Le 10 compagnie petrolifere più grandi al mondo

EI - 2015 Petroleum Intelligence Weekly Top 10Energy Intelligence – editore del Petroleum Intelligence Weekly – ha pubblicato l’edizione 2015 della consueta classifica delle 50 compagnie petrolifere più grandi al mondo. La classifica si basa su sei criteri: produzione di petrolio e di gas, riserve di petrolio e di gas, vendite di prodotti e capacità di raffinazione.

Online è possibile visualizzare le prime 10 posizioni. Come negli ultimi 26 anni, al primo posto si trova Saudi Aramco. Uguali all’anno scorso anche le posizioni dalla seconda alla settima: nell’ordine, l’iraniana NIOC, la cinese CNPC, la statunitense ExxonMobil, la venezuelana PDVSA, l’anglo-olandese Royal Dutch Shell e la britannica BP. In ottava posizione, la russa Rosneft scavalca la connazionale Gazprom, mentre la francese Total rientra nella top-ten, scalzando la statunitense Chevron.

Il fantasma di un’opera

di Massimo Nicolazzi

Limes - Quel che resta dell'ItaliaPremessa. 10 anni fa era tutto un fiorire di progetti per realizzare in Italia nuovi terminali di rigassificazione. Non c’era punto della costa dove non ci si cercasse di insediare. Shell, British Gas, Exxon, Gas Natural, Endesa,Gas de France; e poi le italiane, da Enel a Edison ad Erg a Sorgenia ad Iren. Sembrava che l’industry non potesse sopravvivere senza rigassificare nel Bel Paese. Erano tutti pronti ad investirci, e senza alcun paracadute contro il rischio. La legge prevedeva l’obbligo di consentire l’accesso indiscriminato degli operatori interessati ai servizi di rigassificazione (third party access). Ma i potenziali investitori il rigassificatore lo volevano usare loro e per sé; e ponevano perciò spesso l’ottenimento della third party exemption come condizione per la realizzazione dell’opera. Per stimolare l’investimento in rigassificatori “merchant” (e cioè aperti ai terzi) fu perciò introdotto un “fattore di garanzia”, collegato appunto alla garanzia di third party access (e quindi non applicabile, in tutto od in parte, a impianti esentati). Il fattore di garanzia (che ha poi avuto modifiche, vicissitudini e censure di varia natura) prevedeva nella sua formulazione originaria la remunerazione garantita dell’80% del capitale investito.

Gli investitori vogliosi vennero infine lasciati a bagnomaria in una soluzione forte di nimbysmo italico. Molti si diedero, sconfitti, alla fuga. E forse benedicono Nimby perché se gli fosse stato concesso di investire oggi passerebbero qualche guaio. Si sono riusciti a realizzare solo Porto Viro/Rovigo (Exxon/Edison, con fornitura base di GNL dal Qatar) e OLT (Off-shore Livorno), che si sono aggiunti al preesistente impianto di Panigaglia, ma non si può dire che (soprattutto OLT) stiano dando enormi soddisfazioni ai propri azionisti e stakeholders. Qualche altro progetto è autorizzato; ma non si vede tra i suoi originari padrini alcuna ansia di realizzarlo né (soprattutto) di rischiarci soldi propri.

Adesso che al privato è passata la voglia di rischiare, il rigassificatore sembra però essersi convertito in oggetto d’amore pubblico. Uno o qualcuno in più, si dice, renderebbe più liquido il mercato; e ci diversificherebbe le fonti. Insomma ci darebbe più sicurezza. Se ci dà più sicurezza è “strategico”; e se il privato non lo vuole fare perché non lo trova più “economico” dobbiamo, posto che è “strategico”, renderglielo tale. L’idea è di garantirgli il recupero dell’investimento indipendentemente dall’utilizzo dell’impianto. Che una volta costruito rigassifichi a piena capacità o resti vuoto ed inoperoso per l’investitore non dovrebbe far differenza. Lui comunque recupera il Capitale Investito Riconosciuto (meglio noto come RAB, Regulatory Asset Base) ed un rendimento garantito sullo stesso. Il tutto finanziato attraverso la traslazione pro quota di questi corrispettivi sulla bolletta del consumatore.

