4 – Le ragioni per operare

 

4.1  Chi non cerca non trova

4.2  Il costo degli errori

4.3  Produzione attuale e potenziale

4.4  Un’opportunità da non perdere

4.5  Ricadute economiche ed energetiche

 

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Il capitolo Scarica pdf web bis 

 


 

Il forte squilibrio del nostro mix energetico verso gli idrocarburi – obbligato dalla struttura dei consumi finali e dalla rinuncia ad altre fonti – fa dell’Italia uno dei paesi più dipendenti dall’estero per la copertura della propria domanda di energia con un divario Studio RIE - CAP2_Tab 9di 30 punti percentuali rispetto alla media dell’Unione Europea (83% vs. 53% nel 2010) 13. La sostanziale invarianza di tale dipendenza da mezzo secolo in qua (Tab. 9) dà conto dell’inefficacia delle politiche energetiche che pur avevano come prima finalità quella di ridurla.


Studio RIE - CAP2_fig.21

Nel gas naturale, le importazioni sono arrivate a coprire circa il 90% della domanda, con un aumento di 30 punti dalla metà degli anni ‘90 a motivo del dimezzamento della produzione interna e dell’aumento dei consumi. Questa tendenza è destinata ad acuirsi a livelli superiori al 90%, siStudio RIE - CAP2_Fig.22milmente a quanto avviene per il petrolio. Nonostante la pluralità di fornitori, l’approvvigionamento è assicurato per oltre il 60% da due paesi, Russia ed Algeria, con evidenti conseguenze sull’esposizione del nostro Paese a tensioni politiche (come ripetutamente accaduto); nel caso del petrolio, invece, pur essendo le nostre forniture più diversificate, manifestano nondimeno ragioni di rischiosità, come evidenziatosi con la crisi libica.

 

Importare energia è politicamente rischioso ed economicamente costoso. Un costo assimilabile ad un’imposta: con trasferimento di ricchezza, peggioramento delle ragioni di scambio, perdita di reddito reale, riduzione della domanda. Un elevato deficit commerciale influenza poi i differenziali nei tassi di interesse, principale indicatore della competitività di un sistema produttivo. Un aumento dei prezzi all’importazione impatta negativamente sull’attività aggregata, sulla dinamica inflattiva, su consumi.

 

Gli effetti che ne derivano sull’economia variano in funzione del grado di dipendenza estera; dalla struttura dei consumi primari (per fonte) e finali (per funzioni d’uso), dall’intensità energetica. Vi influiscono anche il grado di rigidità delle economie, la loro struttura settoriale, il loro grado di apertura. Le ricerche empiriche hanno evidenziato una riduzione dell’elasticità del Prodotto Interno Lordo ai prezzi del petrolio tra le passate e l’attuale crisi energetica ed un’asimmetria tra gli effetti recessivi di un aumento dei prezzi e quelli espansivi di un loro calo.

 

Quantunque ridottosi, l’impatto di un aumento dei prezzi resta rilevante, specie in un contesto come l’attuale di bassi se non negativi tassi di crescita della nostra economia. I risultati delle simulazioni con modelli macroeconomici – isolando l’impatto dello shock di prezzi – evidenziano che l’effetto cumulato nell’area dell’euro (in un arco di tre anni rispetto allo scenario di base) di un aumento dei prezzi del petrolio del 10% sul PIL in termini reali varia da valori quasi nulli (Irlanda, Francia, Austria) a valori compresi tra -0,3/-0,4% (Belgio, Germania, Grecia, Italia). Dal che ne deriva che l’aumento dei prezzi all’importazione del petrolio in Italia, di circa il 100% tra 2000 e 2011 – da 289 a 579 euro per tonnellata, –ha contribuito non poco all’attuale recessione.

 

La “tassa energetica” con l’estero è ammontata nel 2011 a circa 63 miliardi euro 14 – in aumento di 10 miliardi sul 2010 nonostante la fase recessiva – di cui 34 per la voce petrolio e 21 per quella gas. Senza la produzione nazionale sarebbe stata superiore di oltre 4 miliardi euro. Rapportata al Prodotto Interno Lordo 2011 ha pesato per il 4%, in forte rialzo rispetto al minimo dell’1,7% del 1990 e superiore alla media del 3,3% dell’Unione Europea.

