I cambiamenti di maggior portata riguardano gli Stati Uniti, i cui effetti ricadranno ben oltre l’America del Nord e il settore energetico, come ha sottolineato meno di due anni fa l’Agenzia internazionale per l’energia (IEA) nel suo World Energy Outlook 2012. Il ruolo del Nord America nel commercio mondiale di energia sta mutando in modo strutturale, grazie al recente aumento della produzione statunitense di idrocarburi non convenzionali, lo shale gas e lo shale oil, che sta anche sostenendo la ripresa dell’attività economica Usa, grazie al vantaggio competitivo offerto all’industria dai più bassi prezzi di gas ed elettricità.

Nello scenario mediano considerato dalla IEA, in cui vengono attuate le nuove politiche annunciate, intorno al 2020 gli Stati Uniti diventeranno il maggior produttore mondiale di petrolio, quando la produzione Usa raggiungerà il suo picco e l’Arabia Saudita il suo livello più basso, mentre dal 2025 il trend si invertirà. Intorno al 2020, negli Stati Uniti si inizieranno a vedere gli effetti delle nuove misure di efficienza adottate nel settore dei trasporti. Ne deriverà una forte riduzione delle importazioni petrolifere statunitensi, sicché attorno al 2030 il Nord America diventerà un esportatore netto di petrolio. Gli Stati Uniti, che attualmente importano circa il 20% del loro fabbisogno energetico complessivo, diventeranno quasi del tutto autosufficienti in termini netti, con una drastica inversione del trend osservato nella maggior parte dei paesi importatori di energia.

Lo shale gas è stato definito dal Sole 24 Ore “l’atomica della nuova Guerra Fredda”, che può consentire agli Usa di liberare l’Europa dai ricatti di Putin. La Russia, intanto, si è rivolta a Est e con il recente accordo trentennale con la Cina ha assicurato al gigante asiatico 38 miliardi di metri cubi di gas l’anno, a partire dal 2018. Un accordo da 400 miliardi di dollari.

La Figura 1 indica la stima delle riserve mondiali di shale oil e di shale gas in 42 paesi al maggio 2013, secondo l’agenzia federale statunitense Energy Information Administration (EIA).

Il totale di shale oil stimato è pari a 345 miliardi di barili petrolio, equivalenti al 21% delle riserve provate di greggio convenzionale. I maggiori bacini sono individuati in Russia, Stati Uniti, Cina, Argentina e Libia.

Il totale di shale gas stimato è pari a 206 mila miliardi di metri cubi, superiori dell’11% alle riserve di gas convenzionale, che sono stimate in circa 188 mila miliardi di metri cubi. Le maggiori riserve di shale gas sono in Cina, Argentina, Algeria e Stati Uniti, l’unico paese in attività di produzione. Seguono Canada, Messico, Australia, Sud Africa, Russia e Brasile.

Figura 1: Carta che indica i bacini nei quali è stata valutata la presenza di formazioni di shale (fino a maggio del 2013). Fonte: studi dell’Agenzia per l’Informazione Energetica e del Servizio Geologico degli Stati Uniti. 

La situazione nell’Unione europea

Secondo un documento di lavoro dei servizi della Commissione Ue del 17 marzo scorso, “nell’Ue, nel corso degli ultimi tre anni, alcuni Stati membri hanno assegnato concessioni e/o autorizzazioni per la prospezione/esplorazione o sono in procinto di farlo: Danimarca, Germania, Ungheria, Paesi Bassi, Polonia, Portogallo, Romania, Spagna, Svezia e Regno Unito. Tuttavia, non tutti i titolari di autorizzazione hanno avviato concretamente attività di prospezione o esplorazione. Attualmente, queste attività (fasi di prospezione o ricerca) sono state effettuate o sono in corso in Danimarca, Germania, Polonia, Romania, Svezia e Regno Unito. Finora in Europa non è ancora stata avviata la produzione commerciale del gas di scisto, anche se sono stati realizzati alcuni progetti pilota di produzione, ad esempio in Polonia. La produzione commerciale potrebbe iniziare in alcuni Stati membri nel periodo 2015-2017 (ad esempio in Polonia e Regno Unito)”. Francia e Bulgaria avevano concesso delle autorizzazioni di esplorazione, che sono state poi revocate, in seguito alla decisione di vietare le attività di fratturazione idraulica. Il presidente francese François Hollande ha dichiarato che intende mantenere il divieto, deciso nel 2011, per tutto il periodo del suo mandato.

Secondo la comunicazione della Commissione Ue al Parlamento europeo e al Consiglio, del 17 marzo 2014, “si ritiene che le riserve di idrocarburi non convenzionali dell’Ue siano significative.

