sabato 18 febbraio 2012

Alla scoperta del petrolio - Quarta Parte: prospettive su scala globale, e stato del petrolio in Italia.


Dopo aver analizzato l’intero ciclo del petrolio, dai suoi processi genetici all’estrazione, dalla raffinazione alla commercializzazione, a questo punto non resta che gettare uno sguardo sulle prospettive offerte, in campo energetico, da quello che è stato il propulsore principale – per non dire unico – dell’economia del secolo scorso.
Che si tratti di una fonte non rinnovabile – su scala temporale umana – è stato già ricordato nel corso del primo dei quattro articoli dedicati all’argomento. Ciò implica, quindi, che un suo intensivo sfruttamento sia destinato ad esaurire definitivamente le fonti di greggio presenti sul nostro Pianeta.
In merito, vengono dunque, continuamente, fornite stime relative alla durata residua – in anni – dei giacimenti ad oggi in fase di sfruttamento.

Tali stime, di dubbia veridicità, come vedremo, parlano di un periodo residuo che oscilla mediamente tra i 25 ed i 35 anni, dopo di che, se non verranno scoperti nuovi ed importanti campi di estrazione, all’uomo converrà aver già trovato una o più fonti energetiche alternative all’oro nero, per non correre il rischio di restare paralizzato dal punto di vista energetico.
In questo settore le ricerche avanzano, con qualche importante risultato – si pensi ai progressi nel campo dell’eolico, della geotermia, del solare, delle biomasse – ma il è il petrolio che, ancora, continua a far girare l’economia su scala globale.


Le riserve mondiali e la crisi incipiente.

La reale entità del greggio residuo non può essere quantificata con precisione, come molti invece pretenderebbero di fare, né tantomeno si può indicare con precisione quanto sono destinate a durare le attuali fonti di approvvigionamento.
Ad ogni modo, stando a fonti prudenziali, le riserve dovrebbero ammontare a circa 900-1000 miliardi di barili, mentre secondo fonti più ottimistiche, dovrebbero aggirarsi intorno ai 1700 miliardi, con altri 900 miliardi di barili in giacimenti ancora da scoprire.
Una differenza non da poco…
Tuttavia, non è un mistero che le nazioni produttrici di greggio gonfino le stime sulle proprie riserve petrolifere sulla base dell’alternarsi delle stagioni geopolitiche: negli anni ’80 ad esempio, l’Arabia Saudita ritoccò, nel giro di una sola notte, le stime circa le proprie riserve di greggio, che passarono miracolosamente da 167 miliardi di barili, a 257 miliardi.
Tutto nel giro di una notte! Ci si può credere?
Contemporaneamente, i paesi del giro OPEC, aumentarono a loro volta le stime sulle rispettive riserve di greggio, ritoccandole verso l’alto di ben 50 miliardi di barili. Anche in questo caso, un aumento alquanto sospetto…

 Campo di estrazione petrolifera nel deserto saudita.

Come mai, dunque, le stime furono riviste in modo così significativo da portare ad un raddoppio – come nel caso dell’Arabia Saudita – del quantitativo di petrolio greggio presente nei propri giacimenti?
Molto semplicemente, l’OPEC aveva varato poco tempo prima una legge, nella quale veniva consentito un incremento delle esportazioni solo ai paesi dotati delle maggiori riserve. Poiché per i paesi produttori di greggio, il petrolio è molto spesso l’unica fonte di sostentamento, la scelta di ritoccare le stime sulle proprie riserve, è stata dettata dalla necessità di ampliare la fornitura di greggio verso l’Occidente, all’epoca principale acquirente (mentre oggi, invece, si affaccia con prepotenza la Cina).
Non dobbiamo dimenticare però che, giorno dopo giorno, aumenta il numero di automobili circolanti, di appartamenti da riscaldare, di industrie da alimentare… il tutto mentre prosegue lo sfruttamento dei pozzi già operanti, e non si hanno notizie concrete di ulteriori, importanti, giacimenti da perforare.
Circa l’80% del petrolio attualmente impiegato, viene estratto da campi individuati prima del 1973, e ciò significa che le riserve sono in evidente declino.
Geoscienziati ed economisti di tutto il mondo, da anni stanno lavorando ad una nuova formalizzazione del controverso picco di Hubbert (la curva che descrive matematicamente l’evoluzione, nel corso del tempo, di una qualsiasi risorsa minerale esauribile) per cercare di capire con precisione quando il petrolio supererà il punto di non ritorno, ovvero il momento in cui sarà quantitativamente molto meno disponibile, ma molto più costoso da estrarre.
Capire la collocazione del picco della funzione, potrebbe aiutare gli economisti a comprendere meglio quando inizierà la vera e propria emergenza energetica.