Prima il privato voleva, e non glielo abbiamo lasciato fare. Adesso che non vuole, lo incentiviamo a farlo. Il rigassificatore come comparsa ciclica, e quasi fantasmica. Magari è il caso che ci chiediamo cosa è cambiato davvero in questo decennio.

Domanda e Offerta. I fondamentali a volte aiutano. Nel 2005 abbiamo consumato più di 86 Miliardi di Metri Cubi di gas naturale; nel 2013 70 giusti giusti; e nel 2014 sarà difficile che andiamo di molto sopra i 67. Nel 2006 (massimo storico) abbiamo importato dall’estero quasi 77 miliardi e mezzo di metri cubi/anno; nel 2013 poco meno di 62; e nel 2014 non è certo che faremo 60. Più che il dato puntuale, qui però è importante quello previsionale (i.e., se si investe in qualcosa che va in produzione in un arco di 3-4 anni, quel che decide dell’investimento è la previsione di quel che sarà il mercato dal quarto anno in poi). Nel 2005/6, era senso (più o meno) comune che a fine decennio avremmo raggiunto e poi superato i 100 miliardi di consumi. E questo fece partire la volata a chi ne (im)portava di più. Lo scenario prevalente ti proiettava per l’inizio di questo decennio il miraggio di un mercato dell’offerta dove bastava avere gas per fare margine. Il stimolò la corsa ai rinnovi ed ampliamenti sul lungo periodo dei contratti di importazione via tubo siccome ed anche la disponibilità ad investire in nuovi rigassificatori.

È poi successo che i consumi nel decennio anziché salire come previsto del 30% siano del 30% scesi. E tra l’altro in maniera selettiva. I consumi civili più o meno stabili; e la perdita dei consumi concentrata (quasi) equanimente tra consumi industriali e consumi termoelettrici. Per la crisi dei termoelettrici (che dal 2010 hanno perso da soli 9 miliardi di metri cubi, riportandosi ai consumi del 2002) il contributo delle energie rinnovabili non è trascurabile (ed anzi forse marginalmente decisivo). Per tutto il resto, sono state crisi e recessione.

Il che ci lascia a fare i conti con i dati previsionali dell’oggi. Che magari e forse sperabilmente sono sbagliati come quelli di ieri; e però sono la condizione della propensione ad investire. L’ultimo scenario quadriennale di Snam Rete Gas (giugno 2014) accreditava una ripresa dei consumi dell’ordine dell’1% all’anno nel quadriennio 2014-2017 (e già il 2014 sarà -3/4% anziché +1); e l’orizzonte decennale era di “una crescita media annua della domanda di gas pari allo 0,6%”. Usando come base il 2013 saremmo tra dieci anni un po’ sotto i 75 miliardi di metri cubi di consumi (nel 2023, detta altrimenti, ci riuscirebbe di tornare ai livelli del 2012); e usando il 2014 poco sopra i 70 (dopo dieci anni torneremmo cioè infine al punto di partenza).

Non abbiamo, in definitiva, consentito di investire quando il miraggio era che un mercato vi fosse; ed adesso non possiamo sperare che si investa su un mercato che non c’è. Se poi ci sia perciò ragione di “incentivare” è questione che attiene allo stato delle nostre infrastrutture ed alla loro “sicurezza”.

Le infrastrutture. Abbiamo una capacità di importazione installata massima intorno ai 350 Milioni di metri cubi al giorno. Oltre 125 Miliardi di metri cubi/anno, a fronte quest’anno di una sessantina di miliardi di metri cubi di gas effettivamente importato (La parte GNL della capacità totale è di circa 50 Milioni/giorno, 18 Miliardi/anno).