Dalle informazioni attualmente disponibili, risulta che la produzione di gas naturale da formazioni di scisto offra le maggiori potenzialità in Europa rispetto ad altri combustibili non convenzionali: si stima che le risorse di gas di scisto tecnicamente recuperabili siano pari a circa 16.000 miliardi di metri cubi, una quantità molto superiore rispetto al tight gas (3.000 miliardi di metri cubi) o al gas naturale in carbone (2.000 miliardi di metri cubi). Tuttavia, sussiste ancora una notevole incertezza sulla parte economicamente recuperabile di queste risorse. Con l’attuazione dei progetti di esplorazione, si acquisiranno ulteriori conoscenze sulle risorse economicamente recuperabili dalle formazioni di scisto e da altre fonti non convenzionali di gas e petrolio”. I dati riportati dalla Commissione europea fanno riferimento alle stime per Ocse Europa contenute nel documento del 2012 “Golden Rules for a Golden Age of Gas” dell’International Energy Agency. Tuttavia, le stime variano a seconda delle fonti, come osserva la Commissione, che cita come esempio il documento del 2012 del Joint Research Centre della stessa Commissione Ue, “Unconventional gas: potential energy market impacts in the European Union”.

In un comunicato dello scorso 28 maggio, la Commissione Ue ha affermato che “informazioni complete sulle riserve di shale gas non sono ancora disponibili, perché l’esplorazione è ancora in una fase iniziale” Il concetto è stato ribadito il 12 giugno, nella risposta a un’interrogazione dell’europarlamentare Mara Bizzotto (Lega Nord), in cui si legge che, “sebbene siano state fatte varie stime sul gas originariamente presente nelle formazioni di scisto e sulle risorse tecnicamente recuperabili nell’Ue, la Commissione non è a conoscenza di stime affidabili sulle risorse economicamente recuperabili o sulle riserve di gas di scisto nell’Ue. La percentuale di gas originariamente presente che può essere sfruttata può variare considerevolmente a seconda delle condizioni geologiche, dei prezzi del gas e dei progressi delle tecnologie di produzione.

“Il programma di lavoro per il periodo 2014-2015 di Orizzonte 2020 prevede che il Centro comune di ricerca della Commissione europea conduca una valutazione delle risorse presenti in Europa sulla base di indagini geologiche, in particolare analizzando i risultati delle valutazioni fatte dagli Stati membri e i risultati dei progetti di esplorazione in corso. I primi risultati sono previsti per il 2016.

“Con lo sviluppo dei progetti di esplorazione potremo disporre di conoscenze più vaste.

Secondo la Commissione, anche se l’Ue non potrà diventare autosufficiente in termini di gas naturale, la produzione di gas naturale dalle formazioni di scisto potrebbe compensare almeno in parte il calo della produzione di gas convenzionale dell'Ue ed evitare un aumento della dipendenza dalle importazioni. Nell’ipotesi più ottimistica, il gas di scisto dovrebbe contribuire a quasi il 50 % della produzione totale di gas dell’Ue e soddisfare circa il 10 % della domanda di gas nel’Unione entro il 2035”.

In attesa di nuovi atti normativi da definire, il 22 gennaio scorso la Commissione Ue ha approvato una Raccomandazione sui “principi minimi applicabili alla ricerca e la produzione di idrocarburi (come il gas di scisto) mediante la fratturazione idraulica ad elevato volume”.

Da parte sua, il Parlamento europeo ha approvato una risoluzione sugli aspetti industriali degli idrocarburi non convenzionali il 21 novembre 2012 e un’altra il 21 dicembre 2013, in cui afferma che “a lungo termine saranno necessarie tecnologie energetiche nuove, più efficienti e concorrenziali in termini di costi, nonché pulite, sicure e sostenibili. È necessario accelerare i progressi mediante una ricerca multidisciplinare volta a conseguire progressi scientifici (…) se del caso nell’esplorazione e nella produzione di risorse di gas e di petrolio non convenzionali sicure e sostenibili sotto il profilo ambientale nonché nello sviluppo di innovazioni nelle tecnologie emergenti e future”.

La Figura 2, pubblicata dall’Economist nel febbraio 2013, in cui non vengono segnalati depositi in Italia, illustra lo stato di fatto dello shale gas in Europa. Le principali riserve si trovano in Polonia, Germania, Svezia, Inghilterra, Francia, Olanda, Norvegia, Danimarca e Austria. Le attività di esplorazione più avanzate sono in Polonia, dove, però, la qualità del gas estratto ha indotto alcune compagnie ad abbandonare i progetti. Anche in Norvegia i risultati sono stati deludenti e hanno indotto l’EIA, nel 2013, ad azzerare le risorse di shale gas stimate in questo paese.  La Germania sta studiando una normativa sulla compatibilità ambientale delle attività legate allo shale gas, mentre Francia e Bulgaria le hanno vietate. Olanda e Repubblica Ceca hanno deciso una moratoria. La Gran Bretagna, invece, ha deciso, dopo un periodo di pausa, di rilanciare con forza le attività di esplorazione.

