2. Le risorse di idrocarburi in Italia

 

2.1  Storia della ricerca

2.2  Localizzazione geografica dei giacimenti

2.3  Posizionamento dell’Italia tra i paesi europei

2.4  Produzione di idrocarburi in Italia

2.5  Riserve di idrocarburi in Italia

2.6 Life Index

2.7  Pozzi perforati e numero di impianti di perforazione in attività

2.8  Tasso di successo tecnico

 

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2.1 Storia della ricerca

 

L’industria petrolifera mondiale muove i primi passi nella seconda metà dell’Ottocento, il 27 agosto 1859, quando a Titusville, una remota località della Pennsylvania, Edvin Laurentine Drake inizia a produrre petrolio greggio da un pozzo perforato a circa 20 metri di profondità. A questa data convenzionale si fa risalire l’inizio della moderna industria petrolifera. Peraltro già in altri paesi si erano perforati o scavati manualmente pozzi petroliferi tra cui l’Italia: annoverata allora come “Pennsylvania d’Europa”. Appena unificato, il nostro Paese seppe dare un impulso rilevante allo sviluppo dell’industria petrolifera, mantenendo sin dalla sua fase pionieristica posizioni di non secondaria rilevanza nel contesto mondiale per poi guadagnarvi livelli di preminenza nonostante gli enormi svantaggi che ha dovuto superare: la ritrosia del capitale privato ad investirvi; l’endemica scarsità interna di materie prime; la debolezza politica del nostro Paese nello scenario internazionale; l’assenza dei retaggi coloniali su cui i grandi trust avevano forgiato il loro dominio.

 

Dagli studi di chimica del genovese Giuseppe Mojon si avvia nel 1802 l’era italiana del petrolio con l’illuminazione delle vie di Genova, impiegando la nafta che affiorava lungo le rive del fiume Taro vicino a Parma. A quelle pionieristiche applicazioni risalgono i primi sfruttamenti di petrolio indagati dall’Abate Antonio Stoppani (1824-1891), autore della “Geologia d’Italia” e del più famoso “Il Bel Paese”. Storia di non minor successo nel gas: iniziata a fine Settecento con gli studi di Alessandro Volta su talune proprietà degli idrocarburi e dell’Abate Lazzaro Spallanzani. Storia, infine, industrialmente avviatasi nel 1846 con la convenzione tra Comune di Torino e “Compagnia di illuminazione a Gas per la città di Torino” costituita nel 1837 per illuminare la futura prima capitale d’Italia con gas distillato da combustibili solidi.

 

Un tratto accomuna e caratterizza quelle prime esperienze e il successivo corso della storia petrolifera italiana: il suo far perno sulla cultura scientifica, sulla tecnica, sulla capacità professionale degli uomini che vi si dedicarono. Netta, in tutti i campi, fu la presenza e talora la supremazia della scienza italiana che seppe imprimere a livello mondiale un’indelebile impronta in tutti i processi innovativi che guidavano il divenire delle fonti/forme di energia. Dalla metà dell’Ottocento l’imprenditoria italiana dette nel petrolio discreta prova di sé: adottando tecniche di perforazione allora all’avanguardia, ricorrendo all’ausilio di geologi, tenendo in alta considerazione l’apporto estero.

 

Imprese straniere prendono ad investire in Italia, talora in partnership con imprese nazionali, portando nuovi mezzi, tecnici specializzati, semplici lavoratori. Numerosi imprenditori avviarono attività esplorative nell’Appennino emiliano (province di Piacenza, Parma, Modena) espandendosi poi in altre zone che sembravano promettenti (in Abruzzo, nella valle del fiume Pescara, e al confine tra Lazio e Campania, nella Valle Latina e nella Terra di Lavoro). Alla nascita dello Stato unitario nel 1861 si contavano 5 miniere che con 8 operai producevano 4 tonnellate di petrolio. Quantità irrilevante che consentì comunque all’Italia di essere nel 1865 la quinta nazione al mondo a produrre petrolio dopo Romania (1857), Stati Uniti (1859), Canada (1862), Russia (1863). Da quelle poche tonnellate la produzione sale a 3.594 tonnellate nel 1895 sino a punte intorno alle 10.000 nel 1911, con l’impiego di circa 500 operai, per poi flettere a 6.000 alla vigilia della Grande Guerra.

