Rapporto annuale 2011 idrocarburi

La Direzione Generale per le Risorse Minerarie ed Energetiche ha assunto le competenze statali relative al settore minerario quali: le funzioni e i compiti dell’Ufficio Nazionale Minerario per gli Idrocarburi e la Geotermia (UNMIG), la definizione delle priorità, delle linee guida e dei programmi di sviluppo. Con un recente Rapporto Annuale la Direzione intende fornire i dati e le informazioni rilevanti sull’attività svolta nell’anno passato, considerando che la SEN (strategia energetica nazionale) mantiene comunque per il 2030 una quota di approvvigionamento da combustibili fossili pari al 50%, ovvero che per almeno 30 anni saranno ancora necessario il contributo degli idrocarburi. Nel corso dell’anno 2010 sono state realizzate 3 perforazioni a scopo esplorativo, tutte in terraferma, per un totale di 4.183 metri perforati, in riduzione di circa il 25% rispetto all’anno precedente. Sono stati inoltre eseguiti 28 pozzi a scopo di sviluppo, di cui 5 riferiti alla attività di stoccaggio di gas, per complessivi 8.200 metri circa. Nell’anno scorso vi è stato un solo ritrovamento nell’ambito dell’attività di esplorazione all’interno di una concessione di coltivazione esistente. Resta significativo il dato relativo all’assenza di rinvenimenti all’interno di permessi di ricerca. Il dato è probabilmente da mettere in relazione sia al rischio minerario che al ridotto numero di perforazioni per scopo esplorativo effettuate. Al 31 dicembre 2010 sono vigenti 117 permessi di ricerca (di cui 92 in terraferma e 25 in mare) e 198 concessioni di coltivazione (di cui 132 in terraferma e 66 in mare). Si sottolinea che l’area di un titolo minerario è definita secondo criteri stabiliti dalla normativa vigente, generalmente di alcuni chilometri quadrati. Essa costituisce la zona in cui può operare in esclusiva il titolare e risulta molto superiore rispetto a quella effettivamente occupata dagli impianti (aree pozzo, centrali e impianti di trattamento), generalmente di alcuni ettari. I territori ricadenti nell’ambito di un titolo minerario non risultano quindi interessati dalle attività di ricerca ed estrazione se non nelle ridotte porzioni in cui sono realizzati, previe specifiche autorizzazioni, gli impianti. Al fine di rendere maggiormente evidente il ridotto impatto delle attività rispetto all’area complessiva dei titoli, nel corso del 2010 sono state elaborate e pubblicate sul sito internet, nella sezione “Cartografia”, le nuove carte dei titoli minerari e degli impianti, dove, con un dettaglio regionale vengono riportati rispettivamente i titoli effettivamente detenuti da permissionari e concessionari e l’ubicazione degli impianti presenti sul territorio. Nell’anno 2010 la produzione di gas in Italia è stata sostanzialmente stabile (+0,4%) mentre si è incrementata per l’olio attestandosi su +13% rispetto all’anno precedente, ma confrontando i dati con la produzione al 31 dicembre dell’anno 2008, si registra un decremento di circa il 12% per il gas e di circa il 3% per l’olio. Nel 2010 la produzione di gas naturale è stata di 7,94 miliardi Sm³. Il dato anche se leggermente positivo va considerato alla luce della produzione storica che evidenzia il progressivo esaurimento dei vecchi giacimenti nazionali in fase avanzata di coltivazione. Sotto tale aspetto appare indubbiamente significativa l’entrata in produzione in area italiana, avvenuta nel corso del mese di marzo 2010, del campo a gas “Annamaria”, che ricade a cavallo della linea di delimitazione delle piattaforme continentali di Italia e Croazia ed è oggetto di accordi tra gli operatori delle rispettive Joint Venture per uno sviluppo congiunto del giacimento. La produzione di gas è pari a circa 0,8 MSm3/giorno. Nell’anno 2010 la produzione di petrolio è stata di 5,08 milioni di tonnellate. L’82% circa della produzione nazionale proviene dalla terraferma dai campi della regione Basilicata e della Sicilia, mentre il contributo delle attività ubicate in mare è di circa il 14%. In particolare, per la Regione Basilicata la produzione di olio potrà essere incrementata di circa il 13% rispetto all’attuale produzione annua qualora fossero realizzati i progetti di sviluppo previsti, per i quali non è stato ancora completato l’iter autorizzativo. Il rapporto fra riserve recuperabili di gas e produzione annuale si attesta intorno a 13 anni. Sono intervenute alcune rivalutazioni significative per le riserve probabili e possibili in terraferma. A fronte di una produzione di 7,94 miliardi di Sm³, le riserve recuperabili, pari a 103 miliardi di Sm³, risultano rivalutate di 11 miliardi di Sm³. Per quanto attiene alle riserve di olio, sono intervenute rivalutazioni significative per quelle probabili in terraferma, passate da 72 milioni di tonnellate al 31 dicembre 2009, a 168 milioni di tonnellate al 31 dicembre 2010. Significativo è il dato relativo alla ubicazione delle riserve stesse: circa il 94% del totale nazionale è ubicato in terraferma e in particolare nel Sud Italia (72%).