Riserve di shale gas in Italia
Il bacino del Po e il Mar Adriatico settentrionale vengono indicati come un’area di potenziale presenza di shale gas in un articolo pubblicato nell’autunno del 2011 da Oilfield Review, di proprietà di Schlumberger, la più grande società al mondo di servizi petroliferi. L’articolo contiene una cartina, di cui è vietata la riproduzione, a cui fa riferimento la Figura 3, più dettagliata, pubblicata nel luglio 2012 dal magazine Drilling Contractor. 

Figura 3: Illustrazione dei potenziali bacini di shale e delle zone di esplorazione attive.

Il 25 novembre 2013, invece, il Corriere della Sera ha scritto che, dai dossier sul tema che circolavano al ministero dello Sviluppo economico, “l’Italia non si deve fare alcuna illusione. Da noi lo shale gas non c’è”. Infatti, nelle note del ministero si poteva leggere che “il territorio nazionale è caratterizzato da una rilevante complessità geo-strutturale che non soddisfa le condizioni minerarie necessarie alla formazione e al recupero dello shale gas. Sia sul piano geologico che sul piano territoriale e ambientale, si ritiene quindi che in Italia non ci siano le condizioni favorevoli allo sviluppo della coltivazione di shale gas”.

Inoltre, nei documenti del ministero si affermava che “l’utilizzo del fracking per la coltivazione di shale gas non è mai stato autorizzato in Italia, né esistono, alla data attuale, procedimenti presso il ministero per il rilascio di permessi, concessioni e autorizzazioni”.

Anche uno studio pubblicato dalla Banca d’Italia nell’ottobre 2013 afferma che “in Italia non risultano risorse di shale gas” e che “per l’Italia gli effetti diretti dei nuovi idrocarburi non convenzionali sarebbero trascurabili: non sono presenti sul territorio risorse significative, con l’eccezione di modesti giacimenti di coalbed methane.”.

Nel marzo 2011, invece, l’Enel aveva pubblicato un articolo sul gas non convenzionale, scrivendo che “persino in Italia sarebbero presenti riserve non trascurabili, di cui si sta cercando di valutare con attività esplorative condotte in particolare in Toscana, Sicilia e Sardegna”.

La principale ricerca in Italia di CoalBed Methane (CBM) - il gas naturale intrappolato negli strati di carbone presenti nel sottosuolo, per la cui estrazione si deve estrarre l’acqua presente nel carbone, riducendo così la pressione e favorendo il rilascio del gas verso il pozzo – riguarda la Toscana e precisamente la località Ribolla, nel comune di Roccastrada, in provincia di Grosseto. I permessi di ricerca sono stati rilasciati nel 2008 alla compagnia britannica Independent Resources, che prevede una produzione di 3,6 mc di gas. In una seconda fase, al posto del metano è prevista l’iniezione di 14 milioni di tonnellate di CO2, che si fissa irreversibilmente al carbone. Il tutto per una durata di 25-30 anni.

Riserve di shale oil in Italia
Secondo la 2010 Survey of Energy Resources del World Energy Council, alla fine del 2008 le risorse di shale oil in Italia ammontavano a 10.446 milioni di tonnellate, pari a 73.000 milioni di barili. L’Italia si trovava al secondo posto tra i paesi europei, dopo la Russia. Queste cifre si riferiscono alle quantità stimate “in-place”, cioè indipendentemente dalla loro estraibilità dal punto di vista tecnico ed economico. Lo stesso numero si trova in una pubblicazione del 2006 del governo statunitense e della U.S. Geological Survey: Geology and Resources of Some World Oil-Shale Deposits. Di questi 73.000 milioni di barili di shale oil, stimati nel 1978-1979, 63.000 si trovano in Sicilia.

Il World Energy Outlook 2010 dell’International Energy Agency ha elevato questa cifra a 75.000 milioni di barili di shale oil.

Governo e parlamento dicono no allo shale gas in Italia
Il 21 maggio 2013, intervenendo alla Camera alla vigilia del Consiglio europeo, il presidente del Coniglio Enrico Letta dichiarò: “Chiederemo una politica realistica del cambiamento climatico dopo il 2020 e un atteggiamento aperto e non penalizzante per lo sfruttamento delle fonti di energia prodotte in Europa, come lo shale gas”.

Pochi mesi dopo, il 18 settembre, la Commissione ambiente della Camera ha approvato all’unanimità una mozione sul fracking, primo firmatario Filiberto Zaratti (Sel), con cui impegnava il governo “a escludere l’utilizzo della fratturazione idraulica nel territorio italiano”.

