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Dagli idrocarburi un pozzo di leadership tecnologica Stampa E-mail
di Andrea Ketoff

Come la ricerca scientifica, la ricerca di risorse del sottosuolo è materia che comporta risvolti positivi a lunghissimo termine per lo sviluppo industriale di un Paese.
Nel lontano 1860 furono messi in produzione i primi giacimenti italiani di idrocarburi nell'Appennino emiliano, allo storico tasso di 25 chilogrammi di petrolio al giorno. Difficilmente, allora, si poteva prevedere il peso che questi avrebbero avuto un secolo dopo: prima nella crescita industriale del Paese, poi nel determinarne le scelte energetiche e infine nello sviluppo di competenze tecnologiche di livello mondiale.

In realtà bisognerà aspettare fino alla scoperta, nel 1944, del giacimento a gas naturale di Caviaga, vicino Lodi, per vedere avviata quell'attività di esplorazione nella Pianura Padana che costituirà il trampolino di lancio dell'Agip di Enrico Mattei. L'avvio della ricerca, con l'adozione delle tecnologie più avanzate disponibili sul mercato internazionale, verrà premiata negli anni successivi con numerosi rinvenimenti, tra i quali i giacimenti di Cortemaggiore, Cornegliano Laudense, Bordolano, Correggio e Ravenna.

Un altro passo storico che ci porta agli inizi degli anni Cinquanta: l'abbondante offerta di metano aveva bisogno di un'adeguata rete di distribuzione e di un'utenza che assorbisse l'energia disponibile. La produzione - e con essa il consumo - superava di slancio il miliardo di metri cubi nel '52 e toccava i tre miliardi nel 1954. La rete di metanodotti, che sviluppava complessivamente 257 chilometri nel 1948, raggiungeva quota 2.000 nel 1952.

La crescita dell'attività petrolifera upstream, con la perforazione di oltre 1.200 pozzi esplorativi e circa 1.600 pozzi di sviluppo tra il 1950 e il 1970, e con l'avvio dell'attività offshore alla fine degli anni Sessanta, portò la produzione di metano a superare i 15 miliardi di metri cubi nel 1973 (quasi il 10% del fabbisogno di energia del Paese), prevalentemente assorbita dall'industria, ma anche progressivamente utilizzata in sostituzione del gas di città nelle reti urbane. Da rilevare anche che l'industria petrolchimica troverà impulso, a partire dagli anni '50, dai ritrovamenti upstream utilizzando le risorse dei giacimenti come materia prima per la produzione di fertilizzanti.

Parallelamente, la rete dei metanodotti aveva ormai una dimensione nazionale sviluppata su oltre 8.000 chilometri, ed era pronta a ricevere le metaniere che attraccavano a Panigaglia così come, a partire dal 1974, le importazioni via tubo dai giacimenti siberiani, da quelli olandesi e, più tardi, dall'Algeria.
Lo sviluppo della rete, e dell'utenza collegata, si combina con la particolare collocazione geografica dell'Italia, ponte naturale tra Paesi produttori e Paesi consumatori. Una posizione strategica che già aveva favorito, a partire dalla fine degli anni '50, un rapido sviluppo della capacità di raffinazione e distribuzione dei prodotti petroliferi.

La crescita del mercato interno di metano, dapprima uno sbocco per la produzione nazionale di gas naturale, diventa il pilastro di una politica energetica basata sull'interdipendenza dei mercati, e successivamente la soluzione di molte delle pressanti sollecitazioni in materia ambientale. Dopo aver contribuito allo sviluppo industriale del Paese, il metano "dà una mano" a superare il blocco - per via referendaria - degli ambiziosi programmi nucleari, ma anche e soprattutto a ridurre lo smog da riscaldamento in molte città del Nord.

Ad oggi il sistema gas, con gli oltre 70 miliardi di metri cubi forniti al consumatore finale attraverso 30.000 chilometri di rete e con l'uso di 12 stoccaggi per la modulazione stagionale, continua a crescere grazie alle nuove linee di importazione previste via tubo dalla Libia e via terminali di rigassificazione dal Medio Oriente. L'incidenza sul fabbisogno nazionale di energia ha superato il 33% della copertura totale, mentre la media europea si mantiene inferiore al 25%.
Malgrado la produzione nazionale di gas sia in progressivo declino dopo il picco di quasi 21 miliardi di metri cubi nel 1994, non si può negare che i circa 650 miliardi di metri cubi estratti dal sottosuolo italiano negli ultimi 50 anni abbiano innescato una scelta energetica i cui effetti vanno ben al di là della stessa attività di esplorazione e produzione.

Fra le numerose ricadute dell'attività upstream - di cui non va dimenticata l'esplorazione e produzione di petrolio, con giacimenti che nel 2003 hanno fornito oltre il 5% del fabbisogno nazionale - va evidenziato un effetto fortemente positivo sullo sviluppo continuo di know-how tecnologico nel nostro Paese, sia da parte delle compagnie petrolifere sia dei contractors.
In Italia abbiamo decine di piccole e medie imprese ad elevato contenuto di tecnologia, fortemente insediate sul territorio locale, che hanno raggiunto livelli di leadership mondiale in aree altamente specializzate. Ad esempio, la costruzione di piattaforme offshore e di navi speciali, la realizzazione di sistemi di sicurezza e salvaguardia ambientale, la perforazione in acque ultra profonde, la posa di sealines, lo sviluppo di numerose tecnologie specifiche.
Va infatti ricordato che è italiano uno dei più complessi progetti offshore in corso di sviluppo, e cioè quello per lo sfruttamento del giacimento di Kashagan, la più importante scoperta degli ultimi trent'anni, nel settore kazako del Mar Caspio. Un contesto dove le condizioni estreme di clima, le caratteristiche del fluido, il fondale e la necessità di salvaguardia ambientale stanno richiedendo soluzioni all’avanguardia non solo dal punto di vista tecnologico ma soprattutto da quello dell’ingegneria dei sistemi.