La legge 23 luglio 2009, n. 99, ha disposto, all’articolo 45, l’istituzione di un fondo destinato alla riduzione del prezzo alla pompa dei carburanti per i residenti nelle regioni in cui vi sono produzioni di idrocarburi, alimentato attraverso l’aumento dal 7 al 10 % dell’aliquota di prodotto dovuta dai titolari delle concessioni di coltivazione per idrocarburi. Con il decreto del Ministro dell’Economia e delle Finanze di concerto con il Ministro dello Sviluppo Economico 12 novembre 2010, sono state definite le modalità procedurali di utilizzo da parte dei residenti nelle regioni interessate dai benefici previsti.
Altra importante innovazione nel settore delle royalties si è avuta con l’emanazione del decreto del Ministro dello Sviluppo Economico 6 agosto 2010 che ha ridisegnato le modalità con cui i produttori di gas naturale procedono alla vendita delle aliquote di prodotto destinate allo Stato tramite la piattaforma negoziale del Gestore dei mercati energetici (GME). Le procedure di contrattazione delle aliquote avvengono mediante negoziazione all’asta. La disposizione prevede che il titolare debba comunque riconoscere allo Stato una valorizzazione minima equivalente all’indice QE (quota energetica costo materia prima gas). L’introduzione di tale previsione comporta, contrariamente a quanto previsto precedentemente, una valorizzazione minima che esula da eventuali oscillazioni a ribasso delle offerte di mercato. Occorre tener presente che l’allungamento del periodo di vendita delle aliquote fino al mese di marzo dell’anno successivo comporta che i versamenti effettuati dalle società siano riferiti a due diversi anni finanziari, da ciò consegue un ritardo nella pubblicazione sul sito dei dati definitivi sui versamenti.
Attualmente i campi di stoccaggio attivi in Italia sono 10, tutti realizzati in corrispondenza di giacimenti a gas esauriti, mentre 13 sono le concessioni vigenti. La capacità di stoccaggio di gas naturale al 31 dicembre 2010 è pari a circa 14.700 milioni di standard metri cubi (MSm³), di cui 5.100 MSm³ per stoccaggio strategico. Lo spazio complessivamente conferito è stato di 14.774 MSm³, mentre il gas totale movimentato durante l’anno solare è stato di 16.361 MSm³ di cui 7.957 MSm³ in erogazione e 8.404 MSm³ in iniezione con un decremento rispetto al 2009 di 915 MSm³.