In quell’occasione, il sottosegretario all’ambiente, Marco Flavio Cirillo (Pdl), affermò che in Italia le condizioni geologiche non sono favorevoli alla formazione di gas di scisto o di altri idrocarburi non convenzionali. Inoltre, le condizioni ambientali e territoriali non sono favorevoli ad accogliere eventuali progetti di ricerca e di coltivazione di gas di scisto. All’obiezione di Alberto Zolezzi (M5S), secondo il quale, per quanto a sua conoscenza, in Italia sono già in svolgimento attività di ricerca di idrocarburi mediante la tecnica della fatturazione idraulica, il sottosegretario replicò che, sulla base delle informazioni in possesso del ministero dell’Ambiente, competente al rilascio della VIA anche sui progetti di coltivazione di idrocarburi non convenzionali (sia pure soltanto per quelli superiori a 500.000 metri cubi di gas al giorno), non era affatto possibile confermare queste affermazioni.

Questa posizione è stata ribadita più volte dal ministero dello Sviluppo economico. La prima volta il 5 novembre 2013, quando, “in merito ai lanci di agenzia provenienti da Bruxelles, che attribuiscono al ministro Flavio Zanonato la disponibilità a una produzione interna di shale gas”, si precisava che, “come stabilito dalla Strategia Energetica Nazionale e come affermato dal ministro stesso in parlamento, il suo sfruttamento non è mai stato preso in considerazione”, mentre si lasciava aperta la possibilità di importarlo. La seconda volta il 23 gennaio scorso, quando, “in merito alla Comunicazione e alla Raccomandazione del 22 gennaio 2014 della Commissione europea, riguardanti le procedure e le cautele minime che gli Stati membri interessati alla ricerca e allo sfruttamento dello shale gas devono adottare nei confronti dei rischi per la salute e l’ambiente”, il ministero informava che “l’Italia ha adottato nel marzo 2013 una Strategia Energetica Nazionale che non prevede il rilascio di licenze per la ricerca e lo sfruttamento dello shale gas”.

Questa posizione è stata riaffermata lo scorso 2 aprile, in Senato, dal sottosegretario per lo Sviluppo economico, Simona Vicari, che ha affermato: “Il paese ha a disposizione significative riserve di gas e idrocarburi liquidi e, nell’attuale contesto, è doveroso fare leva anche su queste risorse, in un settore in cui l’Italia vanta notevoli competenze ed eccellenze, riconosciute a livello globale. D’altra parte, ci si rende conto del potenziale impatto ambientale ed è quindi fondamentale la massima attenzione per prevenire potenziali ricadute negative (peraltro il settore in Italia ha una storia di incidentalità tra le migliori al mondo). In tal senso, si rammenta che il governo non intende perseguire lo sviluppo di progetti in aree sensibili in mare o in terraferma e in particolare quelli di shale gas, peraltro non presente in quantità commerciale in Italia”.

Da parte sua, nel corso di un’audizione al Senato, Eni ha precisato che in Italia non svolge “alcuna attività di ricerca e produzione relativamente allo shale gas”.

Romano Prodi apre il dibattito sul petrolio convenzionale
In questo quadro in movimento, la Croazia punta sul mare Adriatico, per diventare “una piccola Norvegia di gas a nord e petrolio a sud, che può fare di noi un gigante energetico dell’Europa”, come ha dichiarato il ministro degli esteri, Ivan Vrdoljar. In aprile, il governo di Zagabria ha indetto una gara per la concessione delle licenze di esplorazione in 28 aree dell’Adriatico su 12 mila metri quadrati di mare, dove stima che ci siano riserve pari a circa tre miliardi di barili.

Di fronte a questa iniziativa, è intervenuto Romano Prodi, che con un articolo sul Messaggero del 18 maggio ha avuto il merito di aprire il dibattito su “una situazione curiosa, per non dire paradossale, che vede il nostro Paese al primo posto per riserve di petrolio in Europa, esclusi i grandi produttori del Mare del Nord (Norvegia e UK). Nel gas ci attestiamo in quarta posizione per riserve e solo in sesta per produzione. Abbiamo quindi risorse non sfruttate, unicamente come conseguenza della decisione di non utilizzarle. In poche parole: vogliamo continuare a farci del male”.

Prodi parla dei giacimenti di terraferma in Basilicata e in particolare di quelli in mare aperto, dove “non sussiste” il pericolo di “provocare ipotetici danni agli equilibri geologici del territorio” e dove “il caso più clamoroso riguarda tutta la dorsale dell’Adriatico. Si tratta di giacimenti che si estendono nelle acque territoriali di entrambi i paesi ma che, se non cambierà la nostra strategia, verranno sfruttati dalla sola Croazia. Visto che il bicchiere è uno solo non vedo perché, come è stato ironicamente scritto, la bibita debba esse succhiata da una sola parte. Gli esperti sono concordi nel dire che non vi è nessun rischio ma, in ogni caso le conseguenze dell’estrazione del metano non possono essere diverse se essa viene fatta dagli italiani o dai croati. Se siamo convinti che vi siano pericoli, abbiamo l’obbligo di fare appello a un tribunale o a un arbitrato internazionale. Se questo non è il caso non vedo perché non dovremmo affrettarci a fare quello che stanno facendo i nostri vicini”.

