Questa decisione si allinea ad un processo iniziato non molto tempo fa: con l’entrata in vigore della legge 11 febbraio 2019, che converte il DL del 14 dicembre 2018, sono stati avviati i lavori per la predisposizione del piano per la transizione energetica sostenibile delle aree idonee allo svolgimento delle attività di prospezione, ricerca e coltivazione di idrocarburi, che dovevano essere definiti e approvati entro 18 mesi.
La normativa prevede che fino all’adozione del piano i procedimenti amministrativi per il conferimento di nuovi permessi di prospezione e di ricerca di idrocarburi sono sospesi, così come sono sospesi i permessi già in essere, sia per aree in terraferma che in mare, con conseguente interruzione delle relative attività. La sospensione non riguarda le istanze di concessione di coltivazione già presentate né le attività di coltivazione in essere.
Oggi invece, dalle parole del presidente Conte, è sembrato che il governo abbia intenzione di dare la stretta finale sullo sfruttamento degli idrocarburi italiani, mettendo la parola “fine” alla loro estrazione. È davvero una scelta saggia? È vero che abbiamo poco petrolio e di cattiva qualità come si sente dire da sedicenti esperti? Cerchiamo di capire le possibili conseguenze di questa scelta proprio cominciando a rispondere a queste semplicidomande.
Idrocarburi made in Italy: terzi in Europa
La produzione e le riserve accertate di idrocarburi nell’anno 2010 ammontavano rispettivamente a 5,1 milioni di Tep (tonnellate equivalenti di petrolio) e 187,4 milioni di Tep. Le nostre riserve complessive ci pongono al terzo posto in europa dietro a due “colossi” come Norvegia e Regno Unito. Per quanto riguarda il gas naturale i numeri sono abbastanza importanti, soprattutto nell’ottica di una risorsa da sfruttare per effettuare la cosiddetta transazione verso le energie rinnovabili: sempre nello stesso anno abbiamo prodotto 6,3 milioni di Tep da 82,4 milioni di Tep di riserve. Secondo i dati di Assomineraria questa produzione, di olio e gas, ha contribuito rispettivamente nel 2011 al 7,4 e al 10,7% del fabbisogno energetico italiano complessivo.
Le riserve di idrocarburi vengono conteggiate in base alla conoscenza geologica dei giacimenti, pertanto esistono riserve certe (quelle che potranno essere commercialmente sfruttata con una probabilità stimata del 90%), riserve probabili (con una probabilità stimata maggiore del 50%) e riserve possibili (con una probabilità minore del 50%).
- certe 44.684 milioni di Smc (metri cubi standard)
- probabili 55.762 milioni di Smc
- possibili 23.674 milioni di Smc
Petrolio:
- certe 78,244 milioni di tonnellate
- probabili 86,422 milioni di tonnellate
- possibili 53,099 milioni di tonnellate
La produzione nello stesso anno di riferimento era pari a 5657 milioni di Smc di gas e 4 milioni 138mila tonnellate di greggio. Per quanto riguarda le riserve certe il 60% del totale nazionale di gas è ubicato a terra, mentre le riserve di olio ricadono per il 92% in terraferma, per la maggior parte in Basilicata.
Abbiamo quindi una quantità di idrocarburi non indifferente che se sfruttata nel modo giusto potrebbe alleggerire la bilancia energetica dal peso delle importazioni, che è sempre stata la voce più importante (e costosa) per l’economia italiana.
I nostri idrocarburi non sono nemmeno di pessima qualità come chi, animato da intenti “verdi” molto poco onesti intellettualmente parlando, vorrebbe far credere. Il gas naturale è al 99,54% composti da metano facendone il più puro del mondo. Per quanto riguarda il petrolio, spesso ingiustamente accusato di essere pesante al punto di venir definito “catrame”, occorre conoscere la gradazione Api che ne indica la purezza.