A giugno è partito il cantiere per la realizzazione degli impianti della concessione rilasciata nel 2009 “S.Potito e Cotignola” (915 MSm³ di working gas). Nel corso dell’anno sono proseguiti i lavori di ampliamento della centrale di “Collalto” che permetteranno entro i primi sei mesi del 2011 di aumentare di 355 MSm³ la capacità di stoccaggio del campo. Un importante contributo all’aumento della sicurezza energetica attraverso l’incremento della capacità di stoccaggio gas potrà essere raggiunto, entro i prossimi anni, con il rilascio di quattro concessioni (“Cornegliano”, “Cugno Le Macine”, “Serra Pizzuta” e “Sinarca”) a nuovi operatori, con l’entrata in esercizio della concessione “Bordolano” e la sovrapressione in alcune concessioni vigenti. Per quanto riguarda la concessione “Cornegliano” (1.300 MSm³ di working gas) i lavori della conferenza di Servizi si sono conclusi e il relativo decreto verrà presumibilmente emanato, di concerto con il Ministero dell’Ambiente, entro i primi mesi del 2011. Per le concessioni “Cugno Le Macine” e “Serra Pizzuta” (800 MSm³ di working gas) è in corso la conferenza di servizi e si è in attesa dell’espressione dell’intesa da parte della Regione Basilicata, richiesta dal Ministero nel novembre 2009. Per le concessioni “Sinarca” (324 MSm³ di working gas) e per l’ampliamento degli impianti della concessione “Bordolano” (1.200 MSm³ di working gas) procedono i lavori delle conferenze di servizi. Per quest’ultima, si è in attesa del rilascio dell’intesa da parte della Regione Lombardia richiesta Ministero nel marzo 2010.
In data 18 agosto 2010 è stato emanato il Decreto Legislativo 130/2010 in materia di “Misure per la maggiore concorrenzialità nel mercato del gas ed il trasferimento dei benefici risultanti ai clienti finali, ai sensi dell’articolo 30, commi 6 e 7, della legge 23 luglio 2009, n.99”. Tale decreto che contiene misure per favorire l’incremento di nuove capacità di stoccaggio, prevede uno sviluppo fino a 8 miliardi di Sm³ della capacità stessa. I primi 4 miliardi di Sm³ sono riservati al soggetto che intende detenere una quota di mercato all’ingrosso superiore al 40%, fino al 55%, mentre i restanti 4 miliardi possono essere sviluppati anche da altre società di stoccaggio; è prevista la partecipazione ai progetti di soggetti investitori (clienti industriali, PMI e loro aggregazioni, e termoelettrici) che potranno in tal modo disporre direttamente di spazio per immagazzinare il gas. Tenendo conto dei lunghi tempi di realizzazione delle infrastrutture di stoccaggio, il provvedimento prevede apposite “misure finanziarie” volte a garantire per 5 anni, ai soggetti investitori, effetti equivalenti a quelli che avrebbero disponendo immediatamente della nuova capacità di stoccaggio.
L’attività di sequestro e stoccaggio di CO2 è considerata strategica nell’ambito della politica energetica europea in quanto tecnologia di transizione che potrà contribuire a mitigare i cambiamenti climatici permettendo, secondo stime preliminari, la riduzione del 20% delle emissioni di gas ad effetto serra entro il 2020. L’adozione della direttiva renderà disponibile agli operatori nazionali un quadro normativo di riferimento per la realizzazione dei progetti dimostrativi previsti nell’ambito dell’European Energy Programme for Recovery (EEPR). La direttiva europea 2009/31/CE ha per obiettivo la definizione di un quadro giuridico comune a livello europeo per lo stoccaggio geologico ambientalmente sicuro del biossido di carbonio, con la finalità di contribuire alla lotta contro i cambiamenti climatici. La direttiva prevede: la definizione dell’autorità competente l’individuazione delle aree entro cui potranno essere scelti i siti da adibire a stoccaggio la costituzione di una banca dati delle attività di stoccaggio la definizione delle procedure di conferimento delle autorizzazioni all’attività di stoccaggio e delle eventuali attività di indagine preliminare finalizzate alla valutazione dell’idoneità del sito obblighi per la chiusura e post-chiusura degli impianti, garanzie finanziarie la verifica della capacità necessaria da parte dei soggetti proponenti attività di monitoraggio e ispezioni. Data la complessità e la rilevanza della materia, infatti, già dall’anno 2009 è stato costituito un gruppo di lavoro che ha predisposto, sulla base del testo della direttiva, una bozza di recepimento, che, secondo quanto stabilito dalla direttiva, dovrà avvenire entro il 25 giugno 2011.
Lo schema di decreto legislativo di recepimento prevede che le attività relative allo stoccaggio siano svolte in base a licenze di esplorazione e concessioni di stoccaggio; al termine dell’attività è prevista l’autorizzazione alla chiusura del sito di stoccaggio e il trasferimento di responsabilità dal gestore allo Stato.