Reazioni a Prodi
La prima risposta a Prodi è arrivata dal ministro dello Sviluppo economico, Federica Guidi, che ha ricordato come, nel 2013, sia stato emanato un decreto di rimodulazione delle aree marine dell’Adriatico, aprendo nuovi spazi di ricerca. “Tutto questo in attesa del recepimento della direttiva europea del 2013 sulla sicurezza delle operazioni in mare nel settore degli idrocarburi. Questo perché come Italia dobbiamo pretendere il massimo livello di sicurezza ambientale”, ha spiegato il ministro. “Ovviamente tutto questo non deve essere un alibi per non fare nulla. La moratoria in attesa della direttiva è stata una mediazione passata al vaglio delle commissioni parlamentari. Credo che si possa fare di più e meglio. Nel frattempo credo che insieme al ministro dell'Ambiente possiamo arrivare rapidamente al recepimento per evitare che questa moratoria ci faccia perdere ulteriori opportunità. Dato che tutto il mondo lo fa, non capisco perché dovremmo precluderci la possibilità di utilizzare queste risorse, pur mettendo la tutela dell'ambiente e della salute al primo posto.”

Da parte sua, il ministro dell’Ambiente, Gianluca Galletti (Udc), dice di non essere né favorevole né contrario, ma di voler far rispettare la legge e quindi tutti i parametri ambientali, sottolineando che il suo ministero non è la controparte di altri dicasteri e neppure quello dei veti a prescindere.

Assoluta contrarietà a qualsiasi progetto o attività di sfruttamento delle risorse energetiche in Adriatico da parte della Croazia e, tanto più, da parte dell’Italia, è stata espressa dal presidente della Regione Veneto, Luca Zaia (Lega Nord), che ha sollecitato il governo a chiedere all’Unione europea di “intervenire per bloccare tutto”. Secondo Zaia, “si tratta di una ricetta vecchia e obsoleta, di un progetto fuori dal tempo”.

Nel corso delle audizioni al Senato erano già state espresse le posizioni di alcune Regioni ed enti locali. La Regione Puglia, con l’Assessore all’ambiente Lorenzo Nicastro, ha chiesto “con forza che si intervenga a livello normativo nazionale per dichiarare il Mare Mediterraneo no-oil area, zona inibita a qualsiasi attività di ricerca e sfruttamento degli idrocarburi”, in quanto non idoneo a ospitare tali impianti, “sia per i contrasti sotto il profilo ambientale e degli interessi economico-sociali presenti, sia in considerazione delle ipotizzabili, disastrose conseguenze che potrebbero venire da un incidente di siffatti impianti”.

La Giunta regionale siciliana ha ribadito quanto deliberato nel 2010 e cioè “una chiara e netta contrarietà al rilascio di permessi di ricerca” nel proprio territorio.

Il quadro normativo e le iniziative parlamentari
Il giorno successivo all’articolo di Prodi, il Messaggero è tornato sulla questione, sottolineando come la situazione decennale di blocco di ogni attività di esplorazione di nuove risorse nelle acque territoriali italiane rischi di proseguire a tempo indeterminato, dato che il Senato ha approvato a larga maggioranza “uno sconsiderato ordine del giorno”, a cui Prodi non aveva fatto cenno, “che blocca le trivellazioni entro le 12 miglia”.

Il riferimento è all’ordine del giorno approvato il 2 aprile 2014, con i soli voti contrari di Sel e M5S, che hanno votato reciprocamente i propri documenti, mentre tutti gli altri gruppi hanno votato a favore di un ordine del giorno unitario, elaborato dopo l’indagine conoscitiva avviata in commissione nel giugno 2013.

La discussione ha avuto come punto di riferimento l’attuale situazione normativa, che subì una svolta nel 2010, dopo l’incidente alla piattaforma petrolifera Deepwater Horizon nel Golfo del Messico, che portò il governo Berlusconi a intervenire con il decreto legislativo 29 giugno 2010, n. 128. Con questo decreto, al fine di tutelare le aree marine costiere, furono vietate le attività di ricerca, di prospezione e di coltivazione di idrocarburi liquidi e gassosi in tutte le aree protette e nella fascia di 12 miglia da tali aree, nonché nella fascia di 12 miglia dalle coste per il gas naturale e di cinque miglia per gli idrocarburi liquidi. I nuovi divieti furono fatti valere anche sui processi di autorizzazione in corso, creando tensioni con le compagnie petrolifere. Venivano invece fatti salvi i titoli abilitativi già rilasciati.

Nel 2012 intervenne il governo Monti con il decreto Sviluppo del ministro Passera (art. 35 della legge 134/2012), che estese il divieto fino a 12 miglia dalla costa e dal perimetro esterno delle aree marine e costiere protette, per qualunque nuova attività di prospezione, ricerca e coltivazione, con riferimento sia agli idrocarburi liquidi sia a quelli gassosi. Contestualmente, però, a differenza di quanto precedentemente previsto, i divieti e le restrizioni si applicano esclusivamente alle nuove attività, facendo salve le autorizzazioni già rilasciate prima del decreto legislativo 128/2010 e il loro rinnovo.