La scala Api distingue gli olii in 3 categorie: leggeri con un grado maggiore del 31,1, intermedi, compresi tra 22,3 e 31,1 e pesanti tra il 10 e il 22,3 (al di sotto del grado 10 si parla di bitumi). Più basso è il grado più il petrolio è “sporco” ed occorre un processo di raffinazione più complesso. I petroli italiani, fatto salvo qualche eccezione, sono nel complesso tutti leggeri: nel bacino del Po, storicamente la culla del petrolio made in Italy, hanno tutti una gradazione che supera i 36° Api (eccezion fatta per il campo di Cavone in cui sono medio bassi con 20-23°A); Oli leggeri ci sono anche in Sicilia e negli Appennini meridionali, quelli di gradazione medio/leggera si possono trovare negli Appennini centrali, nell’Adriatico meridionale e nel campo siciliano di Mila. La maggior parte degli olii pesanti è confinata in qualche campo dell’Adriatico centrale (Rospo) e in un paio in Sicilia (Ragusa, Gela) senza dimenticare gli Appennini meridionali (Tempa Rossa e Costa Molina). Per il greggio italiano è stato però sperimentalmente osservato che, la presenza di olio pesante avviene sempre in concomitanza con olii leggeri.
La qualità del greggio italiano è quindi per la maggior parte medio/alta, come riporta anche il World Oil and Gas Review del 2013.
Un’importante risorsa economica anche per la “green energy”
L’industria petrolifera, nel suo complesso, frutta – ma sarebbe meglio dire fruttava – circa cinque miliardi di euro l’anno incamerati direttamente dalle casse dello Stato e buona parte di questi soldi è utilizzata per i 12 miliardi di finanziamenti che vengono erogati per gli incentivi sulle energie rinnovabili.
Questo ritorno economico non dipende solo dalle royalties, che sono l’extra che le compagnie petrolifere pagano oltre alle tasse, ma da tutta una serie di imposte statali e regionali. Esse sono quantificabili in un 27,5% di Ires (l’imposta sui redditi delle società), un 3,9% di Irap (calcolato come media nazionale) e altre aliquote fisse per gas (7%) e petrolio (4%) che si sommano ad un 3% in caso di produzione offshore, cioè in mare.
Il settore più interessante per la transazione verso le rinnovabili, se vogliamo escludere quel piccolo el dorado di petrolio che abbiamo nel nostro sottosuolo, è quello del gas: noi produciamo il 12% del nostro consumo annuale di gas (otto miliardi di metri cubi su 68) con una produzione localizzata per il 75% offshore a fronte della localizzazione a terra della maggior parte delle riserve certe. Questo significa che, potenzialmente, esiste ancora molto margine per l’attività di R&D nel campo del gas naturale, ma che si è deciso, un po’ in sordina, di rinunciarvi.
Una strategia energetica che ci renderà più dipendenti
Dal punto di vista strettamente politico risulta singolare che il Pd sostenga una visione strategica di questo tipo: non molti anni fa, nel 2016, il Partito Democratico aveva dato il via ad una dura lotta contro il referendum “blocca trivelle” che voleva impedire l’estensione delle concessioni a chi operava entro le 12 miglia nautiche. Referendum poi fortunatamente decaduto.
Lo stesso Renzi, quando era al governo, aveva sostenuto che era impossibile andare a parlare di energia e ambiente in Europa se nel frattempo non si fosse sfruttata l’energia e l’ambiente italiani e che “potrei raddoppiare la percentuale del petrolio e del gas in Italia e dare lavoro a 40mila persone e non lo si fa per paura delle reazioni di tre, quattro comitatini”, ma evidentemente, per opportunismo politico dato dall’alleanza coi 5 Stelle in cui l’anima “verde” è molto attiva e particolarmente sentita, si è deciso di soprassedere e dar retta proprio a quei “comitatini” continuando lungo la strada della “depetrolizzazione” del Paese.