Che le infrastrutture siano un po’ ridondanti è una necessità, anche per le caratteristiche del ciclo dei consumi (che ad Agosto sono di regola meno della metà che a Gennaio/Febbraio; onde per sfruttare la portata dell’infrastruttura d’estate la stessa trasporta anche gas per consumo invernale destinato temporaneamente allo stoccaggio). Un 30% di ridondanza è fisiologico; però superare il 100% molto meno. Anche perché a chiudere il sistema soccorrono gli stoccaggi. 16 Miliardi di metri cubi di capacità, di cui 4,6 riservate allo stoccaggio c.d. “strategico” (quello cioè destinato ad usi di emergenza e sottratto al ciclo estate/inverno ed alla disponibilità degli operatori privati). Sulla base dei numeri di oggi, abbiamo una capacità di stoccaggio dell’ordine del 23/24 % dei nostri consumi nazionali, e con una punta massima di erogazione pari a 225 Milioni di metri cubi/giorno. (La capacità di erogazione effettiva è correlata alla pressione di giacimento; e dunque diminuisce man mano che lo stoccaggio si svuota. A marzo il contributo massimo che può quotidianamente venire dallo stoccaggio è perciò minore di quello disponibile a gennaio). Compariamo questi numeri a quelli dei consumi effettivi. Nel 2012 (che è stato inverno freddo, e dunque con consumi presumibilmente più alti di quelli con cui ci confronteremo nei primi mesi del 2015) i consumi medi giornalieri sono stati (arrotondando i decimali) di 327 milioni di metri cubi/giorno a Gennaio, 370 a Febbraio e 213 a Marzo. L’idea di una ridondanza strutturale ne pare a prima vista ben confermata.

Poi, è vero, ci sono le “punte”. La punta giornaliera di tutti i tempi si è verificata nel Febbraio 2012. 464,4 Milioni. E qui, c’è da riconoscerlo, il sistema è andato un po’ in affanno. Ma proprio l’eccezionalità rimanda alla questione sottesa a qualunque decisione sulla “sicurezza” energetica. Che è poi quella di capire quanto siamo disposti a spendere per assicurarci contro l’imprevisto; e di cercare di capire da quale “imprevisto” cerchiamo di proteggerci.

Sicurezza energetica. Ovvero il fabbisogno, e dove e con che rischi procurarselo. Sul fabbisogno, nel breve le variabili principali sono due. La produzione nazionale e l’apertura o meno di nuove infrastrutture di importazione. La produzione nazionale oggi vale poco meno di 8 miliardi di metri cubi/anno. Se come annunciato l’attività di ricerca e produzione sarà di nuovo consentita (soprattutto con riferimento al Nord Adriatico) nei prossimi anni la produzione nazionale potrebbe crescere di 4/5 miliardi. Se invece sarà Nimby la produzione nazionale continuerà a decrescere, e dovremo sostituirla importando 8 miliardi di metri cubi in più.

Le infrastrutture. Al netto dei rigassificatori che a rischio proprio nessuno sembrerebbe voler fare, la cosa più concreta sembrerebbe il TAP, o Trans Adriatic Pipeline, che dovrebbe fare arrivare sino a 10 miliardi/anno di gas azero. Se il TAP arriva aumenta però la ridondanza; o nel caso peggiore (quello della fine della produzione nazionale) la mantiene ai livelli dell’oggi. Ci potremmo trovare nel 2020 con poco più di 70 miliardi di consumi; alimentarli con gas tutto di importazione; ed avere una capacità infrastrutturale di importazione superiore a 135 miliardi/anni (quando nel 2006 importammo il volume record di 77 miliardi e mezzo, avevamo capacità infrastrutturale intorno ai 100 miliardi). Il TAP infatti lo faranno (se e quando) sul presupposto di poter riesportare il gas che entra in Italia; che sennò si correrebbe il rischio di far ridondanza non solo di infrastruttura, ma anche di materia prima.

