La Norvegia ha avviato la produzione dalla seconda fase dello sviluppo Troll Phase 3, anticipando 55 miliardi di metri cubi di gas naturale dal giacimento Troll West e contribuendo a sostenere le elevate consegne verso l’Europa da uno dei principali asset energetici del continente.

La produzione è iniziata il 22 agosto, con diversi mesi di anticipo rispetto al programma e a un costo di decine di milioni di dollari inferiore alla stima iniziale di circa 1,2 miliardi di dollari, secondo Equinor.

Il progetto non aumenta le risorse recuperabili del campo Troll. Porta invece in avanti riserve di gas già esistenti, sostenendo la produzione attraverso Troll A e l’impianto di trattamento Kollsnes mentre cala l’output di altri campi norvegesi maturi.

Questa distinzione è importante: l’Europa non sta ricevendo una nuova fonte di gas. La Norvegia sta migliorando la tempistica e l’affidabilità dell’offerta da una fonte già esistente.

I 55 miliardi di metri cubi coperti dal progetto equivalgono a quasi due anni della domanda francese di gas. Secondo la Norwegian Offshore Directorate, lo sviluppo potrebbe anticipare fino a 7 miliardi di metri cubi in un solo anno, pari a circa il 6% delle recenti esportazioni annue di gas della Norvegia.

"Troll è la spina dorsale delle esportazioni norvegesi di gas verso l’Europa", ha dichiarato Lill Harriet Brusdal, vicepresidente di Equinor per Troll e Kvitebjørn. "Questo progetto accelera la produzione dal giacimento, contribuendo a mantenere il livello attuale delle esportazioni di gas da Troll e Kollsnes il più a lungo possibile."

Una piattaforma di 30 anni che continua a rifornire l’Europa

Troll A ha iniziato la produzione nel 1996 e rimane uno dei pilastri del sistema europeo del gas. Il campo Troll contiene circa il 40% delle riserve di gas rimanenti sulla Norwegian Continental Shelf e da solo fornisce gas equivalente a circa il 10% del consumo europeo.

La piattaforma invia gas tramite gasdotti a Kollsnes, sulla costa occidentale della Norvegia, dove viene trattato prima di entrare nella rete europea dei gasdotti.

La sua continua importanza riflette la trasformazione del mercato europeo del gas dopo l’invasione russa dell’Ucraina. La Norvegia ha sostituito la Russia come principale fornitore europeo di gas via gasdotto, il che significa che le prestazioni operative di pochi grandi campi norvegesi e impianti di trattamento hanno ora un impatto più diretto sulla sicurezza energetica europea.

Troll è particolarmente rilevante per la sua scala, le basse emissioni di produzione e l’accesso a infrastrutture già consolidate. Sia Troll A sia Kollsnes sono alimentati da terra, conferendo al campo un’intensità di emissioni operative significativamente inferiore rispetto a molte altre fonti di gas concorrenti.

L’avvio arriva anche un giorno dopo che Equinor ha firmato un accordo di 15 anni per fornire a Uniper, in Germania, più di 30 terawattora, ovvero circa 2,8 miliardi di metri cubi, di gas all’anno a partire dal 2027.

La tempistica evidenzia il legame tra gli investimenti norvegesi a monte e la crescente domanda europea di certezza dell’approvvigionamento nel lungo periodo. I contratti che si estendono fino al 2040 richiedono più del gas presente nel sottosuolo. Dipendono dalla disponibilità di pozzi, compressione, capacità di trattamento e gasdotti man mano che i campi maturano.

Le infrastrutture esistenti guidano l’economia del progetto

Troll Phase 3 Stage 2 comprende due template sottomarini, otto pozzi produttivi e un gasdotto lungo 28 chilometri collegato a Troll A.

Il progetto riutilizza impianti e progetti standardizzati della prima fase di Troll Phase 3, entrata in produzione nel 2021. Ciò ha permesso di passare dalla decisione di investimento al primo gas in poco più di due anni.

La campagna di perforazione degli otto pozzi è stata completata in cinque mesi e mezzo, con un anticipo del 25% rispetto al programma. Equinor ha attribuito l’avvio anticipato e i costi inferiori a operazioni di perforazione e marine efficienti.

Questo è sempre più il modello di sviluppo sulla Norwegian Continental Shelf: utilizzare piattaforme, gasdotti e impianti di trattamento esistenti per portare rapidamente in produzione ulteriori risorse a un costo inferiore.

La strategia migliora l’economia dei progetti, ma mette anche in evidenza una dipendenza strutturale crescente. Con la maturazione dei campi norvegesi, mantenere la produzione dipende sempre più dall’invio di volumi maggiori attraverso infrastrutture costruite decenni fa.

All’inizio di quest’anno, i partner di Troll hanno approvato il prossimo sviluppo, Troll West Increased Gas Recovery North, o TWIN. Il progetto, dal valore di circa 400 milioni di dollari, dovrebbe aggiungere tra 2 milioni e 2,5 milioni di metri cubi di gas al giorno nei primi otto anni, con avvio della produzione previsto nel 2028.

Nel complesso, i progetti mostrano che Troll non si sta avvicinando alla fine della sua vita commerciale. La sua ampia base di risorse e l’infrastruttura esistente possono sostenere le consegne di gas all’Europa per decenni.

La Norvegia sta guadagnando tempo

Per l’Europa, l’avvio è chiaramente positivo. Aiuta a preservare l’offerta via gasdotto da un produttore politicamente stabile in un momento in cui il continente resta esposto alla volatilità dei mercati globali del GNL.

Ma il progetto non va confuso con un’inversione della sfida produttiva di lungo periodo della Norvegia.

Troll Phase 3 Stage 2 modifica il momento dell’offerta, non la dimensione della base di risorse. Anticipare più gas protegge l’attuale capacità di esportazione della Norvegia, ma significa anche che una parte della produzione di domani viene immessa sul mercato oggi.

Mantenere gli attuali livelli di export richiederà quindi nuovi progetti e nuove scoperte per fornire volumi sostitutivi in seguito. Finora, la maggior parte delle scoperte recenti sulla Norwegian Continental Shelf è stata troppo piccola per sostenere sviluppi autonomi, mentre la produzione continua a crescere più rapidamente delle risorse.

Troll può restare per anni una pietra angolare della sicurezza energetica europea. Tuttavia, la produzione accelerata è in ultima analisi un ponte, non un sostituto di nuova offerta. Senza volumi sostitutivi sufficienti, sostenere l’attuale plateau delle esportazioni accelerando la produzione esistente potrebbe portare in seguito a un calo più marcato.

Di Jan-Thore Bergsagel per Oilprice.com

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