 

La ricerca petrolifera fu condotta per molti anni da piccole compagnie a scala locale o al massimo regionale. Tra queste: la Società Petrolifera Italiana (SPI), azienda privata fondata nel 1905 a Fornovo Taro (PR), primo produttore di grande dimensione e lunga durata, ad opera del piacentino Luigi Scotti o la Petroli d’Italia sorta nel 1906 dalla fusione di due società francesi. Altre attività si hanno nella distribuzione commerciale e nell’impiantistica, con la fabbrica fondata da Silvio Ballerini &C. per la produzione di piccoli impianti per la ricerca di idrocarburi e cresciuta nel tempo sino a divenire leader nella grande impiantistica di perforazione.

 

Ovunque vi fosse petrolio si formavano generazioni di semplici lavoratori – a partire dal “pozzaro” che si calava con la fune nel buco fatto nel terreno a colpi di piccone – di abili tecnici e imprese specializzate: embrione di un distretto che guadagnerà posizioni di eccellenza mondiale. Dalla metà dell’Ottocento si contano in Italia cinque Scuole minerarie con tecnici della perforazione formati principalmente a quella piacentina. Un territorio, questo, che si caratterizzerà come quello a maggiore concentrazione di conoscenze tecniche nell’intero ciclo petrolifero: dalla mineraria alla raffinazione – con tecniche allora all’avanguardia – al trasporto – col primo oleodotto (1908) di 29 kilometri che collegava la prima raffineria sorta a Fiorenzuola d’Arda ai giacimenti piacentini e il primo metanodotto (1937) che univa i pozzi di Podenzano alla città di Piacenza e poi a Lodi e Milano.

 

Più si affermava il mito e il potere del petrolio più si palesavano, tuttavia, i limiti dell’iniziativa privata, motivati dalle scarse possibilità di successo del sottosuolo, ma al contempo dalla ridotta attitudine ad arrischiare scarsi capitali in attività ad elevata alea finanziaria e lunghi tempi di ritorno. Il ruolo diretto dello Stato era assente mentre quello indiretto, d’ordine normativo e regolamentare, mirava a favorirne la crescita anche con l’erogazione di sovvenzioni statali che tuttavia a ben poco valsero. L’orientamento liberista che arriverà a stabilire nel 1921 che nella ricerca di oli minerali fosse “esclusa sempre ogni e qualsiasi conduzione da parte dello Stato” fallì miseramente.

 

Tra il 1911 e il 1925 le ricerche minerarie non avevano sortito positivi risultati mentre la produzione inesorabilmente declinava. La costituzione nel 1926 dell’Azienda Generale Italiana Petroli (AGIP) rappresentò la presa d’atto di tale situazione e la risposta pubblica al disinteresse privato. L’AGIP incominciò a svolgere ricerche su tutto il territorio nazionale, spingendosi anche all’estero. Per i primi quaranta anni del XX secolo, l’esplorazione petrolifera in Italia dette tuttavia pochi risultati. La geologia complessa e la struttura tettonica molto frammentata del nostro Paese avrebbero richiesto   tecnologie allora inesistenti.

 

Se i risultati industriali ottenuti da AGIP non furono pari alle aspettative, fondamentale per il futuro dell’industria italiana fu, invece, l’eredità che lasciava. Di essa merita sottolineare due aspetti. In primo luogo, la ricognizione scientifica dell’intero sottosuolo italiano fatta dall’Azienda di stato chiamando a collaborare i maggiori scienziati. Da artigianale la ricerca doveva divenire industriale, aumentando di scala e facendo ricorso alle tecniche innovative della geofisica, ad iniziare da quella sismica a riflessione – nuovo “paradigma tecnologico” della mineraria – che aveva dato eccellenti risultati negli Stati Uniti. Pur disponendo di poche risorse, AGIP sarà la prima società europea a impiegarla reclutando nel 1940 una squadra di tecnici americani dalla Western Geophysical Co. di Los Angeles il cui contributo sarà determinante per comprendere la geologia del sottosuolo padano e per la scoperta, tra 1944 e 1946, a Caviaga (Lodi) del più importante giacimento di gas nell’Europa Occidentale – con riserve di 12 miliardi di Sm3 – e nel 1949 del primo grande giacimento di petrolio a Cortemaggiore (Piacenza).