I rischi. La dipendenza dall’importazione fa di regola sinonimo con rischio fornitore. E gli usi civili ti stabiliscono una correlazione tra consumi e temperature. Sicurezza vuole in pratica dire “assicurarsi” contro i rischi. E l’”assicurazione” prende spesso e a volte di necessità la forma della ridondanza. Capacità in eccesso vuole dire poter potenzialmente diversificare i flussi in provenienza dai singoli fornitori. Stoccaggio in eccesso vuol dire mettersi in sicurezza da gelate a marzo. E così di seguito. Il problema qui è che la ridondanza, per definizione, non è “economica”; o detta altrimenti che costruire qualcosa che serve solo in caso di gelate a marzo vuol dire costruire qualcosa che non sarà mai in grado di ripagarsi da solo. La sicurezza non è gratis; ed oltre certi limiti non ha senso di “mercato”. Il quantum di sicurezza ed il quantum (inteso come costo) della sicurezza è decisione “pubblica”, ed anzi “politica”. Anche perché finanziabile solo con intervento pubblico diretto o in alternativa (il che è la norma) con la garanzia del recupero dell’investimento attraverso la sua trasposizione nella tariffa delle utenze (il meccanismo RAB).

Crisi economica e rinnovabili ci hanno lasciato in eredità un sistema gas particolarmente ricco di ridondanza. Poi è possibile che se nella seconda metà di marzo stiamo sempre sotto zero l’abbassarsi della punta di erogazione degli stoccaggi ci metta un poco in crisi; ed è possibile che in caso di blocco delle forniture dalla Russia che si protrae oltre i due/tre mesi il sistema mostri qualche (gestibile) debolezza. Ma quanto costa “assicurarci” da questi eventi? Ed alla luce della probabilità che questi eventi si verifichino, vale la pena di assicurarli o non sarebbe il caso di destinare altrove i fondi della polizza? Fissare l’asticella della sicurezza che possiamo permetterci di comperare; e poi individuare le “ridondanze” che ce la assicurano. Ridondanze che a volte potranno essere di materia prima (ampliare la capacità di stoccaggio non ha senso se gli stoccaggi restano poi vuoti), ed altre solo infrastrutturali. A questo, e non ad altro, dovrebbe essere confinato il discorso sulla sicurezza. E farsi infine discorso trasparente.

Oltre la ridondanza. Ovvero aggiungere ridondanza a ridondanza. E’ il vero cambiamento di paradigma del decennio. Nel 2005 rincorsa privata a nuove infrastrutture, e timore di non essere comunque in grado di soddisfare le necessità del futuro. L’infrastruttura driven dalla domanda. Nel 2015 stimolo pubblico a nuova ridondanza. L’infrastruttura, cioè, driven dalla “sicurezza”.

Si chiude un decennio in cui i nostri consumi sono scesi quasi del 30%; e la nostra capacità infrastrutturale di importazione è invece contemporaneamente cresciuta grosso modo del 20% (essenzialmente per effetto degli ampliamenti dei gasdotti Tag e Green Stream e dell’entrata in esercizio dei rigassificatori di Rovigo e Livorno). Che altro sia ancora necessario ti dà l’idea che l’asticella della sicurezza stia scomparendoci tra le nuvole.

La richiesta di più infrastrutture prende essenzialmente due forme, spesso tra loro complementari. Una è la leggenda dello Hub; e cioè l’idea che l’Italia possa essere punto di arrivo e grande arteria di transito per il gas destinato ai mercati europei. L’altra è che per alimentare lo Hub ma anche per dare maggiore liquidità e sicurezza al sistema italiano si rendano necessari uno o più nuovi punti di importazione nella forma di impianti di rigassificazione.

