Durante il Consiglio dei Ministri del 4 novembre, il Governo ha annunciato che intende aumentare la produzione nazionale di gas naturale e successivamente destinarlo alle imprese energivore ad un prezzo calmierato. L’idea iniziale era quella di presentare un emendamento governativo al Decreto Aiuti ter, ma si è deciso di inserirlo nel nuovo decreto Aiuti Quater, presentato lo scorso 10 novembre. Il fine dello strumento sarà quello di “ampliare le fonti di approvvigionamento, garantire la sicurezza energetica e calmierare l’andamento dei prezzi”, così come sottolineato in conferenza stampa dal Ministro dell’Ambiente e della sicurezza energetica Gilberto Pichetto Fratin.
1-2 miliardi di metri cubi di gas all’anno in più
L’impianto non prevede un aumento generalizzato ed indiscriminato delle piattaforme estrattive, quanto piuttosto un’operazione circoscritta. L’idea è quella di incrementare la produzione nazionale di gas di circa 1-2 mld di m³ l’anno, riattivando concessioni già in essere e rilasciando nuovi titoli di sfruttamento. Per quanto riguarda le tempistiche, i processi autorizzativi saranno più brevi e contingentati, stimando un periodo di 3 mesi rispetto ai sei attualmente previsti. Se nel 1994 si estraevano circa 20 mld di m³, nel 2021 la produzione nazionale di gas è stata di 3,498 mld di m³, a fronte di un consumo totale di circa 76 mld di m³, concentrata principalmente in Basilicata e nei siti offshore presenti nella Zona A, ovvero nell’Alto Adriatico. Secondo le stime della Direzione generale infrastrutture e sicurezza del Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica, nella Zona A, tra risorse certe e probabili, sono presenti all’incirca 10-11 mld di m³ di gas naturale. Tra i produttori di gas nazionale, il principale è Eni, che estrae circa l’80% del totale, seguito da Shell e Total.
Il limite delle 12 miglia verrà ridotto a 9, consentendo a diverse piattaforme presenti nell’Alto Adriatico, poste entro le 12 miglia, di riprendere le attività estrattive. Le operazioni si concentreranno principalmente nel Alto Adriatico, a partire dalla zona di mare posta tra il 45° parallelo e il parallelo passante per la foce del ramo di Goro del fiume Po, escludendo il Golfo di Venezia per i rischi collegati alla subsidenza dei fondali. Ma non è escluso che verrà ampliato ad altre zone dove precedenti attività di ricerca hanno attestato la presenza di idrocarburi, come ad esempio nel Canale di Sicilia. Lo strumento deroga parzialmente il Pitesai, il Piano per la transizione energetica sostenibile delle aree idonee, presentato lo scorso marzo dal Governo Draghi. Inoltre, per essere sfruttati, i giacimenti dovranno avere una capacità superiore ai 500 mln di m³. Ad esempio, Eni ha tre giacimenti potenzialmente sfruttabili nella zona dell’Alto Adriatico, le cui riserve si attestano intorno ai 10 mld di m³. Il Ministro ha aggiunto che attraverso tali attività si potranno recuperare nei prossimi 10 anni circa 15 mld di m³.
Come funzionano i contratti
La gestione dei contratti verrà affidata al GSE, il quale avrà la possibilità di stipulare accordi decennali con i concessionari, sui quali potrà vantare per i primi due anni il 75% dei diritti, percentuale che scende al 50% nei successivi otto. Ovviamente tali contratti dovranno tenere conto dei costi sostenuti dalle compagnie petrolifere e il relativo equo compenso generato dall’attività estrattiva. Attraverso un meccanismo di aste, sarà sempre il GSE ad occuparsi della vendita del gas ad un prezzo calmierato, e che potrà oscillare in un range tra i 50 e 100 euro al megawattora. I principali destinatari saranno le aziende energivore, come ad esempio quelle della ceramica o del vetro, i cui criteri di assegnazione sono definiti dal decreto ministeriale del 21 dicembre del 2021. Le compagnie petrolifere che intendono operare nell’area prescritta dovranno anticipare le quote di gas che prevedono di estrarre una volta che i giacimenti saranno operativi. La decorrenza sarà dal 1 gennaio del 2023, data in cui si prevede che lo strumento entrerà in vigore.
In attesa che il testo venga presentato al Parlamento, sono stati sollevati alcuni dubbi e criticità, a partire dai movimenti ambientalisti e dai comitati locali. Inoltre, si registra l’immediata contrarietà della Regione Puglia, che già in passato si era espressa negativamente sull’ampliamento delle attività estrattive offshore.
I tempi effettivi
Rimane da comprendere quali saranno i tempi effettivi per rendere operativi i giacimenti. Gli iter autorizzativi e la realizzazione delle facilities richiederanno del tempo, certamente non inferiore ai 18-24 mesi, e che molto probabilmente subiranno una dilatazione a causa dei ricorsi giudiziari che verranno presentati. I tempi non certi ed alcuni precedenti, come il caso della piattaforma Ombrina Mare, potrebbero scoraggiare gli operatori e tendere a disertare l’iniziativa del Governo, rappresentando per quest’ultimo un problema. Occorre quindi che il Governo porti avanti parallelamente altre iniziative per sostenere cittadini e imprese, cercando di mantenere costante domanda, o anche ridurla, onde evitare che i prezzi subiscano un’ulteriore impennata.
Articolo a cura di Marcello Mocellin