 

Il secondo tratto emblematico dell’eredità dell’AGIP era la centralità del sapere quale insieme di conoscenze e competenze scientifiche, tecniche, organizzative necessarie alla crescita delle imprese e alla riduzione dell’enorme divario sui trust internazionali. Un Sapere che si incardinava negli uomini, nella loro cultura tecnico-scientifica, nella forza dei loro convincimenti più che nei risultati concretamente conseguiti. Un’eredità che si incardinerà nella grande vicenda di Eni fondata nel 1953 da Enrico Mattei nominato nell’immediato dopoguerra Commissario Straordinario dell’AGIP, col compito di liquidarla e convinto della necessità per il nostro Paese di disporre di una robusta e indipendente azienda petrolifera nazionale.

 

Con Eni si avvierà la straordinaria stagione della ricerca mineraria nel nostro paese. Tra 1946 e 1960, partendo praticamente da zero, l’Azienda di Stato moltiplica di 50 volte i metri perforati con un aumento delle riserve, soprattutto di gas, da valori insignificanti a 300 milioni barili petrolio equivalente nel 1953, a 661 nel 1960, a 946 nel 1970, a 3.416 nel 1980. Simmetrica la curva della produzione di petrolio a livelli comunque marginali sulla domanda interna, mentre il balzo di quella di gas sarà in grado di alimentare per molti anni l’intera domanda. La politica allocativa del gas seguita da Mattei mirava a due obiettivi. In primo luogo, l’ammodernamento tecnologico e l’allargamento della nostra base industriale cui il gas viene destinato per i due terzi nella prima fase della metanizzazione (1950-1970). In secondo luogo, la riduzione dei prezzi per rafforzare la competitività industriale e la capacità di spesa delle famiglie, col progressivo aumento dei loro usi in parallelo all’espandersi delle reti di distribuzione ad opera di società private e pubbliche. Per la seconda volta nella storia unitaria l’energia veniva a svolgere un ruolo cruciale nello sviluppo del Paese. La prima, incardinata sull’idroelettrica, la si era avuta nella fase del “decollo” economico tra 1897 e 1913. La seconda, negli anni del “miracolo” tra 1949 e 1963, incentrata su petrolio e gas.

 

Negli anni ‘50 l’attività di esplorazione in Pianura Padana fu frenetica, con l’impiego di otto gruppi sismici (per metà di contrattisti americani e per metà italiani) e di trenta impianti di perforazione. Un record per quell’epoca nell’intera Europa. La produzione annua, che nel 1945 era stata di 12 milioni di Sm3, balzò a 1 miliardo nel 1953, a oltre 6 miliardi nel 1960, a 12,1 nel 1970 sino a punte di 20 miliardi. In Sicilia, nel 1953 l’americana Gulf Oil fece le prime scoperte a olio nei dintorni di Ragusa, cui seguirono quelle di Gela (1956), sempre a olio, e quella a gas di Gagliano nel 1959. Una data storica per l’industria petrolifera italiana con l’avvio dell’esplorazione in mare col primo pozzo europeo perforato in Sicilia, nelle acque di Gela, mentre nel 1960 si perfora il primo pozzo nell’Adriatico, davanti a Ravenna, dove inizia la prima produzione europea di gas da giacimenti offshore. L’esplorazione petrolifera si rivolse in seguito all’Italia centro-meridionale, con le scoperte dei giacimenti metaniferi di San Salvo e Cupello in Abruzzo e di Ferrandina e Grottole in Basilicata.

 

Nel 1973 si ebbe la prima scoperta di olio negli strati profondi della Pianura Padana, a Malossa (Bergamo), a oltre 5.000 metri di profondità e nel 1984 quella ancora più consistente di Villafortuna a Trecate (Novara), il giacimento petrolifero a terra allora più grande dell’Europa Occidentale, ad oltre 6.000 metri di profondità. Nel 1988 si scoprì il giacimento a olio di Monte Alpi (Potenza), il primo dei giacimenti della Val d’Agri. Nello stesso anno fu anche messo in produzione il giacimento offshore di Aquila, nel Canale d’Otranto davanti a Brindisi, situato su un fondale di 850 metri, che al tempo fu un record europeo di produzione offshore in grandi profondità. Infine, si ricorda che nel gennaio 1997 entrò in vigore la nuova legge petrolifera italiana, che liberalizzò le ricerche nella Pianura Padana, consentendo dal 2000 l’ingresso di compagnie private nell’esplorazione petrolifera di questo bacino.