 

Studio RIE - CAP2_Fig.24

L’impatto del deficit energetico sui conti con l’estero è impressionante. Senza l’energia l’Italia avrebbe registrato nel 2010 un avanzo commerciale di 24 miliardi euro, rispetto al deficit di 29 miliardi che si ha includendovi l’energia. Le cose sono peggiorate nel 2011 con un avanzo commerciale di 37 miliardi che si capovolge in un deficit di 24 miliardi. Ad un aumento tra 2010 e 2011 del 54% a 14 miliardi dell’avanzo commerciale, ha corrisposto una riduzione del complessivo deficit di appena 5 miliardi per la maggior tassa energetica. In sintesi: ogni miliardo di maggior avanzo è stato bruciato per oltre la metà dal maggior costo dell’energia.

Studio RIE - CAP2_Fig.25

Ridurre le importazioni sia di petrolio che di gas aumentando per quanto possibile la produzione interna dovrebbe costituire un must di ogni politica energetica e di ogni razionale politica economica. Quel che può dirsi sia accaduto in ogni altro paese industrializzato ma non in Italia se non nel periodo pre-bellico, con l’esperienza dell’AGIP, e nella stagione matteiana. Dopo quella stagione, la valorizzazione delle nostre risorse di idrocarburi non ha mai costituito specifico obiettivo delle politiche energetiche incardinate nei numerosi quanto inutili Piani Energetici Nazionali degli anni 1970-1980. Lo stesso va ripetendosi nel defatigante dibattito sulla Strategia Energetica Nazionale, che per legge il Governo avrebbe dovuto approvare quattro anni or sono.

 

Di fatto, questa opzione è stata lasciata in passato – sino almeno alla legge che alla fine degli anni ‘90 ha liberalizzato la ricerca mineraria – alla discrezionalità dell’Azienda di Stato e successivamente a quella degli enti locali che, nella generalità dei casi, non hanno inteso assumersi la responsabilità politica (e annessi costi elettorali) di adottare scelte utili sia al Paese che ai loro stessi territori, superando spesso immotivate opposizioni locali.

 

L’indifferenza se non ostilità verso tale opzione è difficilmente accettabile, viste anche le condizioni drammatiche della nostra economia, per più ragioni: (a) i consistenti benefici macro e microeconomici che ne deriverebbero per il Paese; (b) il fatto che tale opzione non si ponga in contraddizione con qualsiasi altra scelta energetica (e correlati interessi); (c) i rischi anche negli anni a venire di shock esogeni dei prezzi sia del petrolio che del gas.

 

Dopo il massimo storico di 145 doll/bbl raggiunto nel 2008 – da livelli un decennio prima inferiori ai 20 doll/bbl – i prezzi del Brent Dated, benchmark di riferimento per l’Europa, hanno osservato un temporaneo crollo a 35 dollari. Già ad inizio 2009 le quotazioni avevano ripreso a salire a valori medi nel 2010 prossimi a quota 80; nel 2011 a 100, nel 2012 a 112 15 (con punte ad inizio anno di 125). L’analisi dei driver dei prezzi del petrolio – pur nella fisiologica incertezza dei mercati – porta a ritenere che anche in futuro essi manifesteranno livelli elevati se non crescenti. Cinque le tendenze che qui preme evidenziare:

  • l’ulteriore forte crescita della domanda mondiale di energia con un progressivo spostamento del suo baricentro verso Oriente;
  • la difficoltà dell’offerta a darvi piena risposta con conseguente pressione al rialzo dei prezzi;
  • la crescita dei costi per il sempre più difficile accesso alle riserve esistenti, le difficoltà ad operare nelle nuove aree di frontiera, l’aumento delle perforazioni offshore; il peso crescente dello sfruttamento delle risorse non-convenzionali;
  • la crescente difficoltà a conseguire e mantenere un livello di spare capacity tale da consentire flessibilità al mercato;
  • un aumento del prezzo di breakeven del petrolio necessario a garantire la copertura della spesa pubblica dei principali paesi Opec.

