Petrolio e Gas in Italia: un Opportunità per la Crescita - PDF Free Download\nDownload "Petrolio e Gas in Italia: un Opportunità per la Crescita"\n1 Petrolio e Gas in Italia: un Opportunità per la Crescita Contributo al Dibattito sull Energia per ASSOMINERARIA\n2 Il presente White Paper è la sintesi di uno studio più ampio sulle potenzialità dell industria italiana degli idrocarburi realizzato da RIE su incarico di Assomineraria e concluso nel mese di settembre 2012.\n3 L energia per la crescita Disporre di fonti di energia certe e convenienti è per ogni Paese specie per chi ne è più vulnerabile come il nostro esigenza fondamentale. È per questo che l'italia abbisogna di una sana e robusta industria degli idrocarburi. La drammatica crisi economica del nostro Paese imporrebbe di avviare ogni azione in grado di imprimere rapidi e consistenti stimoli alla crescita. Tutti l auspicano e invocano. Ma di idee concrete per conseguirla in tempi brevi se ne contano poche. Il mondo dell energia è in grado, potendolo fare, di fornire un contributo in tal senso: nelle nuove tecnologie rinnovabili e dell efficienza energetica; nell ampliamento e modernizzazione delle infrastrutture; nella valorizzazione del patrimonio minerario di idrocarburi: così come fan tutti. Una possibilità, quest ultima, impedita da un coacervo di ostacoli. Un anomalia incomprensibile e inaccettabile. Un lusso che non possiamo permetterci. Un anomalia incomprensibile: perché non vi sono oggettive ragioni per non riuscirvi in condizioni di massima sicurezza e tutela ambientale, nel rispetto delle popolazioni e dei territori, nei vincoli di una legislazione tra le più severe al mondo. Ne deriverebbero per il Paese molti benefici. Primo: un abbattimento del sempre più drammatico deficit nei conti con l estero che, nonostante la fase recessiva, ha bruciato nel 2011 risorse per 63 miliardi di euro sbriciolando il saldo positivo di 37 miliardi di euro che altrimenti avremmo potuto registrare. Il Paese lavora, in sostanza, per pagarsi l energia. Secondo: una maggior sicurezza degli approvvigionamenti esteri che si pretenderebbe fossero sempre e comunque disponibili per fronteggiare ogni sorta di emergenza, come la guerra libica ha evidenziato. Terzo: un contributo alla crescita: per la gran mole di investimenti, interamente privati e in misura significativa esteri, che sarebbe possibile attivare in tempi rapidi, con una spinta alla produzione e al lavoro di un gran numero di imprese italiane che vantano posizioni di leadership mondiale; che operano in tutti gli angoli del mondo, ma che paradossalmente non riescono a farlo nel nostro Paese. Un solo dato: nel 2011 si sono perforati appena 715 metri in attività di esplorazione contro i circa del 1946, nonostante opportunità di scoperte molto superiori a quelle di allora. Un anomalia inaccettabile: perché disporre di fonti di energia convenienti ed affidabili è per ogni Paese specie per chi ne è sostanzialmente privo e più vulnerabile, come il nostro un esigenza prioritaria e fondamentale. Opporsi sino ad impedire le scelte che si offrirebbero significa, né più né meno, preferire l attuale stato delle cose: con gli alti prezzi dell energia che erodono la capacità di spesa delle famiglie, la competitività delle imprese, l occupazione. È per fronteggiare questo stato di cose che l Italia abbisogna di una sana e robusta industria energetica. Impedirlo danneggia tutti senza avvantaggiare nessuno. Nell energia siamo stati tra i primi al mondo nel petrolio, elettricità, geotermia, gas naturale, nucleare conseguendo successi altrove non riscontrabili e tanto più incredibili se raffrontati al poco o niente di oggi. Un rammarico che si accresce se si tiene conto delle potenzialità di cui, oggi non meno di ieri, l Italia potrebbe disporre in termini di uomini, tecnologie, imprese. Per poterle cogliere è necessario ricostruire nel Paese una consapevolezza collettiva sul ruolo che l energia ha sul nostro sviluppo e sui costi che derivano dall opporsi alle soluzioni che pure si offrirebbero. Per riuscirvi è altresì necessario rafforzare il dialogo con l intera società, recuperando quello spirito di solidarietà e quel sentimento di unione che in passato ci ha consentito di divenire grandi partendo da zero. Riteniamo, in conclusione, che così come lo sfruttamento degli idrocarburi fornì un importante contributo al miracolo economico del Paese nel secondo dopoguerra, un attualizzato Piano Idrocarburi possa rappresentare un utile strumento all uscita dalla grave crisi economica in cui ci dibattiamo. 