I due punti di contrasto al Senato sono stati tra chi voleva una moratoria sia per il gas, sia per il petrolio, facendo valere il divieto per tutti, senza eccezioni, e chi voleva trovare una linea di compromesso, evitando anche contenziosi giudiziari con le compagnie già titolari di autorizzazioni.

Vi è poi il documento di Strategia Energetica Nazionale (SEN), approvato con decreto interministeriale dell’8 marzo 2013, che, come ricordato dal sottosegretario per lo Sviluppo economico, Simona Vicari (Ncd), “prevede, con prospettiva al 2020, di garantire il ritorno della produzione nazionale di idrocarburi sui valori tipici della metà degli anni ’90 e, quindi, di attivare almeno 15 miliardi di investimenti totalmente privati, creare 25.000 posti di lavoro stabili e addizionali, ridurre la bolletta energetica di cinque miliardi l’anno, ricavare 2,5 miliardi l’anno di entrate fiscali sia nazionali che locali”.

Alla fine del dibattito in Aula al Senato, l’ordine del giorno (G2 – testo 2) approvato dalla maggioranza di governo, insieme a Forza Italia e Lega Nord (180 sì, 52 no e otto astenuti), distingue tra petrolio e gas naturale, impegnando il governo “a disporre la sospensione delle nuove attività di coltivazione di idrocarburi liquidi entro le dodici miglia dalle linee di costa e dalle aree marine e costiere protette”, in attesa del recepimento della Direttiva europea 30/2013 sulla sicurezza delle operazioni in mare nel settore degli idrocarburi.

Tra le altre cose, l’ordine del giorno approvato impegna il governo “a operare una ricognizione e valutazione della disciplina in materia (…) nell’ambito di un disegno di legge d’iniziativa governativa o parlamentare di riordino delle procedure autorizzative” e di “prevedere, in maniera chiara e univoca, che il parere degli enti locali sulle installazioni da assoggettare a valutazione d’impatto ambientale (VIA) sia acquisito e vagliato quale parte integrante dello stesso procedimento di VIA”.

Inoltre, il documento impegna il governo ad attivarsi nei confronti degli altri paesi del Mediterraneo per garantire la sicurezza delle operazioni offshore e a “promuovere con la massima tempestività la ratifica degli accordi e delle convenzioni internazionali, a cui l’Italia aderisce – e in particolar modo del Protocollo offshore della Convenzione di Barcellona”, oltre che della Direttiva Ue 30/2013 sulla sicurezza delle operazioni in mare nel settore degli idrocarburi, che stabilisce i requisiti minimi per prevenire gli incidenti gravi e limitarne le conseguenze. I singoli Stati devono mettere in vigore le disposizioni legislative, regolamentari e amministrative necessarie per conformarsi alla direttiva entro il 19 luglio 2015.

Dopo l’ordine del giorno approvato dal Senato, le Commissioni ambiente e attività produttive della Camera hanno ripreso la discussione iniziata nel settembre 2013 e sospesa il mese successivo, per non sovrapporsi al Senato. Alla Camera la discussione è stata originata da una risoluzione presentata nel luglio 2013 da 25 deputati del Pd, prima firmataria Mariastella Bianchi, tesa a impegnare il governo a “sospendere ogni forma di autorizzazione per nuove attività di prospezione e coltivazione di giacimenti petroliferi nell'Adriatico e più in generale nel Mediterraneo, in attesa che un’apposita Conferenza dei Paesi rivieraschi individui, sul modello della citata «Conferenza internazionale delle regioni adriatiche e ioniche», una regolamentazione comune delle attività estrattive e di esplorazione degli idrocarburi”. La proposta di risoluzione chiede anche, come fatto da Sel e M5S al Senato, di estendere ai procedimenti autorizzativi in corso alla data di entrata in vigore del decreto 128/2010 il divieto di svolgere attività industriali nello spazio di 12 miglia dalla costa e dalle aree protette.

Riserve accertate e riserve stimate
Innanzitutto, è essenziale capire di cosa si sta parlando, cioè di quanto petrolio e gas c’è nel sottosuolo e nei fondali marini italiani, tra quello accertato e quello stimato. Al Senato, molti hanno affermato che, sulla base dei numeri forniti durante le audizioni, il petrolio nel sottosuolo marino italiano è poco e di scarsa qualità.

Invece, intervenendo alle Commissioni attività produttive e ambiente della Camera e in Aula al Senato, il sottosegretario per lo Sviluppo economico, Simona Vicari, ha definito “significative” le riserve di gas e petrolio a disposizione del paese.

