Una colossale fabbrica galleggiante di gas naturale ormeggiata in acque poco profonde al largo delle coste della Repubblica del Congo ha iniziato a rifornire l'Europa la scorsa settimana, portando verso il mainstream una tecnologia che un tempo era messa da parte a causa dei costi.
La Nguya, gestita dalla compagnia energetica italiana Eni, è più lunga della più grande portaerei americana e fa impallidire la petroliera da 300 metri che si è fermata per caricare il suo primo carico.
Dal suo scafo arancione brillante si erge una fitta foresta di tubi, torri, turbine e unità di raffreddamento in grado di trattare milioni di tonnellate di gas naturale all'anno dai giacimenti offshore sottostanti. La Nguya raffredda il carburante fino a -162°C, trasformandolo in liquido e condensandone drasticamente il volume, consentendone il trasporto economico in Spagna e Italia.
Per decenni, tale alchimia industriale ha avuto luogo in gran parte sulla terraferma, presso vasti terminali di gas naturale liquefatto in paesi produttori come Stati Uniti, Qatar e Australia. Ma le compagnie petrolifere sognano da tempo di trasferire questa capacità verso il mare, costruendo impianti GNL galleggianti in grado di sfruttare giacimenti oltre la portata degli oleodotti in mezzo all’oceano.
I primi tentativi furono deludenti. La nave Prelude da 12 miliardi di dollari della Shell in Australia è stata colpita da costi elevati e difficoltà operative, rafforzando lo scetticismo del settore sulla fattibilità commerciale del GNL galleggiante, o FLNG.
Ma i sostenitori ora sostengono che sia la tecnologia che l’economia hanno voltato pagina.
“Mi piace provare una nuova strada [of doing things] e di potenziare la tecnologia”, ha affermato l’amministratore delegato di Eni Claudio Descalzi in un’intervista nel porto congolese di Pointe Noire.
Eni ritiene che gli impianti galleggianti offrano velocità, sicurezza e vantaggi in termini di costi, in particolare nelle regioni in cui costruire onshore è logisticamente complicato o politicamente rischioso.
“Prima era più semplice sviluppare il GNL onshore, ma ora non è facile. È diventato molto difficile. Guarda cosa sta succedendo in Mozambico”, ha detto, riferendosi a un progetto onshore da 20 miliardi di dollari di TotalEnergies che è stato ritardato di cinque anni a causa di un attacco terroristico mortale nel 2021.
Al contrario, la nave Coral South di Eni, che si trova a poche decine di miglia al largo dal luogo dell’assalto, opera ininterrottamente dal 2022. “La sicurezza è aumentata ed è davvero segregata in mare aperto”, ha detto Descalzi. “In ogni caso, è un processo più pulito”.
La Nguya è stata costruita dalla cinese Wison e consegnata in meno di tre anni. I suoi giganteschi serbatoi di stoccaggio di progettazione giapponese sono stati fabbricati separatamente e calati nello scafo, un approccio che, secondo Eni, ha accelerato i tempi. Costruire un impianto convenzionale nella Repubblica del Congo, un Paese senza esperienza nel GNL, avrebbe richiesto più tempo e sarebbe costato di più, ha affermato Descalzi.
Ha stimato che la fattura per gli impianti GNL galleggianti è scesa fino al 40% negli ultimi anni, al di sotto di 1 miliardo di dollari per ogni milione di tonnellate di capacità annua, il che implica un prezzo inferiore a 2,5 miliardi di dollari per il Nguya.
Il costo totale del progetto sarà probabilmente molto più elevato, dal momento che Eni ha dovuto anche convertire una piattaforma galleggiante esistente, Scarabeo 5, in una nave di pretrattamento per separare il gas naturale emergente dai pozzi sottomarini dal petrolio e da altri liquidi.