Lo Hub. Significa tra l’altro ampliamento della rete di trasporto nazionale. Già sulla base di quanto si annuncia (Tap incluso) Snam Rete Gas stima la necessità di dover rendere trasportabili sull’asse Sud Nord circa 25 Milioni di metri cubi/giorno aggiuntivi agli attuali. 9 Miliardi all’anno, essenzialmente derivanti dal miglioramento dell’infrastruttura calabra e dalla realizzazione della c.d. dorsale adriatica (finalizzata a collegare eventuali importazioni dalla Puglia). La dorsale è stata ripetutamente bloccata da problemi di permitting ; ma magari la riforma del titolo V della Costituzione precederà il Tap. Il punto, a nostri fini, è un altro. Se un importatore chiede accesso alla rete e presta le garanzie previste dalla normativa (ARG/gas/2010), insomma garantisce di pagare per l’utilizzo della capacità che chiede di avere a disposizione, che sia comunque benvenuto. Ma non sembrano esserci oggi basi ragionevoli per invogliarlo attraverso la realizzazione anticipata di capacità non allocata. Non c’è motivo cioè di far pagare in bolletta ai consumatori alcuna ulteriore ridondanza di capacità. Si transiterà dall’Italia se così convenienza (degli operatori) vorrà (ed il potenziale che ciò accada appare francamente un po’ sopravvalutato). Lo stimolo pubblico (seppur nella forma mascherata dell’allocazione in tariffa di nuova capacità di trasporto non allocata) pare decisamente fuori luogo. E ciò dovrebbe valere sia per la rete interna che per le infrastrutture di importazione quali, appunto, i rigassificatori.

Il rigassificatore agevolato. Ovvero, formalmente, la resurrezione del fattore di garanzia. Di recente concesso all’impianto di Livorno. E che ci si immagina di estendere a 1-2 impianti futuri, per renderne certa la realizzazione. Magari ampliando la quota garantita e remunerata di capitale investito dall’attuale 71% al 100%. Il rigassificatore che da impianto industriale di trasformerebbe così per modalità di remunerazione e sua messa in bolletta in un pezzo della Rete Nazionale. Nel caso di Livorno la giustificazione è stata al solito il carattere “strategico” dell’opera. Ne sono state date anche giustificazioni tecniche sul cui merito non si può qui entrare (se non per dire, en passant, che se il valore economico dell’opera sta nel suo poter mettere a disposizione una capacità di stoccaggio di emergenza, allora forse rafforzare gli stoccaggi a terra a parità di risultato sarebbe costato molto meno; ma transeat). E più in generale si è sostenuto che l’aumento della capacità di rigassificazione disponibile darebbe un contributo forte alla nostra “sicurezza” ed a rendere più liquido il mercato. Nulla di diverso sarà certamente detto per giustificare l’eventuale prossima avventura e magari l’estensione del fattore di garanzia al 100%.

Sicurezza e liquidità. Due osservazioni possono forse aiutare a chiarire e capire. La sicurezza. Quanta e da chi o cosa? Di questi tempi, com’è ovvio, dici sicurezza e pensi alla Russia. Però anche quello è in buonissima parte un falso problema. Nel 2013 e 2014, gli acquirenti italiani hanno usato delle ridondanze non per affrancarsi, ma per comprare il comprabile dalla Russia ed il meno possibile dagli altri; col risultato che siamo arrivati ad approvvigionarci da Oriente per il 60% del fabbisogno, contro il 30 di pochi anni fa. Abbiamo contratti correnti di lungo periodo che prevedono ancora per i prossimi anni volumi minimi (i cosiddetti volumi di take or pay) di importazione dell’ordine dei 20 Miliardi di mc/anno; e (forse) pacta sunt servanda. La Russia a sua volta non ha la minima voglia di emanciparsi da noi, posto che al netto di un poco di GNL oggi l’unico cliente del suo gas è in pratica l’Europa (il che a fronte di un mercato in decrescita pone loro un problema di security of supplying, più che a noi un problema di security of supply). E infine, a furia di domanda che stagna o decresce, forse della Russia in caso di emergenza possiamo seppure un po’ freddini già fare a meno. La “Stress Test Communication” della UE (ottobre 2014) simula un’interruzione totale o parziale (cioè limitata alle forniture via Ucraina) delle forniture russe per periodi da uno a sei mesi (e già prima dei sei mesi una prolungata sospensione totale delle forniture russe segnalerebbe probabilmente che il problema prioritario non è più il gas). Il caso estremo avrebbe un “impatto sostanziale” sulla UE; e però se fosse messa in campo una forte collaborazione tra i Paesi europei i consumatori protetti continuerebbero a ricevere gas anche nel caso di blocco totale della fornitura russa. (La raccomandazione per la gestione efficace del tema sicurezza è infine a lasciar fare al mercato ed evitare misure intervenzioniste da parte dei singoli Stati).