 


 

2.2 Localizzazione geografica dei giacimenti

 

La geologia dell’Italia è molto complessa e ha dato alla penisola un assetto strutturale e sedimentario molto articolato. Ciò non ha favorito la formazione di grandi ed estesi bacini petroliferi, ma ha creato localmente situazioni favorevoli alla formazione di numerose province di una certa importanza, anche se non di grande estensione. Dal punto di vista tettonico e strutturale, l’Italia può essere suddivisa in quattro zone, legate alla presenza delle catene alpine e appenniniche: (a) un “bacino di retroarco”: area poco deformata costituita dal Mar Tirreno; (b) un’area di catena, che costituisce il grande arco che va dalle Alpi agli Appennini, fino a costruire l’ossatura della Calabria e della Sicilia; (c) un’area di “avanfossa”: il bacino depresso e poco deformato che si trova al fronte delle catene montuose che avanzano sul cosiddetto “avampaese”, rappresentata dal margine adriatico e ionico e dal Canale di Sicilia; (d) un’area di “avampaese”: la zona non ancora deformata verso la quale avanzano le catene montuose in formazione, costituita dalla Pianura Padana, dal Mare Adriatico, dalla Sicilia Sud-orientale e dal Canale di Sicilia.

 

La distribuzione delle principali provincie petrolifere rispecchia la situazione geologica: il confronto tra una carta strutturale con quella dei principali giacimenti mostra che il 40% di questi si trova in aree di catena (Appennino meridionale o della Sicilia centrale), mentre il restante 60% si trova nelle avanfosse e nell’avampaese. I giacimenti dell’alto Adriatico e della Pianura Padana sono chiusi tra il fronte delle Alpi e il fronte degli Appennini che avanzano uno verso l’altro, mentre il bacino di Pescara e il bacino dell’Adriatico meridionale sono chiusi tra gli Appennini e le Dinaridi a Est. I giacimenti dell’offshore calabro, della Sicilia Sud-Orientale, del Canale di Sicilia appartengono a strutture tettoniche più complesse. Le provincie petrolifere più importanti sono l’Alto e Medio Adriatico e la Pianura Padana (gas e olio), il Bacino di Pescara (olio e gas), l’Adriatico meridionale (olio e gas), l’Appennino meridionale (olio), la Fossa Bradanica pugliese (gas e olio), l’offshore ionico della Calabria (gas), la Sicilia centrale (gas), il Bacino Pelagico del Canale di Sicilia (olio e gas).

 

I giacimenti a olio più importanti in produzione sono quelli in Val d’Agri (Potenza), la provincia coi maggiori campi, e a Villafortuna-Trecate (Novara). In Val d’Agri gli idrocarburi si trovano in pieghe anticlinali nei calcari mesozoici della Piattaforma Apula, coperti dalle falde dell’Appennino Campano-Lucano. La loro presenza è stata rivelata dalle manifestazioni superficiali di Tramutola, sfuggiti da trappole più profonde a seguito delle deformazioni tettoniche della catena appenninica. Nei giacimenti di Villafortuna-Trecate, gli idrocarburi si trovano in rocce carbonatiche mesozoiche fratturate a causa di deformazioni alpine sepolte sotto la Pianura Padana, e costituiscono uno dei giacimenti di idrocarburi liquidi più profondo al mondo (6.200 m).

 

Altri piccoli giacimenti a olio in produzione onshore si trovano in Sicilia (Gela e Ragusa), in Pianura Padana (Cavone di Carpi, Modena), in provincia di Campobasso (Masseria Verticchio) e a Frosinone (Strangolagalli). Giacimenti in produzione offshore si trovano nel  mare Adriatico (Sarago Mare, di fronte a Civitanova Marche, Rospo Mare, di fronte a Termoli) e in Sicilia (Gela, Perla e Prezioso, di fronte a Gela, Vega, al largo di Pozzallo, Ragusa). Un altro giacimento interessante è quello di Aquila, al largo di Brindisi, oggi in attesa di ripresa della produzione.