Descalzi ha respinto le preoccupazioni secondo cui gli impianti GNL galleggianti non possono eguagliare le dimensioni degli impianti onshore, sottolineando l’imminente progetto Vaca Muerta in Argentina. Lì prevede di schierare una flotta di navi che saranno ciascuna più del doppio della dimensione della Nguya e che alla fine saranno in grado di produrre 18 milioni di tonnellate di GNL all’anno, paragonabili ad alcuni grandi terminali di esportazione statunitensi.
Le major petrolifere come Shell sono state le prime pioniere del GNL galleggiante, ma il business sta attirando anche nuovi operatori come Golar, quotata negli Stati Uniti, che converte vecchie petroliere in unità GNL galleggianti e le affitta a produttori che non vogliono impegnarsi in un enorme investimento iniziale.
Una delle navi di Golar, Gimi, si trova al largo tra la Mauritania e il Senegal con un contratto di locazione di 20 anni con la BP. Le azioni quotate negli Stati Uniti della società sono quasi triplicate negli ultimi cinque anni.
Kyle Haberberger, uno specialista di GNL galleggiante presso Black & Veatch, che ha fornito le unità di liquefazione della Gimi, ha affermato che i primi successi di Golar hanno cambiato la percezione del settore.
“Dopo il primo che abbiamo fatto con loro, intorno al 2018… ha dimostrato che si tratta di un progetto gestibile”, ha detto al FT l'anno scorso.
L’Africa è diventata un focus particolare, combinando abbondanti risorse offshore con sfide alla sicurezza a terra.
“A memoria di recente ci sono alcuni problemi di sicurezza a terra, ma ci sono anche molte attività offshore, dove c’è gas che deve essere commercializzato”, ha affermato Fraser Carson, analista di GNL presso la società di consulenza Wood Mackenzie. Anche l’America Latina, tra cui Guyana e Suriname, e parti dell’Asia-Pacifico sono mercati emergenti.
Il GNL galleggiante può essere particolarmente interessante per i giacimenti con vite di produzione relativamente brevi. “Forse avete riserve che dureranno solo 10 o 15 anni, quindi questo non giustifica la spesa per l'onshore”, ha detto Carson. “Ma se hai un accordo con Golar, può essere schierato per quel periodo e poi andare avanti”.
I cantieri navali si stanno inoltre muovendo verso progetti più standardizzati per ridurre ulteriormente i costi, ha aggiunto, affermando che “si tratta di qualcosa che non è del tutto plug and play, ma non è lontano”.
Una complicazione è che la produzione di gas, petrolio e liquidi varia da campo a campo, influenzando la quantità di trattamento necessaria prima della liquefazione.
Le major rimangono cautamente favorevoli. “Le tecnologie galleggianti sono state davvero utili per espandere il business del GNL”, ha detto l’anno scorso al FT Peter Clarke, responsabile del GNL presso ExxonMobil.
Ma ha notato dei vincoli: le profondità oceaniche, le correnti e le condizioni meteorologiche possono limitare i progetti, così come la quantità fisica di attrezzature che possono essere impilate sullo scafo di una nave. Inoltre, gli impianti galleggianti, tipicamente alimentati da turbine a gas, non dispongono degli azionamenti elettrici all’avanguardia ora utilizzati in alcuni terminali onshore, il che li rende meno rispettosi dell’ambiente.
Clay Neff, responsabile delle attività upstream globali di Chevron, ha affermato che la tecnologia “continua ad evolversi e maturare” e potrebbe rivelarsi decisiva laddove “la flessibilità, l'impronta e la velocità di immissione sul mercato contano”.
Nel frattempo, Descalzi ritiene che la determinazione di Eni a diventare leader nel settore tecnologico abbia già dato i suoi frutti.
“Quando l’Argentina ha deciso di sviluppare il proprio gas nelle acque poco profonde al largo, ci ha chiamato perché siamo esperti in questo campo”, ha detto. “Quindi è un grande vantaggio.”