di Riccardo Varvelli - Politecnico di Torino


I consumi energetici mondiali per tutto il XXI secolo e buona parte del XXII saranno dominati dagli idrocarburi. Piaccia o non piaccia agli ambientalisti, per ancora cento anni almeno, le fonti energetiche dominanti saranno quelle non rinnovabili.
Fino a metà del secolo XX l’energia prevalente è venuta dal carbone (48 per cento della produzione totale mondiale di energia); a partire dal 1960 inizia l’era del petrolio (che vige tuttora) con un 39 per cento sul totale mondiale di produzione, che raggiunge il suo apice intorno agli anni Ottanta del secolo scorso con un 46 per cento. Da quella data il consumo mondiale petrolifero incomincia a declinare (non in assoluto, ma in percentuale sul totale). Tale declino è in corso, e continuerà inesorabilmente ma non traumaticamente nei decenni futuri.
Il gas naturale, che ancora a metà del secolo scorso incideva per una parte minima sul totale della produzione energetica mondiale (9 per cento), è andato progressivamente aumentando fino a raggiungere il 23 per cento all’inizio dell’attuale millennio per raggiungere, molto probabilmente, il livello del 24 per cento nel 2010, eguagliando così la percentuale del carbone alla stessa epoca.
Le previsioni dei consumi mondiali nei prossimi decenni mostrano una forte capacità di resistenza (e di durata nel tempo) dell’era petrolifera. Il trend al 2050 della produzione e del consumo di petrolio evidenzia ancora un 29–31 per cento come quota sul totale mondiale della produzione energetica.
A quella data, però, la fonte con un’incidenza maggiore sul totale mondiale non sarà più il petrolio, bensì il gas naturale (e non le energie alternative). Si presume che il sorpasso del gas sul petrolio avverrà nel decennio 2030–2040. Il mondo entrerà così in una nuova era: quella del gas naturale. L’era del petrolio sarà conclusa come tale, ma ciò non significa (come erroneamente viene affermato) la fine del petrolio. Semplicemente, il petrolio non sarà più dominante (e lo sarà sempre meno) nel panorama mondiale della produzione e dei consumi di energie.
Nel 2050 l’incidenza percentuale del gas naturale è prevista intorno al 34 per cento (media della forbice 33–35 per cento) contro il 30 del petrolio (media della forbice 29–31 per cento). Nel 2007 (ultimi dati ufficiali e armonizzati) i maggiori stati produttori di gas naturale erano due e cioè: Russia e Stati Uniti. Essi costituivano il 40 per cento della produzione mondiale. I primi 10 Stati produttori al mondo (vedi Tabella 1) costituivano e costituiscono, invece, oltre due terzi della produzione mondiale.

La Tabella 2 elenca gli Stati possessori di riserve di gas naturale. Da essa si evince che non tutti gli Stati alti possessori di gas sono alti produttori. Per esempio il Qatar non compare nell’elenco dei primi 10 produttori al mondo mentre è al terzo nella classifica delle riserve. Lo stesso dicasi per l’Arabia Saudita, per gli Emirati Arabi, per il Venezuela, per la Nigeria, per l’Iraq. Per contro: Canada, Norvegia, Gran Bretagna, Indonesia, Olanda e Turkmenistan non compaiono nella classifica dei grandi possessori pur essendo grandi produttori. Ciò significa che non tutti gli Stati ad alto potenziale (le riserve) sono adesso alti produttori e che alcuni di questi nel prossimo futuro potranno crescere notevolmente. Si tratta allora di calcolare il loro “vero” potenziale.


IL VECCHIO CALCOLO DEL POTENZIALE GASSIFERO
Da oltre 80 anni, e ancora oggi, il potenziale gassifero (come il potenziale petrolifero) viene calcolato sulla base del Rapporto Riserve/Produzioni (R/P). Dove R sta per Riserve economicamente accertate all’anno X e P sta per Produzione realizzata all’anno X. La Tabella 3 illustra l’andamento del Rapporto nel tempo. I valori di R/P di cinquant’anni fa sono dovuti allo scarso utilizzo del gas naturale.

