japan Oil, Gas and Metals National Corporation (JOGMEC ) assieme alla Japan Methane Hydrate Operating Co., joint venture formata nel 2014 da undici compagnie nipponiche appositamente per questi test.

 

Degli ultimi esperimenti americani, condotti nel Golfo del Messico dal 1 maggio al 1 giugno scorso, si sa ancora relativamente poco. Il progetto di Washington, attivo dal 2014, ha carattere maggiormente scientifico rispetto ai progetti asiatici, coinvolgendo diverse istituzioni accademiche americane come la University of Texas, la Ohio State University e la Columbia University, il cui lavoro è supervisionato e sostenuto dal Dipartimento per l’Energia del governo degli Stati Uniti. Washington ha dimostrato di essere indietro rispetto alla tecnologia sviluppata sia dalla Cina che dal Giappone.

 

In seguito all’esperimento, il ministro della Terra e delle Risorse cinese, Jiang Daming, ha affermato che la scoperta rappresenta “una svolta importante che potrebbe portare a una rivoluzione energetica globale”. Se le sue dichiarazioni, al momento, non risultano supportate da un mutamento del mercato energetico globale, vero è che la Cina rappresenta il principale mercato di importazioni degli idrocarburi, e guida la crescita della domanda globale da ormai 25 anni. Se il petrolio copre il 17% delle necessità energetiche della Cina, il carbone è di gran lunga la risorsa più utilizzata, assicurandole circa il 65% del fabbisogno energetico complessivo.

La piattaforma Blue Whale della CNPC ha operato nel Mar Cinese Meridionale: grossi giacimenti farebbero aumentare la tensione per il controllo di quelle acque fra la Cina e gli altri stati litoranei

Gli evidenti problemi di inquinamento atmosferico e del suolo hanno già forzato Pechino a dare sempre più spazio ai gas naturali. Per il 2020 è stato fissato un ambizioso obiettivo al 15% del peso delle rinnovabili sul fabbisogno nazionale. Al momento il settore dell’idroelettrico è il principale vettore a “basso” impatto ambientale, con oltre il 18% dell’elettricità prodotta. Il gas naturale invece ricopre solo il 6% dell’intero paniere. Le risorse domestiche di gas convenzionale sono in rapido esaurimento e una fetta sempre crescente di gas naturale è acquistata sul mercato internazionale, circa il 28% dell’intera domanda nel 2014. Lo stesso è importato nelle regioni occidentali e meridionali della Cina attraverso gasdotti (Turkmenistan, Myanmar e Uzbekistan sono i principali fornitori attraverso questa modalità) o importata, raffinata e stoccata presso i diversi impianti costruiti sulla costa orientale del paese (Qatar, Australia, Malesia ed Indonesia rappresentano i principali fornitori di LNG), con 12 impianti principali e altri otto in costruzione.

 

L’agenzia giapponese per le Risorse Naturali e l’Energia (ANRE) ha fatto sapere che: “Alla luce dei risultati del secondo test per la produzione di idrato di metano da giacimenti offshore, l’ANRE continuerà gli sforzi per la produzione”, con l’obiettivo di “lanciare progetti privati per la sua commercializzazione attorno alla metà del prossimo decennio”. Tokyo è infatti ancora alla ricerca di un nuovo equilibrio energetico che guardi al medio e lungo periodo, dopo il disastro di Fukushima del 2011. Il Giappone, da terzo produttore mondiale di energia nucleare, genera ora soltanto l’1% del proprio fabbisogno attraverso le uniche tre centrali nucleari ancora operative sulle 42 potenzialmente funzionanti nel 2017.

 

Il governo di Shinzo Abe sta cercando, nonostante la fortissima opposizione da parte della società civile, di rimettere in operazione circa 25 centrali, le quali sono state soggette a nuove e strettissime regolamentazioni da parte della Nuclear Regulation Authority (NRA). Per compensare la mole di energia prodotta dal settore nucleare, Tokyo ha deciso di alterare la bilancia energetica nazionale sostituendo il nucleare con l’importazione ad ampio spettro di gas naturale, di cui il paese è estremamente povero e i cui pochi giacimenti sono in rapido esaurimento.

 

L’impellenza di diversificare il mercato energetico nazionale verso i gas naturali ha portato a un incremento del 70% del prezzo del gas liquefatto rispetto al periodo 2012-2014. L’aumento della domanda ha proceduto parallelamente a un innalzamento del prezzo del petrolio a livello globale, per poi ricadere successivamente, guidato dalle stesse dinamiche legate al prezzo del greggio crollato a circa 50 dollari al barile. Nonostante l’attuale situazione positiva a livello internazionale per i paesi importatori di idrocarburi dovuta ai bassi prezzi, quella energetica è in cima alle priorità di sicurezza nazionale del Giappone. Il Paese è infatti è divenuto il principale importatore di gas naturali liquefatti al mondo (soprattutto da Australia, Malesia, Qatar e Russia) e il terzo per importazioni di carbone al mondo, dopo India e Cina.