Però questa scelta strategica ha un costo rappresentato non solo dall’aumento della nostra spesa per le importazioni, ma anche da una dipendenza politica verso quei Paesi che ci vendono queste preziose risorse.
Parlando proprio di gas, se la Russia la fa ancora da padrone, è pur vero che negli ultimi 5 anni qualcosa è cambiato: ad esempio si è affacciato e sta aumentando il consumo – anche in Europa – del gas di scisto (gas shale) americano; allo stesso tempo l’Italia sta cercando di diversificare le fonti di approvvigionamento legandosi a Israele con il gasdotto East Med e all’Azerbaigian con il Tap.
Siamo convinti che la diversificazione delle fonti sia necessaria per salvaguardare gli interessi nazionali, soprattutto in vista delle concreta possibilità di far diventare l’Italia l’hub gasiero del Sud Europa e così scalzare la Germania dal ruolo egemone della distribuzione di gas, però la scelta di rinunciare alle proprie risorse sembra fatta apposta per favorire proprio le esportazione del gas azero e israeliano, e questo ragionamento si rafforza proprio se consideriamo il gas di scisto americano: costoso già alla fonte essendo una risorsa non convenzionale che richiede particolari tecnologie estrattive (il fracking) e per noi poco conveniente. Eppure le navi metaniere partite dagli Stati Uniti con il loro carico di questa risorsa sono ormai sempre più presenti nei nostri terminal di rigasificazione.
Il gas shale Usa rischia infatti di diventare un’enorme bolla economica per Washington se non viene venduto in quanto il suo mercato è stato “drogato” con una pioggia di dollari di investimenti che vanno capitalizzati in qualche modo. Pertanto per gli Stati Uniti diventa imperativo tenere alti i prezzi e cercare di slegare l’Europa, e l’Italia, dai suoi storici partner asiatici: quale modo migliore quello di rinunciare al nostro gas per comprare quello americano?
Fonte: qui
Petrolio italiano verso il record ma la sorpresa è il gas lucano
Mai la produzione petrolifera in Italia raggiungerà livelli così alti come quelli attesi nel triennio 2018-2020. Dalle viscere del Paese saranno estratti complessivamente, nell’arco di tre anni, 20,6 milioni di tonnellate di greggio (17,5 milioni solo in Basilicata) con un risparmio sulla fattura energetica nazionale di 10 miliardi.
Un vero boom per le fonti fossili nazionali a conferma che la transizione verso un’economia decarbonizzata non porterà a una loro fine imminente, ma il loro ruolo, come ribadito nell’ultimo rapporto annuale di Unione Petrolifera, sarà ancora fondamentale nei prossimi decenni.
A trainare la produzione italiana i due giacimenti petroliferi lucani: dell’Eni in Val d’Agri (già operativo - 80 mila barili di petrolio al giorno) e della Total a Tempa Rossa nella Valle del Sauro (prossimo all’avvio nel 2018 con l’estrazione graduale di 10mila barili al giorno, fino a 50mila a regime).
Queste le stime del presidente di Nomisma Energia, Davide Tabarelli, che proietta l’andamento della produzione nazionale e i suoi effetti economici al 2020, in concomitanza con una netta ripresa dei prezzi del greggio, saliti intorno ai 75 dollari a barile a metà 2018. Se il prezzo del greggio si dovesse stabilizzare su questi valori, ci sarebbe un incremento del 38% sul 2017 e, vista la carenza di capacità produttiva in giro per il mondo, il trend di salita dovrebbe continuare.