A metà del secolo scorso P era contenuto e molte scoperte di giacimenti gassosi rimanevano inoperose (da qui il valore alto R). Inoltre il gas flaring – e cioè l’eliminazione a testa pozzo del gas associato al petrolio bruciandolo – non veniva conteggiato come produzione (da qui il valore basso di P). Poiché le Riserve sono valutate ed espresse in metri cubi e la Produzione è misurata in metri cubi all’anno, dividendo il Numeratore (in metri cubi) per il Denominatore (in metri cubi) della frazione il dato risultante si legge in anni. Ecco perché si dice che l’R/P del gas naturale nel 2007 era di 61 anni.
Per poter comprendere il fattore R è opportuno ragionare sulla sua definizione. Già s’è detto che R è definito come Riserve economicamente accertate all’anno X. Nella suddetta definizione, grande attenzione ha da porsi all’aggettivo accertate. Nel mondo petrolifero si suole infatti distinguere fra Riserve accertate, Riserve probabili e Riserve possibili.
Le Riserve accertate sono quelle il cui valore dovrebbe corrispondere a quanto si pensa verrà estratto dal giacimento con alta probabilità. R è quindi soltanto una previsione il cui valore è attendibile con un coefficiente di affidabilità di almeno il 90 per cento. R accertata è sempre inferiore a R probabile (quantità che si presume che si possa estrarre con probabilità del 50 per cento). Molti giacimenti inizialmente previsti con R = 100 dopo 30–50 anni hanno dimostrato di avere Riserve prodotte pari a R = 200 (cioè il doppio) ma alcuni (molto pochi) hanno avuto R inferiore a 100. R probabile è sempre inferiore a R possibile. Il valore di R possibile (il cui coefficiente di probabilità è del 10 per cento) può superare anche di 3 volte R accertata. Calcolando R/P con R accertata si è quindi fortemente prudenti e quasi sempre a valori molto inferiori a quanto viene effettivamente prodotto negli anni a venire. Il valore R accertata all’atto del calcolo di R/P all’anno X non tiene conto dei giacimenti non ancora scoperti. Essi invece sono ancora tanti e alcuni di enorme dimensione. Nella definizione di R c’è anche l’avverbio economicamente.
Le Riserve di un giacimento sono economiche quando il suo contenuto può essere venduto al mercato della trasformazione petrolchimica con un margine positivo, superiore ai costi di esplorazione, perforazione, estrazione e trasporto. R pertanto può aumentare (o diminuire) nel tempo e in maniera molto sensibile in funzione del prezzo del gas naturale.
Quando il prezzo aumenta R aumenta quasi automaticamente (e viceversa). Credere pertanto ad un dato temporale come R/P calcolato sulla base di un indicatore così aleatorio è limitativo (anche se la sua conoscenza, interpretata con intelligenza e cautela, è comunque molto utile).
C’è bisogno di un altro indicatore. E veniamo al fattore P. Il denominatore del Rapporto P viene definito come Produzione realizzata all’anno X. Ponendo P a denominatore del Rapporto, il calcolo di R/P espresso in anni deve tener conto del fatto che si presume (presunzione non sempre affidabile) che negli anni a venire durante i quali le Riserve del giacimento saranno messe in produzione, la produzione sarà sempre pari a quella dell’anno X. Invece la produzione di qualunque giacimento può variare enormemente nel tempo in funzione della domanda del mercato.