 

I giacimenti in produzione a gas più importanti si trovano nell’offshore adriatico, in Sicilia (Gagliano, Troina, Bronte), Puglia (Candela, Ascoli Satriano e Lucera), Emilia-Romagna (Spilamberto e Dosso degli Angeli). Degni di nota sono anche i giacimenti dell’offshore ionico, al largo di Crotone. Tra i giacimenti dell’offshore adriatico si ricordano quelli al largo di Ravenna, Cervia, Rimini, Pesaro, insieme con altri minori che si susseguono fino al largo di Pescara. Un consistente numero di giacimenti con interessanti riserve di gas (oltre 40 miliardi di Sm3) è stato scoperto nell’offshore del Veneto, tra la foce del Po e Chioggia (VE), ma non sono mai stati sviluppati ed entrati in produzione.

 

In quest’area, ogni attività è stata, infatti, sospesa dalla

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seconda metà degli anni 1990 a motivo di presunti squilibri ambientali che avrebbero potuto derivare dalla subsidenza indotta dalle operazioni di estrazione del gas. Un fenomeno prevedibile, monitorabile con precisione, contrastabile con tecnologie adeguate. Probabilmente si potrebbe sviluppare un progetto pilota con il massimo dell’innovazione tecnologica disponibile, iniziando dai giacimenti prossimi a quelli già sviluppati oltre la linea mediana di confine in acque della Croazia, che dal 1999 ha preso a sviluppare propri campi metaniferi offshore mettendo in produzione tre campi con dieci piattaforme fisse e con riserve di gas stimate in circa 60 miliardi di Sm3. Questa attività non ha avuto nessun impatto ambientale né in territorio croato né in quello italiano.

 

 


 

2.3 Posizionamento dell’Italia tra i paesi europei

 

L’aspetto più rilevante nel confronto tra Italia e altri paesi europei è il rapporto tra la consistenza delle risorse – accertate o presumibili – e la loro possibilità/capacità di valorizzarle. Ovunque in Europa si siano ritrovate risorse di idrocarburi (ma il discorso potrebbe allargarsi all’intero novero delle risorse energetiche) si sono sfruttate intensivamente al di là della loro consistenza e convenienza economica, spesso supportata da interventi pubblici. In Italia questo è accaduto solo nella stagione matteiana – a fronte per altro di forti opposizioni politiche – e in parte all’indomani delle crisi petrolifere degli anni ‘70. La politica energetica italiana ha, in sostanza, sempre osteggiato o trascurato la ricerca mineraria e la valorizzazione delle risorse eventualmente ritrovate. La scelta pur paradossale del nostro paese è stata, in sostanza, quella di preferire le importazioni alla produzione interna. Un’ostilità e indifferenza che si è riversata nella percezione negativa che della questione mineraria hanno sempre avuto l’opinione pubblica, i mass media, gli opinionisti.

 

Il confronto tra Italia e resto d’Europa è molto condizionato da quella che possiamo definire l’anomalia italiana. I dati su cui basarlo – si tratti di riserve o produzione – sono fuorvianti: perché non espressivi dell’effettiva consistenza del patrimonio di cui potremmo beneficiare. Nel quadro geografico e geologico europeo, esclusi

Studio RIE - CAP2_tab6

i grandi produttori del Mare del Nord (Norvegia, UK), l’Italia è, infatti, un paese relativamente ricco di idrocarburi: nel petrolio, occupa il primo posto per riserve di petrolio ed è il secondo produttore europeo dopo la Danimarca. Nel gas, invece, si attesta in quarta posizione per riserve e in sesta posizione per produzione, non tanto per la povertà assoluta del nostro sottosuolo quanto per le immani difficoltà a valorizzarlo. Va da sé che i volumi estratti siano andati poi diminuendo secondo il naturale tasso di esaurimento dei giacimenti in esercizio, non essendo questo controbilanciato dalla scoperta e messa in produzione di nuovi.

 


 

 2.4 Produzione di idrocarburi in Italia

 

Nel 2011 l’Italia ha prodotto 6,6 mln tep di gas naturale (8,3 miliardi di Sm3) e 5,3 mln tep di olio greggio (106.000 bbl/g) contro un consumo annuo rispettivamente di 62,3 mln tep (77,9 miliardi di Sm3) e 71,9 mln tep (1,4 mln bbl/g). Ciò Studio RIE - CAP2_fig4significa che l’Italia ha prodotto il 10,7% del proprio fabbisogno di gas e il 7,4% di quello di petrolio. Per un paese relativamente povero di risorse energetiche si tratta di quantitativi non trascurabili, anche perché queste percentuali sono suscettibili di aumenti rilevanti, viste le riserve di cui si dispone e a cui si potrebbe accedere se fossero consentiti maggiori investimenti. La Fig.4 riporta la produzione nazionale di gas e di olio divisa per Regioni e zone marine. Quasi il 75% del gas è prodotto offshore e il restante 25% a terra, essenzialmente in Basilicata, Sicilia e Puglia. L’olio invece è prodotto essenzialmente a terra, dal grande giacimento della Val d’Agri e da produzioni minori dei giacimenti siciliani e lombardo-piemontesi.