Grafico della curva di Hubbert, per il petrolio ed il gas naturale.

Secondo le odierne stime, basate sul calcolo delle riserve ad oggi disponibili, delle risorse potenzialmente sfruttabili, e sui giacimenti ancora potenzialmente individuabili, il picco dovrebbe collocarsi tra il 2010 ed il 2015.
Secondo altre stime, il picco sarebbe stato superato già da qualche anno…
Mentre attualmente si consumano circa 80 milioni di barili/giorno (1 barile corrisponde a circa 159 litri), le proiezioni indicano che nel 2020, all’attuale ritmo di crescita, il consumo salirà a ben 140 milioni di barili/giorno.
Tutto ciò in cosa si tradurrà? Ovviamente, in un incremento del prezzo del petrolio, che viaggerà stabilmente ad una quotazione largamente superiore ai 170 $/barile.
Gli ultimi barili, poi, sono sempre i più difficili da estrarre (quindi sono i più costosi), ed un giacimento può essere sfruttato solo per il 50%, dal momento che le attuali tecniche estrattive non consentono un’ulteriore ottimizzazione dello svuotamento del reservoir.
Esauriti gli attuali giacimenti, che da decenni sostengono l’economia mondiale, sarà forse necessario ricorrere allo sfruttamento di tutti quei giacimenti minori, fino ad ora scartati dalle compagnie petrolifere in quanto il loro sfruttamento era ritenuto poco conveniente sotto il profilo economico.
Quanto costerà, dunque, un’economia ancora basata sull’oro nero, se non vi saranno fonti alternative verso le quali orientarsi?
Gli investimenti nelle nuove energie, sebbene oggi notevolmente accresciuti rispetto ad un passato non lontano, sono ancora tutto sommato irrisori, rispetto alle spese che ancora vengono sostenute nella ricerca del petrolio (sia dal punto di vista scientifico che tecnico).
L’economia dovrebbe prendere atto che, inevitabilmente, l’era del petrolio è destinata a chiudersi nel volgere di qualche breve decennio, e che sarebbe ora di investire consistentemente nello ambito delle energie alternative, pulite e rinnovabili.
Va detto, tuttavia, che negli ultimi anni le prospezioni geologiche e geofisiche hanno evidenziato la presenza di interessanti giacimenti petroliferi nell’Atlantico meridionale, prospicienti la costa brasiliana. Si tratta, secondo indiscrezioni, di giacimenti di notevoli dimensioni, che tuttavia pongono una serie di problemi logistici di non poco conto, affinché se ne possa valutare oggi uno sfruttamento: la profondità della massa d’acqua oceanica, al di sopra di questi giacimenti, è pari a ben 5000 metri.
Se poi consideriamo lo spessore delle rocce da trivellare, allora si inizia ad avere idea delle reali difficoltà che una simile operazione comporterebbe.
Trivellazioni tanto complesse comporterebbero comunque costi elevatissimi, che solo nel caso di giacimenti effettivamente di straordinaria grandezza, potrebbero essere ammortizzati.


Il petrolio italiano.