1\n4 IL FUTURO DELL ENERGIA È NEL PASSATO I recenti eventi sulla scena energetica mondiale dalla tragedia di Fukushima, alle rivolte arabe, al riacutizzarsi della recessione confermano che non vi è peggior errore nell energia che cedere al pensiero unico dominante e ai nuovi miti, salvo poi affannarsi a spiegare perché le cose sono andate diversamente. Nel disegnare gli scenari vi è sempre una qualche variabile di cui non si è saputo o potuto tener conto. Basarvi le decisioni è comunque inevitabile ma nondimeno rischioso per le scelte aziendali; per le autorità che ne regolano i comportamenti; per le politiche pubbliche. I gravi infortuni previsivi del passato non attenuano comunque l esigenza di interrogarsi sul futuro. Ieri, oggi, domani Il dato strutturale dei futuri scenari energetici è la fame di energia del mondo che ha visto negli ultimi 40 anni un aumento del consumo mondiale di 6,6 miliardi tonnellate equivalenti petrolio (tep) più che nei primi 80 anni del secolo scorso e proietta nei prossimi 25 anni un ulteriore aumento nell ordine di grandezza di 5 miliardi tep: pari ad una crescita annua prossima a 200 milioni tep. Nei trascorsi 40 anni, tre sono le dinamiche cruciali: una sostanziale stabilità della quota delle fonti fossili, erosasi di appena 4 punti percentuali dall 85% all 81%; una similare stabilità della quota degli idrocarburi, oscillata tra il 54% e il 60%, con una progressiva sostituzione del gas naturale al petrolio, rimasto comunque prima fonte; una stabilità e relativa marginalità dell insieme delle altre fonti, con una quota delle rinnovabili stabile intorno al 13%. Nel prossimo quarto di secolo, al 2035, la redistribuzione delle fonti è destinata a rimanere sostanzialmente immutata con: una riduzione delle fonti fossili di 6 punti percentuali al 75%; un peso degli idrocarburi nell ordine del 51% con una riduzione di 3 punti; una quota in crescita di 5 punti delle risorse rinnovabili al 18% (quantunque più rilevante nella generazione elettrica). La conclusione è che il futuro dell offerta di energia nel prossimo quarto di secolo è nel passato, col perdurante dominio degli idrocarburi, mentre gli sviluppi tecnologici e industriali potrebbero porre le premesse per una progressiva affermazione delle risorse rinnovabili. Prenderne consapevolezza sarebbe il primo insegnamento da trarne, per adottare coerenti decisioni atte ad eliminare le criticità che attraversano i mercati internazionali degli idrocarburi, cancellando l illusione che di essi si possa fare a meno solo volendolo. 2\n5 La composizione per fonte del mix energetico mondiale è destinata a rimanere pressoché immutata nell arco dei prossimi 20 anni L ineludibile dominio degli idrocarburi I cicli storici di sostituzione delle fonti energetiche mostrano che la penetrazione di una fonte richiede un arco di tempo nell ordine di mezzo secolo per raggiungere una quota del 20% dei consumi. Così è stato per il carbone, per il petrolio, per il gas. L evoluzione energetica del XXI secolo verso un modello di società low carbon col ricorso a nuove tecnologie, nuovi modelli organizzativi, nuovi assetti produttivi, nuovi comportamenti richiederà archi di tempo non dissimili, implicando la rottura della path dependance oggi dominante. Questa transizione non potrà che avvenire gradualmente richiedendo, nel frattempo, un contributo congiunto di tutto lo spettro di fonti su cui l umanità può far conto in condizioni di stabilità economica e sostenibilità ambientale. Nella generalità degli studi sui futuri scenari energetici, gli alti prezzi dell oil e il suo sempre minor impiego nei tradizionali settori di utilizzo (generazione elettrica, industria, usi domestici) non neutralizzeranno, infatti, la domanda addizionale proveniente dal mondo della mobilità, anelastica al prezzo anche in ragione delle ancora limitate possibilità di sostituzione, specie nei paesi emergenti. Il gas naturale è la fonte fossile che segnerà il tasso di crescita più consistente su scala mondiale, concentrato nella generazione elettrica. Anche considerando i notevoli progressi compiuti, sia in termini di penetrazione che di avanzamenti