Dal 2017 al 2020, la produzione nazionale aumenterà dell'85,3%, mentre quella lucana del 127,6%.«La situazione in Basilicata è finalmente tornata alla normalità e il 2018 – sottolinea Tabarelli - si chiuderà con una produzione nazionale di greggio di 5,5 milioni di tonnellate (34% in più del 2017), di cui 4,5 milioni di tonnellate (53% in più) dai giacimenti lucani che contribuiscono per quasi l’82% alla produzione nazionale. Dovrebbe salire di un 10%, a 6,2 miliardi di metri cubi, la produzione nazionale di gas, e anche qui l’incremento è dovuto molto alla Basilicata dove nel giacimento Val d’Agri c’è più gas di quanto si prevedeva all’inizio: la produzione della regione dovrebbe arrivare pertanto ad 1,4 miliardi di metri cubi».
Un trend in ascesa del dato nazionale legato, quindi, in primo luogo, alle estrazioni petrolifere nel giacimento lucano dell’Eni (in joint venture con Shell) tornate a regime dopo due anni neri: il 2016 e il 2017, che per alterne vicende giudiziarie e ambientali hanno bloccato per 6 mesi il Centro Olio di Viggiano (Potenza) azzerando la produzione di greggio lucano e provocando di conseguenza il crollo di quella nazionale.
Ma la ripresa, secondo le previsioni per il 2018, sarà dovuta, anche se solo per una piccola parte all’avvio ormai prossimo della produzione del secondo campo lucano, quello di Tempa Rossa della Total (in joint venture con Shell e Mitsui), con la messa in esercizio del Centro Olio a Corleto Perticara (Potenza). I numeri saliranno in maniera esponenziale già dal prossimo anno con la Val d’Agri che continuerà a tirare la produzione, non solo di petrolio ma anche di gas, e con il graduale avvio di Tempa Rossa.
Secondo il programma lavori presentato e approvato dal Ministero dello Sviluppo Economico dalla Total: «Avvio della produzione entro il primo semestre 2018; raggiungimento della capacità a regime di 50mila barili/giorno entro il 2018».
Il top della produzione nazionale di idrocarburi dell’ultimo ventennio si raggiungerà nel prossimo biennio. Secondo le previsioni di Tabarelli, al 31 dicembre 2019, in Italia, saranno estratti ben 7,5 milioni di tonnellate di greggio (di cui 6,4 in Basilicata). Bisogna tornare al 2007 quando ci fu un picco di 5,8 milioni di tonnellate di greggio e al 2014 quando si estrassero 5,7 milioni di tonnellate. E al 2020, la produzione continuerà a salire a 7,6 milioni di tonnellate (6,6 in Basilicata).
«La produzione di Tempa Rossa – sottolinea Davide Tabarelli - sta tardando, quella della Val d’Agri potrebbe essere superiore di un 50% e poi ci sono altri giacimenti già scoperti da tempo che non si possono sviluppare. Il gas in Basilicata è più abbondate di quanto atteso e di gas ce ne vorrà tantissimo nei prossimi anni. Peccato che ne dobbiamo importare per 70 volte di più dall’estero, dalla Russia e dal Nord Africa, soprattutto».
Fin qui le previsioni, a Taranto la questione della raffineria nel porto sembra essersi sbloccata, ma determinante sarà l’avvio del secondo giacimento lucano dopo l’estate.
Per ora continuano le attività in corso nel cantiere di Tempa Rossa, dove Total è impegnata a completare e testare le infrastrutture e il centro di trattamento degli idrocarburi che verranno estratti dai pozzi. Una questione non di tempi, ma di autorizzazioni e di certificazioni del Mise (sono in via di ultimazione i collaudi dell’impianto a gas) per poter poi procedere con le prove di esercizio del Centro Olio di Corleto Perticara e l'effettiva produzione e lavorazione di greggio da uno dei sei pozzi perforati con piccole quantità man mano crescenti.
Ma lo scoglio vero sarà la Regione Basilicata, che frena sui tempi: bisognerà aspettare l’approvazione del Piano di monitoraggio ambientale già redatto dalla Total, che dovrà essere validato prima da Arpab e Ispra e poi il completamento del “punto zero”, il «progetto di baseline ambientale e socio-territoriale» atteso non prima dell’autunno.
Fonte: qui
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