Chi ha avuto la pazienza di leggere questa serie di articoli sul petrolio, sarà meravigliato di scoprire, a questo punto, che l’Italia non è affatto da considerare la maglia nera, almeno nella Europa Occidentale, nel campo della produzione di idrocarburi: con 330.000 barili equivalenti di petrolio (Barrell Oil Equivalent, si intende la somma tra i barili di petrolio liquido e quelli di gas naturale convertito in liquido), rappresenta la terza forza in campo, alle spalle della Gran Bretagna e della Norvegia, forti dei giacimenti del Mare del Nord.
Nel nostro paese, le riserve accertate ammontano a 1,9 miliardi di BOE, cui si dovrebbero sommare da un minimo di 1,2 ad un massimo di 4 miliardi di BOE ancora da scoprire (secondo stime recenti).
Le riserve di petrolio e gas sono ripartite in giacimenti sia di tipo off-shore, che on-shore.
Tra i primi, certamente ricordiamo quelli presenti nell’Adriatico, dai quali viene estratto gas naturale, ed i giacimenti siciliani di piattaforma, da cui invece si estrae invece greggio.
Relativamente ai giacimenti on-shore, invece, ricordiamo quelli della Val d’Agri (Basilicata), scoperti in tempi relativamente recenti, ma estremamente importanti (sono classificati come giant) dal punto di vista della produzione.
Giornalmente, in Italia vengono estratti all’incirca 80.000 barili di petrolio, che vengono avviati ai processi di raffinazione nei vari centri di lavorazione presenti un po’ ovunque sul territorio nazionale, cui si affiancano anche i 15 miliardi di metri cubi di gas naturale.
Il picco estrattivo è stato raggiunto nel 1997, ed al ritmo corrente, la velocità di esaurimento è pari al 3,1%, ma non dobbiamo dimenticare che, in Val d’Agri, lo sfruttamento dei pozzi non è ancora giunto al suo massimo potenziale.
Complessivamente, l’Italia è il 49° produttore di idrocarburi al mondo (1% del totale di idrocarburi estratti su scala planetaria): non è poi così male, considerando la limitata estensione territoriale della penisola, e la sua recente formazione geologica!


I giacimenti siciliani: quelli più vecchi.

La Sicilia rappresenta sicuramente un punto di estremo interesse, sotto questo profilo, dal momento che sono diversi, e già da tempo sfruttati, i giacimenti che vi si trovano.
Si tratta di siti on-shore ed off-shore, che contribuiscono significativamente al fabbisogno nazionale.

1)      Ragusa: scoperto nel 1953, nella zona sud-orientale dell’isola. Consiste in un giacimento off-shore, localizzato sulla piattaforma continentale siciliana, ad una profondità di circa 1500 m. Le rocce del reservoir sono delle dolomie del triassico superiore, sulle quali si è accumulata una copertura di rocce carbonatiche e marnose. In questo caso, la trappola che ha permesso l’accumulo del greggio è di tipo strutturale, e si tratta di un’anticlinale fagliata.

2)      Gela: scoperto nel 1956, si tratta di un giacimento dalle caratteristiche molto simili a quelle dell’omologo ragusano, anche se in questo caso la profondità del reservoir sale  a ben 3500 m.

3)    Gagliano: scoperto nel 1960, rappresenta un giacimento costituito da greggio di origine termogenica, situato a circa 2000 m di profondità.

4)      Giacimenti minori: in Sicilia sono presenti altri giacimenti di minor importanza, nei quali il greggio è contenuto in rocce del Lias superiore, in calcari di piattaforma (Mila, Cammarata, Vega e Perla), o in trappole anticlinali di rocce carbonatiche di età oligocenica-miocenica (Nilde, Norma e Narciso).


Giacimenti della Val d’Agri: la grande promessa.

Sebbene già da decenni si parlasse del petrolio presente nel sottosuolo lucano, solo in tempi relativamente recenti si è giunti ad una reale conferma della sua presenza: correva l’anno 1981.
A partire da quella data, è stato tutto un rincorrersi di prospezioni, perforazioni, indagini di vario genere, che hanno portato infine all’individuazione di ben 42 pozzi, la cui attività estrattiva è stata inaugurata solo nel 1996 (ben 17 anni dopo la scoperta della presenza di greggio).
Il petrolio si trova ad una profondità di circa 4.000 m, cosa che ha lasciato un po’ di sconcerto tra gli addetti ai lavori, i quali convenivano sul fatto che non potesse esservi petrolio oltre i 2-3.000 m di profondità.
Da un punto di vista quantitativo, il giacimento lucano è a dir poco eccezionale: si tratta del giacimento on-shore più grande dell’intera Europa continentale, ed è secondo solo ai giacimenti off-shore del Mare del Nord!
Con l’entrata in attività di tutti i 42 pozzi estrattivi, si dovrebbe giungere ad una produzione giornaliera pari a ben 104.000 barili.
Secondo le stime, solo le pertinenze di ENI e relative consociate, le riserve ammonterebbero a ben 540 milioni di barili, cui si dovrebbero comunque sommare quelli del gruppo Total, che assommano ad altri 420 milioni di barili (produzione della compagnia pari a 50.000 barili/giorno).
In totale, dunque, nel sottosuolo lucano sarebbero conservati ben 960 milioni di barili di petrolio!

