Libia, la partita energetica per l’Italia e il caos del paese. Eni presente dal 1959

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Riparte la partita libica per l’Italia. Il paese è da anni nel caos, nessuna elezione, due governi, influenze esterne che bloccano ogni possibile processo di riconciliazione. E in questo quadro l’Italia riprende l’iniziativa nell’unico quadrante mediterraneo dove è in grado di incidere e dove gli interessi nazionali – questione migranti in cima – sono decisivi. Sul piatto ora c’è l'accordo tra la società statale libica National Oil Corp (Noc) ed Eni per una produzione del valore di 8 miliardi di dollari per produrre circa 850 milioni di piedi cubi al giorno (circa 24 milioni di metri subi) da due giacimenti di gas offshore nel Mar Mediterraneo. Ma l’Eni è presente in Libia dal 1959 ed è il principale produttore internazionale di idrocarburi nel paese: nonostante il caos del fornisce l’80% del gas per il mercato locale. Opera in joint venture con la compagnia statale Noc attraverso la Mellitah Oil & Gas, una joint-venture paritetica Eni-Noc. Nel 2022 la produzione in quota Eni è stata di 165 mila boe/giorno.

Uno dei maggiori centro attività dell’Eni è il complesso di Melliath. Situato a circa 70 km a ovest della città di Tripoli, copre un’area di circa 355 ettari. È costituito da due impianti principali: l'impianto costiero di Wafa, per il trattamento della produzione di olio e condensati dal giacimento onshore di Wafa, e l'impianto NC 41 per il trattamento del gas e dei condensati provenienti dalla piattaforma offshore di Sabratha. Attraverso il gasdotto Greenstream il gas libico, prodotto dai giacimenti di Wafa e Bahr Essalam, operati da Mellitah Oil & Gas, raggiunge l'Italia. Il gasdotto, lungo 520 km, si snoda fra la stazione di compressione di Mellitah ed il terminale di ricevimento del gas di Gela. Con i suoi 520 km è attualmente il gasdotto più lungo esistente nel Mar Mediterraneo, ed in alcuni tratti raggiunge la profondità di 1.127 metri. È detenuto ed operato dalla Greenstream BV (50% Eni, 50% NOC) ed è costituito dalla centrale di compressione di Mellitah sulla costa libica e da una singola linea da 32 pollici, lunga circa 520 chilometri, che attraversa il Mar Mediterraneo fino al terminale di arrivo di Gela. Il sistema Greenstream, originariamente progettato e realizzato (2003-2004) per il solo trasporto verso l'Italia, è stato successivamente potenziato e collegato con la rete dei gasdotti libica: pertanto a partire dal 2015 alimenta anche il mercato domestico libico. La capacità attuale della centrale di Mellitah è pari a circa 11,5 miliardi di metri cubi/anno, contrattualmente dedicata per 6 miliardi di metri cubi annui alla compressione del gas verso l’Italia, e per circa 5,5 miliardi alla compressione del gas per il mercato libico.

La Libia sta invece tentando di riportare nel paese le compagnie petrolifere internazionali per le esplorazioni di gas e petrolio, in particolare offshore, dopo aver revocato la causa di forza maggiore a dicembre che colpiva proprio questo genere di intese. La compagnia petrolifera russa Tatneft ha recentemente ripreso il lavoro upstream nel bacino di Ghadames. Ma Noc spera che anche altri big del settore come BP, Eni, TotalEnergies, ConocoPhillips, OMV e Repsol riprendano il lavoro upstream in Libia.Attualmente, la Libia sta cercando di mantenere la produzione di gas a 1,5 miliardi di piedi cubi/giorno (circa 42 mln di mc), con circa 850-900 milioni di piedi cubi/giorno (25 mln di mc) utilizzati localmente per la produzione di elettricità, 250 milioni di piedi cubi/giorno esportati e il resto consumato principalmente nell'industria. Sul fronte del petrolio, la Libia vuole anche attrarre gli investimenti stranieri per aiutare ad aumentare la produzione di greggio e condensati da 1,255 milioni di barili al giorno a circa 2 milioni di barili al giorno entro tre o cinque anni, ha detto Bengdara Farath, presidente della Noc e già presidente della banca centrale libica ai tempi di Gheddafi. «Il problema è con la stabilità e la capacità di attrarre investimenti stranieri. Non abbiamo le risorse finanziarie per investire in questi settori in grande stile», ha ammesso. «Basti pensare che la perforazione di un pozzo di esplorazione offshore costa tra 150 e 200 milioni di dollari», ha affermato Bengdara.