 

 

  Studio RIE - CAP2_fig5Studio RIE - CAP2_fig6

 


 

2.5 Riserve di idrocarburi in Italia

 

La stima delle riserve è questione molto complessa. Sui valori pubblicati la correttezza non è sempre verificabile, visto che da un lato non esistono procedure standardizzate, e dall’altro non è facile discernere – fra le molte analisi disponibili – le congetture dalle strumentalizzazioni, soprattutto per le riserve ancora da scoprire. Relativamente alle risorse ancora da scoprire, ci si riferisce alle cosiddette riserve ultime: le quantità convenzionali che devono essere ancora scoperte o che potranno essere con più efficienza prodotte in futuro da giacimenti oggi non noti. Infatti, in un determinato istante, le riserve certe di idrocarburi dipendono dal volume dei giacimenti già scoperti, dalle tecnologie di esplorazione e di produzione, nonché dal prezzo di vendita. L’aumento delle riserve è, da una parte, legato alla scoperta di nuovi giacimenti e dall’altra all’introduzione di nuove tecnologie per aumentare il fattore di recupero. Le stime delle riserve ultime variano parecchio, poiché dipendono da valutazioni tecniche ed economiche di maggiore o minore prudenza, ad elevato livello di soggettività.

 

La fonte ufficiale dei dati sulle riserve di idrocarburi in Italia è il Ministero dello Sviluppo Economico (Ufficio Nazionale Minerario per gli Idrocarburi e le Georisorse, UNMIG) che classifica come recuperabili la somma delle riserve certe + il 50% di quelle probabili + il 20% di quelle possibili. Nel grafico di seguito si riporta l’andamento delle riserve recuperabili negli ultimi 30 anni; le produzioni cumulate, il volume totale di gas naturale o di petrolio greggio prodotti in Italia nel corso dei decenni; la produzione annua.

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La produzione cumulata di gas a fine 2011 ammonta a 758 miliardi Sm³ (0,6 mld tep) con riserve recuperabili alla stessa data di 98 miliardi Sm³ (78,4 mln tep). L’andamento declinante delle riserve dalla prima metà degli anni ‘90 segue quello della produzione corrente che conosce il picco nel 1994 con circa 20 miliardi di Sm³ per poiStudio RIE - CAP2_fig7 calare progressivamente al di sotto degli 8 miliardi. A determinare questo crollo riteniamo non siano limiti di carattere geologico imposti dalla natura, ma l’impossibilità a realizzare gli investimenti, a cominciare da quelli di esplorazione. A questi si aggiungono difficoltà operative e la piccola dimensione di numerosi giacimenti difficilmente valorizzabili e gestibili – seppur economici – da società di grandi dimensioni. Diversa e molto più positiva la situazione nel petrolio, con riserve recuperabili di poco inferiori alla produzione cumulata. Fino ad oggi sono state, infatti, prodotte 171 milioni tonnellate contro un potenziale estrattivo di riserve recuperabili – se non si realizzeranno altri investimenti in esplorazione – di altre 151 milioni di tonnellate.

 

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2.6 Life Index

 

Il termine Life Index indica il rapporto tra riserve e produzione annua (R/P) ad una certa data, espresso in termini di anni. Molto spesso tale indice è impropriamente interpretato come il residuo orizzonte temporale di consistenza delle riserve, come fosse l’indicatore di livello del serbatoio di benzina di un’automobile, mentre esprime l’ammontare attuale delle riserve rispetto alla produzione ed è funzione del flusso di investimenti. All’aumentare di questi, il Life Index normalmente aumenta o si mantiene sui suoi livelli sino al momento in cui il giacimento non abbia raggiunto il massimo del suo stock di riserve.