IL NUOVO CALCOLO DEL POTENZIALE GASSIFERO: IL MODELLO IPG
Nel Numero 2/2009 di Nuova Energia è stato presentato il Modello IPE (Indicatore di Potenzialità Energetica) nella versione IPP (Indicatore di Potenzialità Petrolifera). Il suddetto modello è applicabile a qualsiasi fonte energetica non rinnovabile: quindi anche al gas naturale, al carbone e all’uranio. Nel nostro caso l’IPG (Indicatore di Potenzialità Gassosa) è costituito dagli stessi sette indicatori IPE applicati al gas e precisamente: la Produzione gassosa (P); le Riserve accertate gassose (R); l’Esportazione netta di gas naturale (E); la variazione di P negli ultimi 10 anni (ΔP); la variazione di R negli ultimi 10 anni (ΔR); il rapporto R/P; il rapporto E/P.
Il Modello IPG omogeneizza i suddetti indicatori in punti secondo i criteri ormai diffusamente affermati delle Scorecard. Poiché ogni indicatore viene misurato entro una scala con valore massimo pari a 1.000 punti e con valore minimo pari a 100 punti, il punteggio totale del modello IPG si muove entro una scala con valore massimo uguale a 7.000 punti e con valore minimo pari a 700 punti. Per ottenere 7.000 punti bisognerebbe che uno Stato produttore di gas naturale si piazzasse sempre primo nel calcolo del punteggio per singolo indicatore. Nel nostro specifico caso il valore massimo è stato invece di 4.698, raggiunto dal Qatar, seguito dalla Russia con 3.835 punti e dalla Norvegia con 2.413 punti.


È IL QATAR IL PAESE A MAGGIORE POTENZIALITÀ
La posizione di primo in classifica del Qatar deriva dal fatto di essere al massimo del punteggio (pari a 1.000 punti per ogni indicatore) per variazione di Produzione (negli ultimi 10 anni), variazione delle Riserve accertate (negli ultimi 10 anni), Rapporto Riserve su Produzione. Il Paese risulta invece solo 18° rispetto ai 20 massimi produttori mondiali di gas naturale; questo diverso posizionamento di classifica conferma la potenzialità del Qatar rispetto alla sua attuale Potenza. Se negli ultimi 10 anni Produzione e Riserve (e quindi R/P) sono notevolmente aumentate, significa che il piccolo emirato del Golfo Persico ha una Potenzialità di sviluppo notevole a fronte di una capacità produttiva attuale ancora modesta.
Se la Potenzialità non tenderà a diminuire nei prossimi anni è altamente probabile che il punteggio del Qatar aumenterà ancora. Tutto il contrario degli Stati Uniti, che oggi sono una grande potenza produttrice di gas ma hanno per contro una Potenzialità molto ridotta in quanto sono soltanto ventesimi come variazione negli ultimi 10 anni di Produzione, diciassettesimi come Rapporto R/P e ottavi come variazione delle Riserve accertate (negli ultimi 10 anni). Inoltre il Qatar è ottavo come esportatore netto di gas naturale e gli Stati Uniti sono invece ultimi. Il Qatar è un emirato arabo di dimensioni molto ridotte.
La sua superficie di 11.500 chilometri quadrati è pari a quella delle Marche e la sua popolazione è di 800.000 abitanti, pari a quelli dell’Umbria. Nel 1971, nella zona antistante la terraferma della penisola del Golfo Persico, venne scoperto il giacimento denominato North Field che si confermò nel tempo essere il più grande campo gassoso del mondo, così grande da sconfinare in acque iraniane (dove viene chiamato South Fars) e dove in questi anni l’Eni ha dato un contributo per il suo sviluppo. Oggi il Qatar produce oltre 50 miliardi di metri cubi all’anno; ha riserve accertate per oltre 25.000 miliardi di metri cubi (e quindi un R/P pari a circa 500 anni). L’esportazione del Qatar è pari al 68 per cento di quanto produce, ma il suo valore assoluto e relativo sta aumentando anno per anno grazie agli impianti di liquefazione già esistenti: Qatar Gas 1 e Ras Gas 1 e agli impianti Qatar Gas 2 – 3 – 4 e Ras Gas 2 e 3 in corso di completamento. Quando tali impianti andranno a regime il Qatar sarà in grado di esportare gas liquefatto (GNL) per 80 miliardi circa di metri cubi all’anno. A questa cifra andrà ad aggiungersi la quantità di gas esportata in Pakistan oltre che a Dubai e in Oman mediante gasdotto.