 Uno dei 42 pozzi operanti in Lucania, nella Val d'Agri.

Se consideriamo che in Italia il fabbisogno giornaliero ammonta a circa 1,8 milioni di barili, la produzione italiana potrebbe passare dall’attuale 4% del fabbisogno nazionale, al 9%.
I giacimenti principali, in Val d’Agri, sono quelli di Tempa Rossa, Monte Alpi e Cerro Falcone, e sono stati concessi in sfruttamento all’ENI (Ente Nazionale Idrocarburi) ed alla francese Total.
Un plauso spetta però all’amministrazione lucana, che ha saputo muoversi con molta intelligenza, resistendo alle facili tentazioni indotte da un guadagno considerevole, come quello apportato nelle casse regionali dalla scoperta del petrolio, anteponendo a qualsiasi altro interesse il territorio e la salute ambientale.
Pur acconsentendo alle perforazioni, la Regione ha sancito la nascita del Parco naturale della Val d’Agri. Una mossa estremamente intelligente, con la quale l’amministrazione ha vincolato tutte le compagnie ed i contractors coinvolti nelle trivellazioni, a rispettare una serie di vincoli ambientali importantissimi. 
In Lucania, il petrolio ha comunque comportato inevitabili conseguenze a livello ambientale, ma fortunatamente meno importanti di quelle verificatesi in altre, meno tutelate, aree oggetto di trivellazione.
L’accordo commerciale prevede, per la Basilicata, un guadagno pari ad 1 miliardo di € in 20 anni di operazioni estrattive.
A fronte di costi di estrazione superiori alla media, 6-8 $/barile, contro i 2-3 $/barile delle nazioni mediorientali, in Lucania le compagnie sono tenute a pagare royalties (diritti per lo sfruttamento) assai bassi, pari a circa il 7% della produzione.
Un valore assolutamente irrisorio, se paragonato al 50% richiesto alle compagnie in zone come il Sud America o la Nigeria.

 Un altro pozzo d'estrazione della Val d'Agri.

Come mai?
Semplicemente, l’Italia non figura tra i maggiori produttori mondiali di petrolio, per cui può permettersi di mantenere basse le royalties, risultando così più conveniente di tanti altri paesi ben più ricchi di oro nero.
In cambio, la Lucania ha ottenuto investimenti, da parte delle compagnie coinvolte nelle trivellazioni, in una serie di opere collaterali, volte non solo a migliorare la viabilità, ma anche a rendere più fruibile, almeno sulla carta, il territorio.
In realtà, spesso queste opere sono puramente di compensazione, per ripagare comuni ed enti locali dei danni/disagi apportati dalle trivellazioni, e la loro utilità non sempre appare chiara.


Le raffinerie italiane.

A prescindere dalla presenza in Italia del petrolio, su tutto il territorio nazionale – da nord a sud – sono presenti impianti di lavorazione del greggio – e materie derivate – in grado non solo di provvedere alla raffinazione del petrolio di provenienza nazionale, ma anche, ovviamente, di tutto quello importato dall’estero.
Le dimensioni medie degli impianti di raffinazione italiani sono abbastanza rilevanti, con molte installazioni capaci di lavorare ben oltre i 5 milioni di tonnellate di petrolio all’anno, ma esistono comunque esempi di stabilimenti di piccole dimensioni, la cui capacità operativa è notevolmente ridotta, a fronte di un minor impatto ambientale.
Di seguito, una panoramica della capacità di raffinazione per aree geografiche, i cui dati sono riferiti al 2007 (fonte Unione Petrolifera):

1)      Area nord: accorpando i settori del Nord Ovest e del Nord Est, la capacità di lavorazione del greggio ammonta ad un totale di 28,55 milioni di tonnellate (21,75 nel Nord Ovest, solo 6,8 milioni nel Nord Est). Complessivamente, sono cinque gli impianti attivi, gestiti dall’ENI, Tamoil, Erg, Esso ed Ies.

2)      Area tirrenica: qui la capacità di lavorazione del greggio ammonta a 10,35 milioni di tonnellate all’anno, ed è affidata a tre installazioni, gestite da ENI, Total, Erg, Iplom.