 

L’andamento del rapporto R/P per il gas si è mantenuto sostanzialmente costante negli ultimi venti anni intorno ad un valore di poco inferiore a 15 anni (2010 = 13 anni) a motivo del parallelo declinare delle due grandezze. Per il petrolio, invece, il rapporto R/P ha sempre viaggiatoStudio RIE - CAP2_fig9 su valori elevati, anche superiori a 20 anni, fino al balzo del 2010 a 37 anni, poi corretto a 28 nell’anno successivo: questa recente dinamica è molto probabilmente ascrivibile a un ricalcolo delle riserve dei giacimenti esistenti conseguente ad una più attenta lettura dei dati resi disponibili dall’attività estrattiva. Qualunque ne siano le ragioni, resta il fatto che l’Italia ha nel petrolio un rapporto R/P molto elevato e largamente superiore a quello medio dell’Unione Europea (meno di 11 anni, con valori per la Gran Bretagna di 7 anni e della Norvegia di 9). Segno non già della gran ricchezza del nostro sottosuolo, ma dell’incapacità a sfruttare quella che è stata stimata.

 

Come si colloca il rapporto R/P dei giacimenti italiani di gas rispetto a quello di altri Paesi, anche grandi produttori? La Fig.10 mostra la produzione dei primi tre maggiori produttori mondiali: Russia, USA, Canada in relazione ai rispettivi livelStudio RIE - CAP2_fig10li R/P. A parte la Russia, che segna un valore di 74 anni – espressivo del grande ammontare di riserve di cui dispone – gli USA hanno un R/P di 13 anni e il Canada di 11. L’Italia ha un livello coincidente con quello americano. Dimostrazione, ancora una volta, dell’insufficiente dinamica degli investimenti. Si è inoltre posto a confronto il valore di R/P dei primi dieci produttori di gas europei. In generale, si nota un suo leggero calo in tutti i Paesi, tranne quello più rilevante registrato in Norvegia per il forte aumento della produzione. L’Italia, ottavo produttore di gas in ordine di importanza in Europa (includendo UK e Norvegia), mostra un rapporto lievemente decrescente.

 

Studio RIE - CAP2_fig11

 


 

 

2.7 Pozzi perforati e numero di impianti di perforazione in attività

 

Il Ministero dello Sviluppo Economico (ufficio UNMIG) mette a disposizione un database pubblico in cui sono elencati tutti i pozzi realizzati per l’esplorazione e la produzione petrolifera in Italia a partirStudio RIE - CAP2_fig12e dal 1895 con un totale di pozzi censiti di 7.110, di cui secondo alcuni ricercatori 5.745 realizzati dal 1941 (che si può considerare l’inizio dell’epoca petrolifera a tecnologia avanzata) al 2004. Si tratta di un numero molto consistente di pozzi che ha consentito di accumulare un bagaglio conoscitivo tale da poter tracciare precisi lineamenti geologici del sottosuolo italiano. Non meno significativo è il fatto che da un numero così rilevante di pozzi non siano derivati impatti ambientali tali da creare timori e precludere un sviluppo ulteriore dell’attività di ricerca e estrattiva. L’Italia può comunque considerarsi un Paese “maturo” dal punto di vista dell’esplorazione del sottosuolo e quindi la speranza di poter trovare giacimenti tali da cambiare l’ordine di grandezza della produzione è abbastanza inverosimile. Ciò non toglie che la ripresa dell’attività di esplorazione potrebbe mettere in luce giacimenti di un certo interesse economico, da valorizzare per mezzo di tecnologie avanzate.

 

La conclusione che riteniamo di sostenere è che vi sono buoni margini per rimpiazzare le riserve sfruttate annualmente prolungando l’orizzonte di vita della produzione italiana. La maggior parte del potenziale esplorativo è legato a temi di ricerStudio RIE - CAP2_tab7ca di frontiera, ad alto rischio minerario, che ovviamente coinvolgono numerose sfide tecniche. L’attività di esplorazione a rischio medio e basso (perseguito nell’ultimo decennio) su temi di ricerca noti o strutture geologiche prossime a campi già in produzione potrà mettere in luce riserve di non rilevante dimensione unitaria, il cui sviluppo potrebbe però rivelarsi economico. Le compagnie petrolifere e l’amministrazione dovrebbero creare congiuntamente le condizioni (operatività, certezza, rapidità dei tempi) in grado permettere di accedere alla ricchezza ancora contenuta nel sottosuolo italiano che tuttora incontra l’interesse di molte compagnie sia nazionali che estere.

