Secondo quanto riportato da MarketScreener (rilancio Reuters), una joint venture composta da Energean, ExxonMobil e Helleniq Energy ha notificato alla Grecia l’intenzione di passare alla seconda fase di esplorazione nel Blocco 2 nel Mar Ionio. L’elemento che rende l’annuncio particolarmente rilevante è l’inclusione della prima perforazione esplorativa offshore nel Paese “da 40 anni”, citata dalla Hellenic Hydrocarbons and Energy Resources Management Company (HEREMA), società statale responsabile della gestione delle risorse.

In un momento in cui l’Europa continua a inseguire stabilità di approvvigionamento e resilienza, questa notizia va letta come un segnale industriale e geopolitico: la Grecia mira a rafforzare il proprio ruolo energetico e la presenza di un player come ExxonMobil sottolinea una traiettoria di lungo periodo. La valutazione più concreta, tuttavia, riguarda la dimensione operativa: una fase esplorativa avanzata cambia priorità tecniche, contrattuali e impiantistiche lungo tutta la catena del valore del gas.

Che cosa implica “seconda fase” in un progetto di esplorazione

Nel lessico dei progetti upstream, il passaggio alla seconda fase non è un dettaglio formale: in genere significa che i dati raccolti (studi geologici, geofisica, interpretazioni, valutazioni preliminari) sono considerati sufficienti per giustificare attività più impegnative in termini di costo, rischio e pianificazione. Nel caso del Blocco 2, la seconda fase include esplicitamente la perforazione esplorativa, ossia il momento in cui l’ipotesi geologica viene sottoposta al test più “materiale” possibile: il pozzo.

È opportuno sottolineare un punto: l’esplorazione non equivale a sviluppo. Anche con un esito tecnico positivo, restano passaggi decisivi (valutazioni economiche, piani di sviluppo, autorizzazioni, connessioni infrastrutturali). Tuttavia, l’avvio del drilling rappresenta spesso lo spartiacque tra “potenziale” e “percorso industriale credibile”.

Implicazioni per la filiera gas: dal pozzo al mercato

La notizia è anche un promemoria su quanto sia interconnessa la filiera del gas: dalla scelta del sito e dalla logistica offshore, fino ai requisiti di trattamento e misura che emergeranno se la scoperta verrà ritenuta commercialmente sfruttabile. Nel caso della Grecia occidentale, Reuters aveva già inquadrato il progetto come un tassello della strategia di rafforzamento della presenza statunitense nel Mediterraneo e della diversificazione europea, evidenziando anche elementi operativi come quote e timeline indicative.

In particolare, Reuters (novembre 2025) aveva riportato che ExxonMobil avrebbe una quota del 60%, con Energean al 30% e Helleniq al 10%, e che la prima perforazione esplorativa era attesa tra fine 2026 e inizio 2027, con un investimento stimato tra 50 e 100 milioni di dollari e una possibile entrata in produzione “nei primi anni 2030” in caso di successo.

Da un punto di vista industriale, queste informazioni orientano una considerazione chiave: quando la finestra temporale è relativamente ravvicinata, la differenza tra progetto “gestibile” e progetto “fragile” spesso dipende dalla capacità di standardizzare scelte tecniche, ridurre varianti e mettere in sicurezza la supply chain.

Dalla scoperta allo sviluppo: quali scelte impiantistiche diventano decisive

Se un progetto gas offshore si sposta dall’esplorazione allo sviluppo, emergono rapidamente tre famiglie di decisioni:

1. Trattamento del gas e qualità: composizione del fluido, impurità, eventuale presenza di liquidi, requisiti di filtrazione e separazione. Qui diventano centrali soluzioni come sistemi di filtrazione e separazione
2. Misura e regolazione: per qualunque scenario di immissione in rete o trasferimento verso infrastrutture di trasporto, la misura e la riduzione/controllo di pressione sono asset critici per affidabilità, conformità e gestione commerciale. Un riferimento naturale è l’architettura delle stazioni di riduzione e misura
3. Modularità e tempi: la velocità di esecuzione dipende dalla capacità di industrializzare ciò che può essere industrializzato. In questo ambito, i packages modulari riducono incertezza, semplificano integrazione e accelerano attività di commissioning.

È ragionevole ritenere che, nel Mediterraneo, dove vincoli ambientali e complessità logistiche aumentano i costi indiretti, l’ottimizzazione della fase di ingegneria e approvvigionamento diventi un vantaggio competitivo sostanziale, non un mero esercizio di efficientamento.

Il ruolo dei sistemi modulari: velocità, standardizzazione, riduzione del rischio

I sistemi modulari integrati hanno un valore specifico nei progetti gas perché permettono di “chiudere” porzioni di impianto in configurazioni testabili e qualificabili prima della consegna. Dal punto di vista metodologico, ciò significa maggiore prevedibilità di tempi, qualità e performance, soprattutto quando i siti finali presentano vincoli stringenti e l’accesso è costoso.

In termini di strategia di progetto, la modularità consente anche un percorso progressivo: partire con configurazioni dimensionate per fasi iniziali (ad esempio early production o asset readiness) e scalare successivamente. È un’impostazione che, nella pratica, limita il rischio di sovradimensionamento e protegge il capitale in una fase dove l’incertezza geologica e commerciale non è completamente risolta.

Punti operativi che tendono a generare valore (sintesi):

• riduzione dei tempi di installazione e minimizzazione delle attività on-site;
• maggiore controllo su qualità e testing in fabbrica;
• integrazione più ordinata tra skid e sistemi del cliente;
• diminuzione dei rischi di interfaccia in commissioning e avviamento.

Come Forain può supportare l’evoluzione di progetti gas offshore

Forain opera nella progettazione e realizzazione di soluzioni per il trattamento, la misurazione e il riscaldamento del gas, con competenze consolidate su filtrazione, separazione, condizionamento, stazioni di riduzione e misura e packages modulari. Nel caso di iniziative esplorative che evolvono verso scenari di sviluppo, il contributo tecnico si concentra tipicamente su:

• progettazione di soluzioni modulari integrabili nei piani di sviluppo;
• definizione di architetture affidabili per misura e regolazione;
• gestione ingegneristica orientata a ridurre varianti e tempi di fornitura;
• adozione di standard qualitativi coerenti con un settore ad alta criticità (approfondimento interno: /certificazioni-iso-9001-14001-45001/).

In una valutazione industriale, la capacità di consegnare “chiavi in mano” e di controllare l’intero ciclo, dalla progettazione alla costruzione qualificata, rappresenta un fattore abilitante quando un progetto passa da fase esplorativa a fase esecutiva: i tempi si comprimono e la tolleranza agli imprevisti diminuisce.

Rischi e punti di attenzione: tempi, supply chain, autorizzazioni

Pur con una direzione chiara, restano variabili che possono influenzare la traiettoria del progetto nel Blocco 2:

• Autorizzazioni e accettabilità: i progetti offshore nel Mediterraneo sono spesso sottoposti a iter complessi e a scrutinio pubblico.
• Supply chain e disponibilità attrezzature: finestre operative e capacità cantieristiche possono cambiare rapidamente.
• Qualità dei dati e decisioni di investimento: un risultato di perforazione può richiedere appraisal, revisioni e scenari alternativi.

È una situazione in cui la disciplina di progetto—governance delle interfacce, standardizzazione impiantistica, tracciabilità documentale—diventa spesso la vera differenza tra avanzamento fluido e accumulo di ritardi.