Di un altro elemento è necessario tener conto: del fatto che anche in futuro – almeno nell’arco dei prossimi due decenni – gli idrocarburi continueranno a rimanere dominanti nel mix energetico nazionale, nonostante il prevedibile forte incremento delle rinnovabili. Diversamente dalla propaganda che abitualmente si sostiene – ed è un punto dirimente nelle nostre conclusioni – il petrolio, importato o prodotto internamente, non si pone in contrapposizione con le risorse rinnovabili se non per quanto riguarda i biocarburanti che, comunque, manterranno una quota minoritaria sui consumi nel sistema dei trasporti.

 

Studio RIE - CAP2_Fig.26

 


 

4.1 Chi non cerca non trova

 

In Europa, (escludendo i grandi produttori Norvegia e UK), l’Italia è seconda solo alla Danimarca per produzione di petrolio, prima per riserve provate. Sinora abbiamo prodotto 171 milioni tonnellate di olio mentre ne residuano, se non si faranno altri investimenti in esplorazione, almeno altri 151 milioni 16. Il rapporto Riserve/Produzione dà conto del potenziale produttivo a breve-medio termine e del profilo temporale di sfruttamento delle riserve. Alti valori segnalano una sovra abbondanza di risorse – tipici dei grandi paesi produttori – o l’impossibilità ad estrarre quel che è stato rinvenuto.

 

E’ questo il caso dell’Italia. Se si osserva il rapporto Riserve/Produzione (R/P) dal 1983 si nota un suo progressivo aumento nel tempo a livelli doppi rispetto a quelli di partenza. Nel confronto con gli altri paesi europei, l’Italia rappresenta un’anomalia. Osservando i grafici in cui si confrontano le riserve e la produzione di petrolio dei paesi europei che dispongono di riserve oil significative (Fig.27), inclusi Norvegia e UK, si nota come l’andamento delle due variabili sia sostanzialmente allineato. Il caso italiano si distingue dagli altri in quanto, con l’eccezione degli ultimi due anni, la produzione ha seguito un profilo pressoché piatto a fronte di quello crescente delle riserve: diversamente da quel che ci si poteva attendere e da ciò che si è osservato in altri stati con condizioni omogenee alle nostre (piccoli produttori che importano gran parte del loro fabbisogno) che sfruttano le loro riserve al massimo delle loro potenzialità. Riteniamo che il nostro Paese non sia nelle condizioni di poterselo permettere.

 

Riferito ai giacimenti di petrolio, il valore R/P dell’Italia si è mantenuto su livelli relativamente elevati dal 1983 al 2009 – 23 anni – per poi segnare nel 2010 un balzo a 37 anni e un lieve calo nel 2011 a 28 contro livelli di meno di 11 anni nell’Unione Europea, di 26 anni nella media dei paesi non-Opec, di 18-20 anni di grandi paesi produttori come Algeria e Angola 17. Che le nostre imprese si affannino a perforare pozzi in giro per il mondo, ad assicurare rifornimenti che tutti vorrebbero sicuri, per essere poi impedito loro di farlo in casa nostra è comportamento irragionevole al pari dei molti altri che connotano il nostro Paese.

 

Studio RIE - CAP2_Fig.28 

Il Rapporto R/P in Italia avrebbe potuto poi risultare ancor più elevato degli attuali livelli se – considerando i non irrilevanti tassi tecnici di successo analizzati nel Capitolo 2 – vi fosse stata la possibilità per le imprese di effettuare investimenti di carattere esplorativo, volti alla scoperta di nuovi giacimenti; il suo elevato valore assoluto è, invece, riconducibile alle barriere poste all’operare delle imprese negli investimenti di sviluppo di riserve già accertate. Un assurdo nell’assurdo. L’anomalia italiana sta quindi tutta nell’insufficiente dinamica degli investimenti minerari, sintetizzabili nell’ammontare dei metri perforati.

 

Studio RIE - CAP2_Tab 10

Il confronto col passato è impressionante e sconfortante, ma nondimeno utile. Abbiamo preso cinque periodi a confronto: quello pionieristico pre-bellico (1926-1944) che riflette il grande impegno di AGIP; quello post-bellico (1957-1965) della stagione matteiana; quello successivo alle grandi crisi petrolifere (1982-1988); quello successivo al crollo dei prezzi (1989-1999), e quello sconfortante che stiamo vivendo da un decennio a questa parte.