La “collaborazione” raccomandata dalla UE, più che a nuova infrastruttura, sembra rimandare all’integrazione che c’è. O, come nel caso dei rigassificatori, che non c’è. L’Europa (allargata a questi fini alla Turchia) ha una capacità di rigassificazione installata totale nell’ordine dei 200 Miliardi di metri cubi di gas naturale/anno. Oltre il 40% del consumo europeo è perciò potenzialmente copribile con importazioni di GNL. Con due problemi. Il primo è che la capacità non è integrata in rete, e perciò spesso disponibile solo localmente. L’esempio estremo è quello della Penisola Iberica. 65 Miliardi di mc di rigassificazione installati, e dunque 65 miliardi di capacità di importazione. Il problema è che poi non li puoi riesportare in Europa. Il collegamento Spagna – Francia non sopporta allo stato attuale più di cinque miliardi/anno. La capacità di importazione in Europa è fortemente ridondante; ma la capacità di distribuirla per l’Europa, e renderla un unico mercato, è ancora fortemente carente. Il non distribuito, in ottica europea, può equivalere al non importato. Forse vale la pena di dare priorità all’integrazione di quel che già c’è.

Il secondo problema attiene in qualche modo alla “liquidità” del mercato. Il GNL, nelle condizioni dell’oggi, non rende più “liquido” il mercato italiano del gas; ma semplicemente aumenta la liquidità del mercato del GNL. Che va dove più lo pagano. L’anno scorso mediamente10,72 Dollari per milione di BTU in Germania, e 16,17 in Giappone, con punte sporadiche intorno ai 20 dollari su alcuni mercati asiatici. Al mondo c’è capacità di liquefazione ridotta rispetto alla domanda di rigassificazione, e forse neanche i progetti di liquefazione in corso basteranno ad uscire dalla condizione di un mercato prevalentemente dell’offerta. E il GNL va dove meglio lo pagano. I rigassificatori europei, nel 2013, sono stati la ridondanza delle ridondanze. Hanno avuto un fattore di utilizzo intorno al 20%. L’equivalente di 160 miliardi di metri cubi di capacità di rigassificazione inutilizzata. A fronte, per dare un paragone, di 163 miliardi di importazioni totali dalla Russia in Europa. Una ridondanza che pareggia il volume massimo storico dell’importazione di gas russo. Se volevamo più gas rigassificato e meno gas russo, sarebbe bastato comprare più gas a prezzi asiatici, e giusto pagarlo un 30/40% in più. Il che però non sarebbe parso un gran contributo alla (o della…) liquidità del mercato.

Un’aggiunta alla “sicurezza” sostanzialmente superflua. Un contributo di liquidità paradossalmente negativo. La Signora Gina forse questo in bolletta non lo vorrebbe pagare. Poi certo un’opera è occupazione e lavoro. Però qui è anche e forse soprattutto tentazione finanziaria. I meccanismi di compensazione dello strategico consentono a chi investe di lucrare via bolletta un margine certo tra il costo del capitale investito e il suo rendimento. Senza questa spinta, il rigassificatore dieci anni dopo sarebbe forse fantasma vero. Invece potrebbe essere ancora opera, e farsi paradigma dell’infrastruttura regolata come ultima frontiera della rendita.

Sarebbe forse meglio evitare di cadere in tentazione; e che finisca che si scrive Hub, ma si pronuncia RAB.

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(articolo apparso sul numero 11/2014 di Limes e riprodotto con l’assenso dell’editore)

L’urgenza di una Strategia Energetica Nazionale sostenibile

Ricevo da Rinaldo Sorgenti e con volentieri pubblico.

Rinaldo Sorgenti - Vice Presidente di AssocarboniÈ ben evidente che una Strategia Energetica Nazionale (SEN) debba affrontare argomenti che riguardano le prospettive a medio e lungo termine ed è quindi opportuno delineare una strategia bilanciata e sostenibile che comprenda argomenti come l’Efficienza Energetica e lo sviluppo della ricerca per la messa a punto di Fonti Rinnovabili affidabili e sostenibili per il futuro. Ma una componente fondamentale di una SEN deve altresì riguardare la produzione elettrica, che sempre più sarà la spina dorsale per un Paese che aspira a mantenere la propria posizione a fianco delle economie più avanzate nel mondo.