3)      Area adriatica: sul versante adriatico, la capacità di lavorazione annua ammonta a 9,40 milioni di tonnellate all’anno, ripartite su tre diversi impianti facenti capo ad  ALMA, ENI ed API.

4)      Area insulare: Sicilia e Sardegna, le due isole maggiori, costituiscono il centro di maggior valore strategico per la raffinazione del petrolio. Sono proprio le due isole ad ospitare il maggior numero di impianti, che consentono una lavorazione pari a 58 milioni di tonnellate di greggio all’anno, ripartite tra sei stabilimenti (cinque siciliani ed uno, il più grande, sardo). Le compagnie proprietarie degli stabilimenti sono Esso, Erg, ENI, Saras e K.P.I.

Assommando la produzione delle quattro aree in cui abbiamo suddiviso la penisola, la capacità lavorativa degli stabilimenti italiani ammonta a 106,3 milioni di tonnellate annue di greggio, dalle quali si ottengono tutti i prodotti di cui abbiamo parlato nella terza parte di questa sorta di dossier sul petrolio.

Sebbene, in termini generali, a livello mondiale sarebbe decisamente auspicabile una maggior volontà ad orientarsi verso le energie alternative, viene da chiedersi come mai, in Italia, ci sia così poca propensione ad affidarsi a risorse energetiche di cui disponiamo in quantità industriale, e che siano tali da non andare incontro ad esaurimento: vento, sole, correnti marine…
Come mai, nei paesi del Nord, dove il tasso di irraggiamento è decisamente meno favorevole, l’energia solare riceve un maggior impulso anche a livello politico?
Perché in Italia, dove il sole non manca – quasi mai – ed il vento spira con forza, queste forme di energia alternativa, non trovano un ampio sostegno, anche da parte dei cittadini?
Non sarebbe più intelligente, considerando che la tecnologia oggi ne offre la possibilità, installare pannelli solari condominiali – magari imposti per legge – in modo tale da rendere parzialmente autosufficienti i singoli condomini dal punti di vista energetico?

Scorcio della raffineria Agip-ENI di Taranto.

Non sarebbe intelligente, dove possibile, installare piccole pale eoliche, con le quali produrre energia sufficiente da soddisfare il fabbisogno di interi stabili?
Perché non sfruttare le naturali correnti marine, come quelle dello Stretto di Messina, per produrre energia con i nuovi sistemi messi a punto da chi, nell’energia pulita, investe seriamente?
Si, sarebbe una scelta intelligente: ci permetterebbe di risparmiare sulle spese di riscaldamento e produzione energetica, consentendoci al contempo di affrancarci gradualmente dal petrolio, proiettandoci sin da ora in una realtà che, in un futuro sempre più prossimo, ci obbligherà a rinunciare definitivamente all’oro nero.
Per tanto, sarebbe molto più sensato ripensare la politica energetica sin da oggi, per non farci trovare impreparati quel giorno in cui anche l’ultima goccia estraibile di petrolio sarà stata trasformata in benzina!
Perché tutto questo non accade?

 Pale eoliche realizzate dalla Vestas, leader mondiale nel settore, presso lo
stabilimento di Taranto.

Semplice! In Italia molti, troppi petrolieri frequentano la politica, direttamente o indirettamente, facendo valere i propri interessi a scapito della collettività.
In oltre, la scarsa mancanza di autoconsapevolezza e senso civico, spinge noi italiani verso la certezza di quel che già si conosce, piuttosto che portarci ad investire in qualcosa che possa allargare i nostri orizzonti, non solo in senso energetico, ma anche quanto ad approccio all’ambiente ed al territorio in cui viviamo.
Fino a quando anche gli ambientalisti, poi, continueranno ad opporsi alle pale eoliche, maledicendole per l’impatto visivo sull’ambiente, o perché ogni tanto qualche uccello ci finisce contro, usciremo mai da questo pantano?
Se, chi dovrebbe dare impulso a certe soluzioni, vi si schiera ideologicamente contro, cosa si prospetta per il futuro?



Fonti bibliografiche, ed indicazioni per saperne di più:

1) Storia Geologica d'Italia. Gli ultimi 200 milioni di anni. (di Bosellini Alfonso, Zanichelli)
2) Uomo e Natura, quale futuro possibile. (di Mario Tozzi, ed. Istituto Geografico de Agostini)

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