 

Tre le osservazioni che merita fare. In primo luogo, la curva prima fortemente crescente poi in caduta verticale dell’attività esplorativa a livelli nello scorso quinquennio nominalmente di poco superiori a quelle pre-bellici, ma di fatto largamente inferiori date le attuali molto più avanzate tecniche di perforazione. Una caduta verticale che è arrivata nel 2011 a registrare appena 715 metri perforati su 1 solo pozzo: un sesto di quella del 1946! L’intensità dell’esplorazione è data poi – ed è la seconda osservazione – non solo dai suoi valori assoluti ma anche dal loro peso nella complessiva attività di perforazione. Questa incidenza, crescente dalla fase pre-bellica alla stagione matteiana – dal 21% al 52% – è crollata ai valori pre-guerra.

 

La terza osservazione sta nel titolo di questo paragrafo: “chi non cerca non trova” e quindi non sviluppa. Va da sé che le attività di sviluppo seguono – temporalmente ritardate – quelle di esplorazione. Se queste diminuiscono o si fermano, inevitabilmente rallenteranno quelle di sviluppo. Il loro profilo segna quindi un forte balzo nella stagione matteiana, per poi prendere a flettere a livelli in linea con quelli pre-bellici.

 


 

4.2 Il costo degli errori

 

Accertato che la scelta politica seguita dal nostro Paese è stata quella di rinunciare alla ricerca e allo sviluppo degli idrocarburi nazionali – al di là dei limiti impostici dalla natura – preferendovi di fatto le importazioni – è interessante porsi due domande. Primo: quanto è costata al Paese questa scelta. Secondo: a quanto ammonta l’effettiva possibilità di accrescere la produzione nazionale sia di petrolio che di gas.

 

Per rispondere alla prima domanda – direttamente collegata all’elevato e anomalo rapporto R/P – abbiamo svolto un esercizio di simulazione teorica con l’obiettivo di valutare le risorse finanziarie di cui il nostro Paese avrebbe potuto beneficiare se avesse avuto nello sfruttamento delle risorse di idrocarburi un comportamento similare a quello altrove riscontrato, ipotizzando un livello R/P di 15 anni, evidenziabile in molti paesi seppur più elevato di quello medio europeo di poco inferiore a 11 anni.

 

La conclusione è che con un simile rapporto la nostra produzione di petrolio avrebbe potuto essere nel 2011 quasi doppia rispetto a quella effettivamente osservata, con un conseguente beneficio nei conti con l’estero di circa 2,8 miliardi di euro. Traslando un R/P di 15 anni nel trentennio passato, e valorizzando la produzione addizionale ai prezzi 2011 del petrolio, il risparmio cumulato sarebbe ammontato ad oltre 23 miliardi euro. Una cifra non irrilevante che si è preferito devolvere a compagnie petrolifere e a paesi produttori esteri che non alle nostre imprese, alle nostre casse dello Stato, agli stessi enti locali che l’hanno impedito.

 

Il “costo del non fare” nel caso degli idrocarburi non può limitarsi all’impossibilità a goderne dei benefici ma finirebbe per generare ulteriori costi derivanti dal non escludibile incremento dei prezzi all’origine della materia prima (sia petrolio che gas naturale); dalla ridotta posizione negoziale in ambito europeo; dalla non credibilità a chiedere che all’incremento dell’offerta di petrolio necessario a contenere le dinamiche di prezzo debbano provvedere altri paesi.

Studio RIE - CAP2_Box 5


 

 

4.3 Produzione attuale e potenziale

 

Passiamo alla seconda domanda: quanta produzione addizionale è realisticamente possibile?

Se è indiscutibile l’esistenza di un potenziale inutilizzato, più complesso è determinarne l’ammontare. Nel 2011 sono state prodotte in Italia 5,3 milioni di tep, provenienti da sei regioni (Sicilia, Emilia Romagna, Basilicata, Lazio, Piemonte, Molise).