Secondo Eni, “le riserve accertate e disponibili sono pari a 88 Mtep (milioni di tonnellate equivalenti petrolio) per il gas naturale e 192 Mtep per il petrolio.

“Dunque, al tasso di produzione del 2012 (6,8 Mtep per il gas e 5,4 Mtep per il petrolio), sarebbe possibile continuare a produrre per almeno altri 12 anni gas naturale e per almeno 35 petrolio.

“A queste riserve si aggiungono le stime riguardanti le riserve stimate che, sulla base delle attuali conoscenze del sottosuolo, le compagnie petrolifere ritengono possano essere ragionevolmente identificate e recuperate con l’attività di esplorazione”. Assomineraria, che rappresenta le compagnie energetiche italiane e straniere impegnate in questo settore in Italia, stima 135 Mtep di gas naturale e 137 Mtep di petrolio ancora da scoprire.

Complessivamente, afferma Eni, “si valuta responsabilmente che dal sottosuolo italiano si possano estrarre 226 Mtep di gas naturale (circa 260 miliardi di m3) e 329 Mtep di petrolio (circa 2,4 miliardi di barili), per un totale di circa 555 Mtep.

“Tali risorse sono in grado di soddisfare, sulla base dei valori 2012, oltre tre volte i consumi annui nazionali di gas e oltre cinque volte i consumi annui nazionali di petrolio”.

Secondo i dati di Assomineraria, entro il 2020 sarebbe possibile raddoppiare la copertura del fabbisogno, arrivando a una produzione nazionale di idrocarburi pari a 21,6 Mtep, equivalente a circa il 20% del fabbisogno. Questo, ragionando su ottanta progetti proposti o già avviati sulle riserve già accertate e non ancora sviluppate, immediatamente cantierabili e interamente finanziati dalle compagnie stesse.

Qualità del petrolio
“Secondo gli studi effettuati, il petrolio presente nei nostri fondali, oltre ad essere esiguo, è anche ricco di impurità e di difficile estrazione. Il petrolio estratto nell'Adriatico si presenta dunque come una fanghiglia corrosiva, melmosa e densa, che necessita di una lunga lavorazione per l’utilizzo di destinazione, processo che inizia già sulle piattaforme marine.” E’ quanto afferma una risoluzione presentata nel luglio scorso da venticinque deputati del Pd, con prima firmataria Mariastella Bianchi. La scarsa qualità del petrolio sottomarino italiano è stata affermata anche in diversi interventi al Senato.

Secondo il sottosegretario per lo Sviluppo economico, Simona Vicari, invece, “l’olio estratto nell’offshore è particolarmente denso e come tale non corrosivo”.

A giudizio di Eni, “il petrolio italiano si colloca nella fascia medio-alta dei greggi mondiali”, con differenze da regione a regione e all’interno di una stessa regione. Il peso specifico del petrolio, specifica Eni, “si misura in gradi API (da American Petroleum Institute, che ha sviluppato l’unità di misura). Un olio contenente oltre 40° API è considerato ‘leggero’, mentre si dice ‘pesante’ un olio con meno di 25° API. Va evidenziato che spesso questa misura viene erroneamente considerata come un indicatore della qualità del petrolio: un olio può, infatti, essere di buona qualità anche se pesante, in considerazione del suo basso contenuto di altri elementi (per es. vanadio e altri metalli pesanti). Parimenti, un greggio leggero può contenere elementi che ne rendono costosa la raffinazione. Del resto, oggi il processo di raffinazione ha sviluppato tecnologie particolarmente avanzate, che valorizzano greggi pesanti (cosiddetti scadenti), portandoli al pari di quelli di maggior pregio”.

Rischio sismico, vulcanico e subsidenza
Secondo Eni, “la probabilità di un evento di rilascio nei mari con effetti significati, in particolare sulle coste, dovuto alle attività estrattive, è pressoché nulla (…) non è da considerarsi realisticamente possibile”. Questo perché più del 90% degli idrocarburi estratti nei mari italiani è costituito da gas naturale e perché “la situazione geologica nei nostri mari è ben diversa dalle condizioni che hanno generato l’incidente di Macondo (zona tecnicamente caratterizzata da alta pressione/alte temperature) nel Golfo del Messico.

In ogni caso, la direttiva europea in attesa di recepimento riguarda proprio la prevenzione degli incidenti gravi e la limitazione delle loro conseguenze.

A livello parlamentare, l’ordine del giorno approvato dal Senato parla di “consapevolezza dei gravissimi pericoli connessi alle attività di estrazione offshore nel mar Mediterraneo”, affermando che “è urgente avviare, anche nelle sedi internazionali e comunitarie, idonee iniziative politiche, normative e amministrative per definire più severe regolamentazioni, strumenti e capacità d’intervento a fronte dei rischi connessi alle attività di ricerca, coltivazione e trasporto via mare di idrocarburi”.