Questo è purtroppo il principale handicap che condiziona da lungo tempo l’economia del nostro Paese, che storicamente si base sulle capacità manifatturiere e sull’export dei propri prodotti. Peraltro, il rischio strategico che il sistema Italia subisce non ha eguali tra i Paesi sviluppati ed è ormai urgente che il Governo e i vari Stakeholder ne prendano finalmente atto per attuare quindi tutte quelle indispensabili iniziative che ci consentano di superare questo grave problema, che inficia pesantemente le capacità competitive del nostro Paese.

Per fortuna non c’è bisogno di guardare nella “palla di cristallo” per capire cosa necessiti fare: allo scopo, una semplice analisi del “Mix delle Fonti” per la produzione elettrica che si riassume nella media del 27 Paesi Ue ed ancor più la realtà del “Mix” dei Paesi del G8 e del G20 (con l’eccezione rischiosa ed insostenibile proprio dell’Italia), non può non fare da parametro e guida per le indispensabili decisioni strategiche da attuare.

Quali scelte quindi per il nostro Paese?
L’evidenza nella Ue27 dimostra che le “Fonti di Base” di un sistema affidabile e sostenibile debba necessariamente basarsi su CARBONE + NUCLEARE (come insegnano tutti i Paesi del G8 – Italia esclusa) e quanto più una delle 2 fonti è trascurata, maggiore è la necessità di ricorrere all’altra. L’Italia presenta chiaramente una situazione anomala ed asimmetrica, avendo solo il 13% di produzione da CARBONE e nulla (sul nostro territorio) dal NUCLEARE.

L’altra pesante anomalia italiana, è quella della produzione elettrica nazionale, dove l’Italia storicamente produce sul proprio territorio solo circa l’85% dell’elettricità che consuma ed è infatti il principale importatore in Europa di questo importante vettore.

In compenso, è positivo riscontrare che l’Italia indiscutibilmente presenti la migliore situazione in termini di intensità elettrica pro-capite (5,6) rispetto a tutti gli altri principali Paesi. Siamo infatti il Paese più “virtuoso” in termini di consumo elettrico. Lo siamo peraltro anche in termini di emissioni di CO2 pro-capite; elementi questi spesso mistificati e distorti nella comunicazione mediatica.

Peraltro, nessuno in Europa ha fatto così tanti investimenti negli ultimi 10 anni per ammodernare il proprio parco di generazione elettrica; purtroppo però questo è avvenuto quasi esclusivamente con la realizzazione di moderni “Cicli Combinati” alimentati a Gas Metano, per sostituire i vecchi “Cicli a Vapore” alimentati ad Olio Combustibile.

La demagogia e la speculazione comunicativa che si basa fondamentalmente su fuorvianti aspetti emotivi, ha invece impedito di diversificare ed equilibrare il nostro “Mix” con la realizzazione di alcune moderne Centrali a Carbone che per le caratteristiche orografiche del nostro territorio potrebbero agevolmente trovare la loro dislocazione lungo la penisola.

Infatti, concetti razionali di vera “Sostenibilità” per il sistema di generazione elettrica di un Paese avanzato si possono agevolmente riassumere nei punti seguenti:

  1. Facilità degli approvvigionamenti
  2. Economicità
  3. Continuità (vs. intermittenza di eolico e solare)
  4. Sicurezza strategica
  5. Efficienza di utilizzo dei combustibili primari
  6. Rispetto ambientale

Da un’analisi obiettiva risulterebbe quanto mai evidente che il Carbone sia un combustibile a tutti gli effetti “Sostenibile”, rispondendo in maniera opportuna a tutti e 6 i parametri sopra citati, soprattutto per un Paese notoriamente povero di “materie prime” come l’Italia, che dipende più di qualunque altro dalle importazioni energetiche per soddisfare i propri bisogni.