 

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L’esercizio teorico proposto ha indicato per il 2011 una produzione potenziale di petrolio pari a 10,1 mln tep con un R/P ratio di 15 anni. Il risultato della simulazione non è affatto irragionevole: l’esame dei progetti proposti o già avviati dagli operatori sulle riserve già accertate e non ancora sviluppate indica come sia possibile più che raddoppiare la produzione petrolifera attuale nell’arco del decennio in corso. I principali progetti di produzione di petrolio da cui tale potenziale potrebbe derivare sono localizzati:

  • Onshore, prevalentemente in Basilicata, con una produzione che potrebbe incrementare di circa 107.000 bbl/g (+5,36 mln tep).
  • Offshore, sia in Adriatico che nel Canale di Sicilia, dove alcuni nuovi progetti e diversi in fase di   revamping o ampliamento   potrebbero garantire una produzione addizionale di circa 15.000 bbl/g (+0,74 mln tep).

In conclusione: la produzione petrolifera potrebbe più che raddoppiare rispetto agli attuali 5,3 mln tep 18.

 

Gas. Nel 2011 sono state prodotti 6,6 mln tep (8,3 miliardi di metri cubi) pari al 10,7% della domanda interna. La produzione, a differenza di quella di greggio, ha una maggiore distribuzione territoriale: proviene soprattutto da campi onshore dislocati in 12 regioni, con la maggior parte in Basilicata, seguita da Sicilia, Puglia, Emilia Romagna.

 

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Nonostante nel 2011 si registri un aumento del 5% rispetto all’anno precedente, la produzione nazionale ha conosciuto nel corso degli anni un progressivo declino, più che dimezzandosi dal livello massimo di 20,6 mld mc nel 1994.

Così come per il petrolio, anche per il gas esistono aree con riserve accertate che potrebbero essere messe in produzione nei prossimi anni, seppur con tempi diversi da campo a campo:

  • Giacimenti onshore localizzati prevalentemente in Basilicata e Val Padana, per una produzione annua aggiuntiva complessivamente stimata nell’ordine di 0,6 mld mc, pari a circa 0,46 mln tep;
  • Giacimenti offshore prevalentemente nel Canale di Sicilia e nell’Adriatico centro-settentrionale, per i quali si stima una produzione addizionale cumulata nell’intorno di 3,9 mld mc, pari a 3,14 mln tep l’anno;

Pertanto la produzione addizionale di gas attivabile nel medio termine è stimata

nell’intorno di 3,6 mln tep.

Studio RIE - CAP2_Tab 13

In sintesi, entro la fine del decennio in corso sarebbe possibile quasi raddoppiare la produzione nazionale di idrocarburi, da 11,9 a 21,6 mln tep.

 

Oltre all’indicata produzione addizionale ottenibile da riserve accertate, si stimano ampie riserve individuabili di petrolio e gas, nell’ordine di 265 mln tep, accertabili solo a seguito di adeguati investimenti in esplorazione.

 

Studio RIE - CAP2_Fig.29


 

 

4.4 Un’opportunità da non perdere

 

La drammatica situazione in cui versa l’economia italiana imporrebbe di attivare ogni azione capace di imprimere stimoli alla crescita onde evitare che i vincoli di finanza pubblica si avvitino in una spirale di recessione, maggiori tassi, riduzione dei redditi. L’industria petrolifera che (ancora) opera in Italia sarebbe in grado di fornire un contributo in tal senso: attivando un positivo ciclo di investimenti nello sfruttamento delle risorse nazionali di idrocarburi.

 

La produzione nazionale di idrocarburi nel 2010 19, pari a 11,4 mln tep, ha contribuito alla copertura della domanda interna di energia per il 6,3% consentendo di: contenere per oltre 4 miliardi di euro l’esborso per le importazioni di energia; aumentare gli introiti fiscali dello Stato di 1,3 miliardi euro; accrescere gli investimenti di circa 1 miliardo euro; dare lavoro a oltre un centinaio di imprese italiane attive nella filiera mineraria.

