Come può l'Europa accedere a 22 trilioni di piedi cubi di gas del Mare di Barents?

Una nuova ricerca e analisi di Rystad Energy suggerisce che una riconsiderazione della politica artica dell'Unione Europea potrebbe contribuire a mantenere il gas del Mare di Barents norvegese nel mix di approvvigionamento europeo durante gli anni '30 del 2000, offrendo una fonte vicina e con emissioni relativamente basse, mentre l'Europa diventa sempre più dipendente dal mercato globale del GNL.

La Commissione europea sta attualmente rivedendo la sua politica artica del 2021 e ha avviato una consultazione pubblica che durerà fino al 16 marzo 2026. Poiché i progetti nel Mare di Barents richiedono in genere dai cinque ai dieci anni per passare dalla scoperta alla produzione stabile, i segnali politici emessi oggi dall'UE determineranno se volumi aggiuntivi dalle aree norvegesi attualmente aperte saranno disponibili entro la metà degli anni '30, oppure se l'Europa dipenderà maggiormente dal GNL importato nel prossimo decennio.

Una politica più mirata senza compromettere gli obiettivi climatici

L'analisi di Rystad suggerisce che l'UE potrebbe consentire una maggiore produzione nel Mare di Barents definendo confini geografici e operativi più chiari, senza necessariamente indebolire le sue politiche climatiche. Questo obiettivo potrebbe essere raggiunto definendo l'"Artico" in modo più preciso e collegando qualsiasi attività a rigorose misure di salvaguardia ambientale e in materia di emissioni.

Un simile approccio consentirebbe di distinguere tra le aree norvegesi già aperte all'esplorazione e le zone più sensibili dal punto di vista ambientale. Tuttavia, è probabile che la proposta rimanga controversa tra i gruppi ambientalisti e non cambierebbe radicalmente il dibattito più ampio sulle trivellazioni di petrolio e gas nell'Artico, sebbene potrebbe influenzare il modo in cui acquirenti e decisori politici valutano le fonti di approvvigionamento durante gli anni '30 del XXI secolo.

Secondo lo scenario base di Rystad per l'UE-27 più il Regno Unito, si prevede che la Norvegia continuerà a fornire circa il 20%-30% della domanda di gas europea fino al 2050, mentre si prevede che la dipendenza dell'Europa dal GNL aumenterà dal 30% al 50%, aumentando l'esposizione alla volatilità del mercato globale.

Dimensioni delle risorse e sfide di sviluppo

La Direzione norvegese per l'offshore stima che le aree attualmente aperte all'esplorazione nel Mare di Barents contengano circa 3,5 miliardi di barili di petrolio equivalente in risorse di gas naturale, pari a circa 22 trilioni di piedi cubi.

Rystad prevede che i progetti approvati prima del 2030 contribuiranno a circa 2,25 miliardi di barili di petrolio equivalente nella produzione cumulativa fino al 2050. Una produzione aggiuntiva richiederebbe nuove scoperte, uno sviluppo coordinato di più giacimenti e, soprattutto, infrastrutture di esportazione sufficienti.

Le infrastrutture come vincolo chiave

Le infrastrutture rimangono una delle maggiori sfide per l'espansione a lungo termine. Uno studio condotto da Gassco e dalla Direzione Petrolifera Norvegese ha rilevato che una maggiore capacità di esportazione dal Mare di Barents potrebbe essere commercialmente sostenibile se si dimostrassero volumi di produzione sufficienti.

Attualmente, il terminale di esportazione di GNL di Hammerfest è lo sbocco principale, ma è in gran parte legato al giacimento di Snøhvit, il che limita la flessibilità per una produzione aggiuntiva. Un gasdotto che colleghi a sud la rete del Mare di Norvegia è una potenziale opzione, ma richiederebbe ingenti volumi di produzione e tempi di progetto coordinati per giustificarne il finanziamento.

Emissioni e standard ambientali

Le emissioni rappresentano una questione centrale nell'attuale revisione delle politiche, poiché incidono direttamente sul modo in cui gli acquirenti confrontano le future fonti di approvvigionamento del gas.

La produzione norvegese è riconosciuta a livello mondiale per le sue emissioni relativamente basse, e il gasdotto norvegese è considerato un'opzione a basse emissioni per l'Europa. Nel progetto Snøhvit, l'anidride carbonica viene catturata e reiniettata offshore, mentre si prevede che l'elettrificazione pianificata degli impianti Snøhvit-Hammerfest ridurrà ulteriormente l'impronta di carbonio del progetto.

I critici ambientalisti sostengono che una minore intensità di emissioni non cambia il fatto che la combustione di gas immette comunque anidride carbonica nell'atmosfera. Tuttavia, l'intensità di metano e le emissioni del ciclo di vita vengono sempre più utilizzate negli appalti e nei quadri normativi per differenziare le fonti energetiche.

Un approccio gestito piuttosto che un'apertura completa

Il rapporto sostiene che aprire completamente l'Artico all'esplorazione non è realistico. Al contrario, un quadro normativo rigoroso potrebbe consentire lo sviluppo continuo nelle aree norvegesi già aperte, escludendo al contempo le regioni sensibili dal punto di vista ambientale.

Qualsiasi approvazione potrebbe essere legata a criteri misurabili quali:

Limitare le emissioni di metano e anidride carbonica

Fine della combustione di gas di routine

Elettrificare le strutture ove possibile

Verifica indipendente e rendicontazione ambientale trasparente

Ulteriori misure di salvaguardia possono includere la protezione degli ecosistemi sensibili, restrizioni stagionali sulle operazioni e consultazioni con le comunità Sami, le popolazioni costiere e l'industria della pesca.

Sicurezza energetica e cambiamenti del mercato

Anche la sicurezza della domanda è un fattore chiave, poiché le revisioni periodiche delle politiche potrebbero ridurre i rischi di attività bloccate se il consumo di gas dovesse diminuire più rapidamente del previsto.

In definitiva, è probabile che l'Europa confronterà fonti di gas marginali anziché aggiungere nuovi volumi massicci, utilizzando parametri relativi alle emissioni e al ciclo di vita per selezionare le rimanenti forniture a basso impatto: un cambiamento che potrebbe contribuire a orientare la domanda verso fonti energetiche a minore intensità di carbonio durante la transizione energetica.