La risposta tecnologica comprende: le CCT (Clean Coal Technologies), che consentono di utilizzare il Carbone senza particolari inconvenienti di natura ambientale, mentre con la CCS (Carbon Capture & Storage) è possibile anche rispondere all’eventuale necessità di ridurre le emissioni di CO2 in atmosfera.

Come noto, la Commissione Europea ha posto le tecniche di CCS tra le iniziative da attuare per rispondere alla Direttiva di riduzione delle emissioni in atmosfera, ma è evidente che applicare tali tecniche CCS solo all’utilizzo del Carbone NON risolverebbe affatto il problema delle emissioni, in quanto la realtà italiana nel 2010 evidenzia che 2/3 delle emissioni di CO2 dalla generazione elettrica siano dovute all’utilizzo degli idrocarburi: 56% al Gas Metano e 7% all’Olio Combustibile, essendo il contributo emissivo del Carbone solo del 35%, mentre un 2% è dovuto ad altri combustibili.

Come sappiamo, le emissioni di CO2 dalle Biomasse non sono considerate, anche se sarebbe forse opportuna una riflessione, sul breve-medio periodo (se questa è la preoccupazione), perchè la combustione di un albero che ha impiegato 20-30 anni mediamente per crescere, rilascia immediatamente in atmosfera tutta la CO2 che lo stesso ha assorbito per la sua crescita e ce ne vorranno ancora 20-30 per farlo ricrescere tal quale.

Inoltre, applicare la contabilizzazione delle emissioni di CO2 alle emissioni di sola “combustione” (post-combustion), come prevede la Direttiva ETS-Ue, e trascurando invece totalmente le emissioni dovute alla “estrazione/produzione” (pre-combustion) dei combustibili fossili – come di fatto avviene con il Protocollo di Kyoto e come abitualmente considerato da tutte le Istituzioni internazionali (IPCC, Ue e Paesi emettitori) – si determina una chiara discriminazione che nulla ha a che fare con il supposto concetto del contrasto ai “Cambiamenti Climatici”, generando invece un’evidente ed impropria discriminazione ed un’alterazione dei principi di “libera concorrenza” (peraltro non consentita dalle stesse leggi fondanti della Ue) tra: Paesi – Settori – Prodotti, all’interno della stessa Comunità europea.

Per dare un esempio di cosa significhi quanto sopra citato ed un parametro di valutazione globale, basterebbe andare ad osservare cosa avviene in fase di estrazione del Gas Metano nei vari Paesi produttori, dove risulta che: “Almeno 1/3 delle riserve mondiali di Gas Naturale presentano in giacimento alti livelli di anidride carbonica (CO2)”, che l’industria del settore da decenni provvede a separare dal flusso dei Gas in estrazione per liberarla in atmosfera (vented), senza che questa sia conteggiata ne attribuita ad alcuno (chiedetelo ad IPCC)!

Quindi, la strategia necessaria per l’Italia, per :

  • Migliorare la propria competitività;
  • Ridurre i rischi di approvvigionamento energetico;
  • Incrementare la sostenibilità Paese;

non può non considerare l’urgente necessità di diversificare ed equilibrare il proprio “Mix delle Fonti”, con:

  1. Carbone: raddoppiare il suo contributo, con l’utilizzo delle tecnologie CCT e CCS.
  2. Gas Metano: ridurre/dimezzarne l’uso, rispetto all’eccessiva dipendenza attuale.
  3. Nucleare: valutare se continuare con l’import, dopo l’esito del recente Referendum.

Perché il Carbone è:

  • Diffuso ampiamente nel mondo
  • Disponibile in grandi quantità
  • Economico (molteplicità di fornitori)
  • Sicuro (non è velenoso, né esplosivo)
  • Eco-compatibile grazie a CCT e CCS.

Parliamone quindi, senza pregiudizi e fuorvianti ideologie, nell’interesse di tutti.

Rinaldo Sorgenti
(Vice Presidente di Assorcaboni)