Il fermento che il settore gas sta vivendo ormai da diversi anni in tutto il mondo non sembra destinato a diminuire di intensità. Dopo la forte crescita dei primi anni del nuovo millennio e il congelamento del comparto a seguito della crisi economica, si apre ora a livello globale un inedito scenario dove le opportunità si intrecciano con le minacce.
Da un lato, le rivolte in Nord Africa sembravano aver messo ancora più in crisi il settore in Italia, e non solo, accentuando le problematiche della dipendenza e dell’instabilità geopolitica dei grandi paesi produttori. Dall’altro, i drammatici sviluppi dell’incidente alla centrale di Fukushima hanno portato nuovamente alla ribalta questa fonte energetica: se effettivamente sarà ridimensionata a livello globale l’opzione nucleare, e se rimarranno i vincoli rispetto ad una eccessiva spinta sul carbone per gli impegni di Kyoto e del Pacchetto Clima Energia, gas e rinnovabili diventano le due fonti energetiche su cui si punterà nel futuro. E non solo in Italia: paesi come Germania, Cina o Russia hanno importanti piani di riconversione a gas delle loro centrali a carbone, lignite od olio combustibile.
In questo già complesso quadro si innesta poi la dinamica tecnologica che sta rendendo economicamente sfruttabili i gas non convenzionali. Si tratta di giacimenti caratterizzati da condizioni estreme di profondità, pressione e temperatura che li ha resi finora solo marginalmente accessibili. Secondo l’associazione dei geologi tedeschi, le sole risorse non convenzionali di coalbed methane oscillano tra 135.000 e 370.000 miliardi di metri cubi, che si aggiungono ai circa 183.000 miliardi delle risorse convenzionali. Si tratta, come è evidente, di valori enormi. Queste risorse sono concentrate prevalentemente in Russia, Ucraina, Cina, Russia, Stati Uniti e Canada. Anche l’Europa ha un potenziale non irrilevante: sempre secondo i geologi tedeschi, le risorse disponibili ammonterebbero a oltre 13.000 miliardi di metri cubi, un valore quasi triplo rispetto al gas convenzionale.
Lo sfruttamento delle risorse non convenzionali potrebbe quindi essere una opportunità straordinaria per ridurre la dipendenza energetica europea, anche perché le aziende europee, in testa l’italiana Eni, hanno competenze tecnologiche molto avanzate in questo campo. Nel 2010, infatti, il gruppo del cane a sei zampe ha siglato un accordo per lo sfruttamento di gas da scisto con la società petrolifera di stato del Venezuela e ha acquisito la Minsk Energy Resources, detentrice di tre risorse per lo sfruttamento di risorse non convenzionali nel Mar Baltico polacco. Anche l’inglese Shell è molto attiva in questo campo, particolarmente in Australia, dove ha acquisito per 3,5 miliardi di $ Arrow Energy, società petrolifera focalizzata nelle risorse non convenzionali; di rilievo anche la joint venture siglata la China National Petroleum Company per lo sfruttamento di gas a bassa permeabilità nella regione dello Sichuan.
Il percorso, tuttavia, è ancora lungo e irto di ostacoli, non tanto per questioni di costi ma per gli impatti ambientali. I giacimenti non convenzionali sono normalmente di piccola dimensione, dispersi sul territorio e si trovano generalmente in prossimità di falde acquifere; questo fa si che lo sfruttamento abbia ricadute pesanti sull’ambiente e sia, di fatto, possibile solo in aree scarsamente o per nulla antropizzate. Una condizione non troppo rilevante per paesi come il Canada non ma certamente delicata per l’Europa. In quest’ottica è da leggere, ad esempio, la moratoria varata recentemente dalla Francia. Sono quindi necessari ancora importanti sforzi in tema di innovazione tecnologica per ridurre i citati impatti ambientali.
In questo complesso quadro per l’Italia si profila un futuro in cui la dipendenza dai paesi extraeuropei è destinata a rimanere rilevante, anche perché i paesi UE stanno destinando le loro scarse risorse in prevalenza per il consumo interno invece che all’export. Ad oggi, la dipendenza energetica italiana nel settore gas è legata a doppio filo ai paesi del Nord Africa, in particolare Algeria e Libia, e alla Russia, che da soli rappresentano il 60% delle importazioni italiane.
Tuttavia molte imprese, italiane e straniere, stanno portando avanti in Italia importanti investimenti destinati a cambiare in modo rilevante, anche se non radicale, questa situazione.
Una prima linea strategica riguarda investimenti in nuovi terminali di rigassificazione. Si tratta di infrastrutture in grado di ricevere gas da un range di paesi molto più ampio di quelli raggiungibili via gasdotti: Africa Equatoriale, Sud America e Golfo Persico. Dopo la costruzione del rigassificatore di Panigaglia negli anni ’70, solo negli ultimi anni si è assistito al fiorire di nuovi progetti per quanto non tutti della stessa concretezza. Recentemente è stato inaugurato il terminale di Rovigo (Edison) in grado importare 8 miliardi di metri cubi di gas dal Qatar. Un progetto che, dopo un lungo iter autorizzativo, sembra poter essere realizzato in tempi brevi è quello di Iren ed E.ON a Livorno. Altri importanti progetti quelli di Enel ed ERG in Sicilia.
Altre imprese stanno invece pianificando la costruzione in nuovi gasdotti in grado di collegare l’Italia con paesi fornitori che non siano la Russia o il Nord Africa, in particolare i paesi del Mar Caspio e del Medio Oriente. I due progetti principali sono l’Interconnector Italia-Grecia promosso da Edison e il Trans Adriatic Pipeline, di Statoil, EGL e E.ON. Se realizzate, queste infrastrutture, porteranno all’Italia 20 miliardi di metri cubi addizionali: circa il 25% del fabbisogno nazionale. Non vanno nascoste le difficoltà che questo tipo di infrastrutture incontrano a livello politico: l’opposizione di alcuni paesi, in particolare della Russia, è forte e danno luogo a pressioni sui paesi di transito dei gasdotti concorrenti.
Accanto a queste politiche di diversificazione, c’è chi sta puntando a rafforzare il legame con i fornitori storici di cui, ad oggi, non si può fare a meno. Su questa linea strategica si pongono il nuovo gasdotto South Stream Russia-Italia e il progetto Galsi dall’Algeria.
Il risultato di questo intrecciarsi di strategie ed opportunità vecchie e nuove si riflette in un aumento della competizione tra i produttori, nel potenziale sviluppo di diverse tecnologie e nel possibile ingresso nel mercato globale di nuovi paesi fornitori. Si tratta di una competizione in grado di generare un rilevante eccesso di offerta che, se non gestito correttamente, potrebbe avere conseguenze molto negative per il settore. Questo anche perché i nuovi obiettivi al 2020 in tema di rinnovabili ed efficienza energetica dovrebbero incidere negativamente sul consumo di gas.
La via da molti preferita per gestire la fase critica e di transizione, è di agire in modo sistemico e in un’ottica di lungo periodo trasformando l’Italia in un hub europeo del gas, sul modello di quanto è successo, anche se in scala più piccola, al Belgio ormai diversi anni fa. L’Italia hub del gas con una borsa sviluppata e liquida, diventerebbe un importante catalizzatore di investimenti, accrescerebbe il suo peso nello scacchiere energetico europeo e consentirebbe ai consumatori di pagare bollette meno care.