La compagnia statale mozambicana ENH sta cercando investitori per un progetto da circa 250 milioni di dollari destinato a portare più gas naturale nel mercato interno. Il piano comprende un’unità galleggiante di stoccaggio e rigassificazione e un gasdotto di circa 140 chilometri tra l’area costiera e i principali centri di domanda.
Secondo le informazioni presentate dalla società, l’infrastruttura potrebbe entrare in funzione tra il 2030 e il 2031. Il calendario è indicativo: prima servono studi tecnici, autorizzazioni ambientali, accordi di fornitura e finanziamento. Nei grandi progetti energetici, la decisione finale di investimento è il passaggio che trasforma una proposta in cantiere.
L’unità galleggiante riceverebbe gas naturale liquefatto, lo immagazzinerebbe e lo riporterebbe allo stato gassoso. Questa soluzione può essere più rapida di un terminale costruito interamente a terra, ma richiede un porto adeguato, collegamenti affidabili e contratti di lungo periodo. ENH valuta Beira e Inhassoro come punti della rete descritta.
Il progetto prevede che circa il 25% del gas sia destinato al mercato domestico. L’obiettivo è alimentare industria, produzione elettrica e attività commerciali, riducendo l’uso di combustibili più costosi. La quota indicata dovrà però essere tradotta in volumi, prezzi e regole di accesso per capire chi beneficerà realmente dell’infrastruttura.
Il Mozambico possiede grandi risorse di gas, soprattutto nel nord, ma trasformarle in vantaggi diffusi è complesso. I progetti di esportazione hanno dimensioni miliardarie, mentre reti e consumi interni restano più limitati. Collegare riserve, impianti e città richiede investimenti che non sempre trovano subito una domanda sufficiente.
Per gli investitori i rischi comprendono costo del capitale, stabilità normativa e capacità degli acquirenti locali di sottoscrivere contratti affidabili. Anche sicurezza e continuità operativa contano, soprattutto dopo le violenze che hanno colpito Cabo Delgado. Il progetto descritto da ENH dovrà dimostrare di poter funzionare senza dipendere da scenari troppo ottimistici.
Dal lato pubblico, la sfida è evitare che garanzie e debito ricadano interamente sul bilancio statale. Una struttura finanziaria trasparente dovrebbe chiarire quote di capitale, responsabilità e ripartizione dei ricavi. Sarà importante anche pubblicare gli studi ambientali, perché terminali e gasdotti interessano coste, comunità e aree agricole.
Se realizzato, il sistema potrebbe aumentare la flessibilità energetica del Paese e sostenere nuovi usi industriali. Non elimina però la necessità di reti elettriche, formazione e tariffe accessibili. Il gas disponibile in un terminale produce sviluppo solo quando può raggiungere imprese e famiglie a condizioni sostenibili.
La ricerca di investitori è dunque l’inizio, non la conclusione del progetto. I prossimi segnali da osservare sono l’ingresso di partner, gli accordi di acquisto e la decisione finale di investimento. Solo questi elementi permetteranno di verificare se l’obiettivo 2030-2031 resta realistico e se la quota domestica del 25% sarà effettivamente garantita.
La scelta tra gas prodotto nel Paese e gas importato in forma liquefatta dovrà essere spiegata. Un terminale galleggiante offre flessibilità, ma il combustibile acquistato sul mercato internazionale può essere esposto a prezzi elevati. Collegare invece giacimenti nazionali richiede infrastrutture dedicate e accordi con i concessionari.
ENH dovrà mostrare come le due fonti si integrano e quale prezzo può sostenere l’industria locale. Sarà rilevante anche il rischio climatico: porti e condotte costiere devono resistere a cicloni e inondazioni. Progettazione, assicurazione e piani di emergenza incidono sul costo iniziale, ma riducono interruzioni future. Una valutazione completa dovrà includere queste spese e non soltanto i 250 milioni annunciati.