 

La dotazione nazionale di riserve accertate di idrocarburi consentirebbe di raddoppiarne la produzione. Per riuscirvi le imprese hanno predisposto 88 progetti per complessivi 15,5 miliardi euro di investimenti: immediatamente cantierabili, interamente finanziati dalle imprese – in misura significativa estere – con tempi rapidi di realizzazione, senza nessun onere per lo Stato. In particolare, si tratta di:

  • 33 progetti in esplorazione avviabili nei prossimi 4 anni, per un ammontare circa di 1,4 mld euro, di cui per la maggior parte (19) onshore, anche se quelli offshore (14) movimenterebbero il 60% dei previsti investimenti. Tra le fonti sarebbe il gas ad assorbire la loro maggior parte. Su molti di questi progetti gravano le statuizioni del Dlgs 128, che ha riguardato circa la metà degli investimenti complessivi nell’attività di ricerca di nuove riserve.
  • 40 progetti di sviluppo per la produzione di gas e petrolio, per complessivi 10,4 miliardi euro. La localizzazione è prevalentemente offshore (55%) e riguarda soprattutto il gas, ma la maggior parte dei capitali è destinata allo sviluppo di giacimenti onshore, quasi esclusivamente di greggio. Il Dlgs 128 impatta per un quarto degli investimenti complessivi.
  • 15 progetti di stoccaggio gas per 3,7 miliardi euro esclusivamente onshore localizzati in Abruzzo, Basilicata, Emilia Romagna, Lombardia, Marche e Molise.

 

Studio RIE - CAP2_Tab 14

Studio RIE - CAP2_

 


 

4.5 Ricadute economiche ed energetiche

 

La valorizzazione del patrimonio minerario nazionale attraverso la piena realizzazione del piano di investimenti sopra analizzato avrebbe positive ricadute per il nostro Paese negli anni a venire. Sul piano macroeconomico, la maggior produzione stimata di petrolio e gas comporterebbe:

  • una minor peso delle importazioni di idrocarburi (olio + gas) sui relativi consumi di 7 punti percentuali: dal 92% all’85%;
  • una minor dipendenza energetica nel suo complesso dall’83% al 77% 20;
  • una riduzione del deficit energetico (valorizzando la produzione addizionale ai prezzi attuali) di 4,8 miliardi euro: 3,5 per il petrolio, 1,3 per il gas 21;
  • entrate fiscali per lo Stato per 2,5 miliardi all’anno.

Nell’arco di un decennio, prevedibile tempo di sfruttamento dei giacimenti, si genererebbero circa 50 mld di euro di importazioni evitate e destinabili alla crescita interna e 25 miliardi di maggiori introiti per le casse dello Stato.

 

Sul piano microeconomico si avrebbero due importanti effetti. Il primo è l’impulso all’attività produttiva del gran numero di imprese che si è visto operare nell’industria petrolifera, sia mineraria che para-petrolifera. Imprese di grande dimensione ma soprattutto di piccola-media scala che operano nei distretti industriali esaminati più sopra. Imprese che producono soprattutto per l’estero, che hanno acquisito livelli di eccellenza tecnologica, che trarrebbero sicuramente vantaggio dal poter contribuire per la quasi totalità delle spese di investimento nel nostro paese.

 

Il secondo effetto, non certo per importanza, è quello occupazionale per diverse decine di migliaia di unità. In assenza di investimenti vi è il fondato rischio che l’occupazione abbia a ridursi per la decisione di molte imprese di abbandonare il nostro Paese.

Studio RIE - CAP2_Fig.30

Della nuova forza lavoro prevista, un 10% riguarderebbe i territori nei quali sono previsti i progetti (Basilicata, Sicilia, Abruzzo). Inoltre, le ricadute occupazionali non andrebbero circoscritte alle aree direttamente interessate dall’attività estrattiva, bensì estese all’insieme dei distretti petroliferi ormai consolidati come Emilia Romagna, Abruzzo e Lombardia, dove storicamente maggiore è stata l’attività relativa all’upstream minerario, nonché al nascente polo industrializzato della Basilicata, tra i più significativi in termini di maggiore sviluppo. Maggiore occupazione e quindi maggiori ricadute redistributive per il territorio renderebbero tangibili alle popolazioni più interessate gli effetti dello sviluppo di questo comparto industriale, contribuendo ad una maggiore consapevolezza dei benefici e quindi ad una più ampia costituzione del consenso.