Primo war game congiunto tra Pechino e Mosca nel Mar cinese meridionale →

 

In un’ottica di medio-lungo periodo e con strutturali debolezze nella sicurezza energetica di entrambi i paesi, si capisce come durante una fase di eccesso di offerta di idrocarburi a livello globale e conseguentemente di prezzi al ribasso sul mercato, Cina e Giappone abbiano deciso di investire importanti somme in programmi di ricerca e sviluppo incentrati sull’idrato di metano. Si valuta che l’impegno complessivo del programma nipponico sia stato di circa 700 milioni di dollari mentre Pechino ha utilizzato per l’esperimento di Maggio una fra le più evolute piattaforme a propria disposizione, la Blue Whale 1, del valore complessivo di 700 milioni di dollari e capace di perforare pozzi sino ad oltre 3.500 metri di profondità. Una piattaforma che per le sue caratteristiche è in grado di lavorare in qualsiasi oceano del globo. I risultati di entrambi gli esperimenti, pur essendo di modeste quantità ( con un picco massimo di 35,000 metri cubi di gas estratti in un giorno per l’esperimento cinese ), ha contribuito in maniera significativa allo sviluppo del programma in vista di una produzione di carattere commerciale.

 

La geolocalizzazione dei depositi di idrato di metano sinora scoperti pone già questioni di carattere geoeconomico e geopolitico. A differenza degli attuali depositi di idrocarburi, principalmente concentrati in poche aree del globo (soprattutto in Medio Oriente) l’idrato di metano è disperso in grandi quantità nelle zone polari e artiche sia del continente euroasiatico che di quello americano. Per la sua formazione sono necessarie temperature vicine agli zero gradi ed una pressione circa tre volte superiore a quella presente nell’atmosfera. Il combinato di basse temperature ed alte pressioni è sufficiente a cristallizzare lo stesso composto che si presenta in una forma simile al ghiaccio.

 

Come dimostrato dai recenti esperimenti, depositi sui fondali marini sono altresì utilizzabili per estrarre e produrre gas metano. Il complesso processo con cui i depositi di idrato di metano si formano rende particolarmente interessanti le prospettive di scandagliare le aree in cui placche continentali si scontrano fra loro, generalmente in acque internazionali contese. Ad esempio, la piattaforma Blue Whale 1, protagonista del primo esperimento riuscito da parte della CNPC, ha operato nelle acque del Mar Cinese Meridionale. Se confermata, la presenza di importanti giacimenti nell’area potrebbe innalzare ulteriormente la tensione per il controllo delle acque circostanti fra la Cina e gli altri stati litoranei.

 

Al momento soltanto Pechino ha dimostrato di possedere le tecnologie adatte a perforare il fondale marino, estrarre e processare il gas naturale. Nulla vieta di pensare che sia il governo giapponese che altri attori, attraverso compagnie private o pubbliche, non vogliano in futuro investire insieme ad uno degli stati litoranei (Taiwan, Filippine e Vietnam su tutti) per sviluppare localmente le tecnologie adatte. Nell’ottica dei rapporti tra Pechino e Tokyo, la scoperta di giacimenti di idrato di metano nel Mar Cinese Orientale, ad ora poco probabile, potrebbe riaccendere il contenzioso territoriale sulle isole Diaoyu/Senkaku.

 

Occorre inoltre registrare l’interesse delle autorità indiane a sviluppare una tecnologia adatta all’estrazione e produzione di gas naturale da depositi di idrato di metano. Il governo di Nuova Delhi era già stato partner del progetto di Mallik, a cavallo fra gli anni ’90 e 2000, insieme a Canada, Stati Uniti, Germania e Giappone mentre recentemente una joint venture fra compagnie indiane ed americane ha confermato la presenza di importanti giacimenti nel Golfo del Bengala e nei pressi delle Isole Andamane, lungo le principali rotte commerciali che attraversano l’Oceano Indiano in direzione dei mercati dell’Asia orientale. Infine anche Mosca potrebbe sfruttare la nuova tecnologia cinese per avere accesso ai giacimenti di idrato di metano nel sottosuolo del Circolo Polare Artico e sulla costa del Pacifico. Una cooperazione che potrebbe aggiungersi alle iniziative russo-cinesi per lo sfruttamento di idrocarburi già in atto nel continente Artico.



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