Il progetto, sviluppato da Tecnomare, prevede quattro isole artificiali protette contro le onde e gli accumuli di ghiaccio tipici del sito. L'impianto è concepito per essere realizzato in cantieri specializzati anche lontani dal Kazakhstan e poi trasportato frazionato in piccoli barge attraverso il sistema di canali che collegano il Caspio sia al Mar Nero sia al Mar Baltico.
Questo progetto, commissionato dai prestigiosi partners che partecipano in joint venture allo sviluppo del giacimento (tra i quali Eni, Shell e Exxon Mobil), è la dimostrazione tangibile che l'attività upstream in Italia ha favorito lo sviluppo di un indotto d’avanguardia, considerato di eccellenza a livello mondiale.

Un altro esempio di traguardo di livello mondiale, raggiunto grazie all'esperienza del settore gas in Italia, è il progetto Blue Stream, completato da Saipem nel 2002. La realizzazione di questa doppia condotta, che collega la Russia alla Turchia attraversando per 385 km il Mar Nero in acque profonde oltre 2000 metri, è stata senza dubbio una delle più grandi sfide mai attuate in questo settore. Infine, le conoscenze e le tecnologie di frontiera sviluppate nell'ambito del settore upstream sono anche al servizio di altre attività importanti per il Paese, nel settore della tutela ambientale o in quello delle energie alternative, dall'idrogeno all'eolico.

Quindi, un contributo positivo per tutto il Sistema Paese. Malgrado la dipendenza energetica abbia ormai raggiunto l'85% del fabbisogno, il fatto che l'Italia sia dotata di proprie risorse energetiche, e che le abbia valorizzate con capacità di visione industriale, ha favorito non solo la crescita economica del Paese, ma anche lo sviluppo di tecnologie e know-how essenziali per affrontare da protagonisti le grandi sfide della globalizzazione.
L'ulteriore potenziale di produzione di idrocarburi nel sottosuolo italiano è valutato in circa 220 miliardi di metri cubi di riserve recuperabili di gas naturale e 640 milioni di barili di petrolio. A queste cifre vanno aggiunte le stime del cosiddetto potenziale residuo.
Le riserve dei bacini sedimentari italiani - definiti “maturi” perché già abbondantemente studiati, esplorati e coltivati - presentano infatti ulteriori aspetti interessanti. Lo sarebbero ancor più se gli operatori fossero incentivati ad affrontare temi nuovi e "di frontiera", i quali richiedono investimenti ad alto rischio e nuove tecnologie.

Un recente studio promosso da Assomineraria e presentato a Ravenna il 2 aprile 2004 in un workshop organizzato dall'Offshore Mediterranean Conference (OMC), ha confermato che, oltre alle riserve già accertate, per il gas si può prevedere di scoprire ancora tra 120 e 200 miliardi di metri cubi, mentre per il petrolio si valuta che si possano ancora scoprire dai 400 agli 800 milioni di barili.
Queste risorse ancora da scoprire possono essere classificate in due categorie: riserve in zone dove sono presenti altri giacimenti
in produzione, caratterizzate da piccoli volumi che però permettono sinergie e quindi una produzione potenzialmente economica;
riserve vere e proprie “di frontiera”, che sono ad alto rischio minerario e necessitano di nuove tecnologie.

L'esplorazione “di frontiera” è un'attività che si concentra su bacini poco conosciuti, affrontando temi di ricerca non ancora o poco sviluppati. Il rischio è quindi elevato e i ritorni sono a lungo termine. In media si considera un pozzo positivo su 10 perforati, ma a volte anche uno su 20.
Le zone di maggiore interesse per questo tipo di ricerca sono sia i temi profondi a terra (oltre i 6.000 metri, in Pianura Padana, in varie zone appenniniche – sull'esempio della Val d’Agri – e in Sicilia) sia diverse situazioni interessanti nell'off-shore dei mari Tirreno, Ionio, Adriatico e canale di Sicilia.
Per progetti “sfidanti” di questo genere, molti altri Stati hanno fornito supporto alla ricerca con defiscalizzazione, riduzione delle royalties o interventi finanziari diretti: Stati Uniti, Canada, e Brasile per l’offshore deep e ultradeep sono esempi da imitare. In Norvegia, Olanda e Regno Unito, i programmi di incentivi degli ultimi anni stanno favorendo l'arrivo di nuovi operatori e l'aumento della percentuale di recupero dei giacimenti.

Nel caso dell'Italia, ciò contribuirebbe a favorire la sperimentazione e l'adozione di nuove tecnologie, facendo crescere ulteriormente le competenze dell'indotto, con possibili riflessi anche in campo internazionale.
L'esame complessivo della valenza economica dell'attività upstream, tenendo conto anche del significativo sollievo alla bilancia dei pagamenti, rappresenta quindi un più che sufficiente stimolo alla valorizzazione di questo patrimonio.


 
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