 

 

Studio RIE - CAP2_fig13 Studio RIE - CAP2_fig14

 

Dai grafici riportati emerge con evidenza il declino dell’attività sia di esplorazione che di sviluppo. Nonostante la non trascurabile presenza di idrocarburi, l’attività di perforazione ha segnato un crollo a partire dai primi anni Ottanta – dai 344.547 metri del 1982 ai 55.810 del 2011 (-84%) – concentrato nell’esplorazione, con 715 metri perforati nel 2011 contro i 269.000 del 1982 ( e i quasi 7.000 del 1946). Simmetrico il drastico calo del numero di pozzi perforati: passati dai 139 del 1982 ai 37 del 2011 (-73%), con quelli esploraStudio RIE - CAP2_fig15tivi crollati da 101 a 1. Queste cifre testimoniano che l’attività di esplorazione in Italia è sostanzialmente ferma ed è una situazione che perdura da quasi dieci anni. Parallelamente al numero di metri e pozzi perforati è interessante analizzare il numero di impianti di perforazione attivi, indice dell’attività di esplorazione e, più in generale, del volume di investimenti. La Fig.15 ne mostra l’andamento mensile dal gennaio 1982 al gennaio 2012 suddiviso per impianti di perforazione a terra e a mare. Essa riflette la stessa tendenza osservata per il numero di pozzi perforati con un numero massimo di impianti registrato nel 1982 con 43 unità (7 offshore) contro i 6 del 2011 (2 offshore). Va da sé che il crollo del mercato interno ha penalizzato l’industria nazionale costretta ad operare solo sui mercati internazionali.

 

 

Il confronto dell’Italia con l’attività di esplorazione europea è riassunto nella Tab.8 che riporta il numero di impianti di perforazione attivi in Europa al marzo 2012, suddivisi

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per attività a terra o a mare, impegnati in diversi temi (olio, gas, geotermia, gas non convenzionale). In Europa l’attività di esplorazione è fortemente concentrata in Turchia (25 impianti), UK (16 impianti, di cui 14 offshore ad alta tecnologia), Polonia (10 impianti, forte sviluppo del gas non convenzionale), Norvegia (10 impianti offshore ad alta tecnologia) e Romania (10 impianti). Nel resto dei Paesi europei l’attività è paragonabile a quella dell’Italia.

 

 


 

2.8 Tasso di successo tecnico

 

Il tasso di successo tecnico esprime il rapporto tra il numero di pozzi che hanno portato alla dichiarazione di scoperta di un giacimento e il numero di pozzi esplorativi perforati. Visto il numero di pozzi esplorativi perforati in Italia nell’ultimo decennio (in media, meno di 10 pozzi all’anno), il numero che esprime il tasso di successo tecnico annuale non ha significato statistico. Vale comunque la pena rilevare che, nonostante la scarsa attività di esplorazione, sono state fatte diverse scoperte, elencate nella Figura seguente:

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Dal 2002 al 2011 in Italia sono stati perforati 74 pozzi esplorativi, dei quali 39 hanno dichiarato la scoperta di un giacimento. In questo intervallo di tempo, il tasso di successo è pari al 50%, percentuale molto elevata (in molte zone il tasso di successo è anche solo del 10%). Ciò significa che le moderne tecniche di prospezione geochimica, geologica e geofisica sono in grado di localizzare i pozzi esplorativi con molta più accuratezza rispetto al passato. E, non ultimo, riteniamo che in Italia vi sia ancora un buon potenziale petrolifero non espresso. La Fig.17 mostra l’ubicazione geografica dei suddetti ritrovamenti, anni 2002 – 2010, dove sono anche evidenti le aree in cui si concentra maggiormente l’attività di esplorazione. Si tratta esclusivamente di piccoli ritrovamenti nei pressi di aree già in produzione.

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Il trend storico (1941 – 2003) del tasso di successo tecnico in Italia è riportato nella seguente Figura, ove si nota che da tassi del 10-30%, tipici fino agli anni 1960 – 1970, si passa a tassi molto superiori verso la fine degli anni 1980 e 1990 (fino ad oltre il 50%, in linea con il tasso di successo dell’ultimo decennio).

 

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