I rischi di natura geologica legati all’estrazione di idrocarburi dal sottosuolo sono ritornati frequentemente nel dibattito al Senato, a cominciare dal fenomeno della subsidenza nell’Alto Adriatico, sollevato in particolare dalla Lega Nord e che è alla base della forte opposizione della Regione Veneto ai progetti di esplorazione marina di idrocarburi. L’ordine del giorno approvato impegna il governo a “dimostrare la dovuta sensibilità per la tutela delle coste del mare Adriatico soggette a rischio di preoccupanti fenomeni di subsidenza”.

Per quanto riguarda il rischio sismico e quello vulcanico, l’ordine del giorno afferma che “gli eventi sismici che hanno interessato il territorio nazionale negli ultimi anni attestano l’imprevedibilità dell’attività tellurica e vulcanica sotto la crosta terrestre, in mare e sulla terraferma, rimanendo sempre sospesa la minaccia che un terremoto in mare possa danneggiare le piattaforme utilizzate per le attività di esplorazione e di estrazione con episodi di inquinamento difficili da controllare, che sortirebbero effetti deleteri sulle attività economiche realizzate in mare e sulle coste nazionali”.

Di conseguenza, l’ordine del giorno impegna il governo a “prevedere che l’istruttoria per le perforazioni in mare – i cui oneri sono posti a carico dei soggetti che inoltrano l’istanza – sia effettuata mediante il contributo di istituti di livello nazionale in possesso delle professionalità tecniche e delle competenze specialistiche, quali l’Istituto Nazionale di Geofisica e Vulcanologia, l’Istituto superiore per la protezione e la ricerca ambientale o il Consiglio Nazionale delle Ricerche, che devono essere coinvolti, in via ordinaria, nelle procedure finalizzate a tale tipologia di valutazioni”.

Inoltre, il Senato impegna il governo a “prevedere la sospensione delle attività in zone di elevato rischio sismico, vulcanico, tettonico, così come indicato da indagini scientifiche preventive di supporto effettuate dagli enti di ricerca INGV, ISPRA e CNR”.

Le royalties
Sia al Senato, sia in commissione alla Camera, è stato ripetutamente sollevato il problema delle royalties dovute dalle imprese estrattive di idrocarburi in Italia, il cui livello è stato definito da alcuni “irrisorio” e “scandalosamente basso”. L’ordine del giorno approvato dal Senato impegna il governo a “incrementare per le nuove concessioni di coltivazione le aliquote delle royalty fino al 50 per cento, rispetto a quelle attualmente vigenti, in funzione della produttività degli impianti, anche per individuare misure compensative a favore delle comunità rivierasche interessate”.

Attualmente le royalties sono fissate al 10% e scendono al 7% per il petrolio estratto in mare, e sono suddivise fra Stato, regioni ed enti locali interessati. C’è anche la franchigia, nel senso che non si pagano royalties sulle prime 20.000 tonnellate di petrolio e sui primi 25 milioni di metri cubi di gas estratti sulla terraferma, sulle prime 50.000 tonnellate di petrolio e sui primi 80 milioni di metri cubi di gas in mare.

Su questo tema le cifre portate a comparazione sono le più diverse. Sel afferma che le royalties in Russia sono dell'80%, in Alaska del 60%, in Canada del 45%, negli USA del 30%. Il sottosegretario per lo Sviluppo economico, Simona Vicari, replica che in Gran Bretagna e in Norvegia non sono previste royalties e che in Italia il livello della tassazione sulla produzione di idrocarburi è complessivamente superiore al 60 per cento. Sulla stessa linea si pone Eni, che osserva come le royalties si applichino percentualmente sulla produzione, incidendo sui ricavi, indipendentemente dalla redditività dell’iniziativa. Per questo, afferma, “nel corso degli anni i principali paesi produttori europei hanno progressivamente abolito il meccanismo delle royalty, depressivo per gli investimenti, soprattutto per l’attività in mare, sostituendole con misure fiscali, che invece gravano sugli utili”.

Dieci deputati del Pd hanno presentato in commissione una proposta di risoluzione, prima firmataria Miriam Cominelli, in cui si afferma che “appare opportuno destinare una quota maggiore degli introiti relativi alle royalties a titolo di compensazione ambientale per i territori interessati dalle operazioni di trivellazione sulla terraferma, considerato peraltro che su alcuni progetti cominciano a manifestarsi criticità nell’acquisizione del consenso da parte dei soggetti territorialmente interessati”.

Questa proposta è stata criticata dal deputato del M5S Davide Crippa, che ha chiesto “una valutazione circa l’opportunità che il gettito di tali proventi sia in parte destinato agli enti locali, meccanismo che non ha dato prova di particolare virtuosità dei comportamenti da parte delle istituzioni coinvolte. Piuttosto occorrerebbe garantire che il gettito delle royalties sia effettivamente destinato a interventi di risanamento ambientale dei territori danneggiati”.