tecnologici, il pur crescente contributo delle energie rinnovabili rimarrà relativamente contenuto in ragione dei limiti qualitativi, economici, ambientali che allo stato delle tecnologie le penalizzano in rapporto alle esigenze della domanda finale ed alle fonti concorrenti. Struttura % per fonti della domanda primaria di energia Fonti Solidi Idrocarburi Petrolio Gas naturale Totale Fonti Fossili Nucleare Rinnovabili Totale Consumi Mondiali Totali (mln tep) Fonte: Elaborazioni RIE su dati AIE e EIA DOE 3\n6 Circoscrivendo il perimetro dell analisi all Unione Europea, la situazione sostanzialmente non cambia. Petrolio e gas naturale assicurano il 60% della complessiva domanda esattamente come nel 1970; sommandovi il carbone, il contributo complessivo delle fonti fossili alla domanda di energia sale al 76%. L evoluzione attesa al 2035 indica che una sua quota preponderante (56%) rimarrà soddisfatta dagli idrocarburi: col dimezzamento del peso del petrolio al 26% - pur atteso rimanere dominante nei trasporti (85%) quasi interamente controbilanciato dall aumento del gas naturale al 30%. Quanto alle altre fonti, alla sostanziale stabilità del nucleare si affianca un significativo incremento di oltre due volte del peso delle rinnovabili (al 23%) in linea con gli obiettivi attesi dalla politica energetica europea. Il predominio degli idrocarburi in Europa dovrà confrontarsi con un decrescente contributo della produzione interna e un inevitabile maggior dipendenza estera, soprattutto per quanto riguarda il gas naturale che in un decennio ha visto un aumento del ricorso alle importazioni di 15 punti al 65% della domanda interna, destinato a salire oltre la soglia del 90% che già si osserva nel petrolio. La questione della sicurezza, che ha già palesato nel recente passato forti elementi di criticità, si porrà in modo sempre più pressante per l insieme dei paesi europei e, diversamente dal passato, in misura sostanzialmente eguale tra gli stessi. Una convergenza di situazioni che avrebbe dovuto favorire una convergenza di interessi e politiche che ancora non si è ravvisata. Un fatto tanto più negativo ove si ponga attenzione alla divaricazione di situazioni e di interessi tra Europa e America: con la prima sempre più dipendente dall estero e la seconda sempre più indipendente sia nel gas che, in prospettiva, nel petrolio, grazie alla rivoluzione industriale indotta dalle nuove tecnologie di sfruttamento delle risorse non convenzionali degli idrocarburi. Rivoluzione che ha consentito una crescita esponenziale delle produzioni, creando milioni di posti di lavoro ed una rivitalizzazione dell industria americana che beneficia di costi sei volte inferiori nel gas e due nel petrolio rispetto a quella europea. Le implicazioni saranno rilevanti anche sul piano geopolitico: con l America destinata a divenire sempre meno garante dell ordine petrolifero internazionale come accaduto dal secondo dopoguerra. L Europa dovrà provvedervi da sé. Ciò di cui non pare esservi consapevolezza ove si consideri la totale assenza in Europa di una mappatura delle risorse di idrocarburi convenzionali e non, come disponibile negli Stati Uniti e delle potenzialità estrattive che potrebbero realizzarsi, così come di una comune strategia di loro valorizzazione. Il persistente predominio degli idrocarburi in Europa dovrà confrontarsi con una minor produzione interna e un inevitabile maggior dipendenza estera La vulnerabilità italiana Anche in Italia i futuri assetti energetici possono dirsi sostanzialmente predeterminati: col petrolio e gas naturale che continueranno a dominare, anche se il loro peso sulla domanda totale scenderà al 74% nel 2025 contro l 81% nel Come per l Europa, risulta evidente lo shift da petrolio a gas naturale: con una quota del primo quasi dimezzata (e limitata ai trasporti) mentre il secondo più che quadruplicherà il suo peso divenendo la prima fonte col 39% seguita dal petrolio col 35%. Le ragioni di questo persistente dominio sono riconducibili al peso del settore elettrico (gas naturale) e dei trasporti (petrolio) nella struttura dei fabbisogni nazionali. L aumento atteso delle rinnovabili non modificherà in modo sostanziale l attuale composizione del mix: con un peso del 15%, rappresenteranno ancora una fonte marginale rispetto a petrolio e gas. 4\n7 Domanda di Energia Primaria in Italia 1970 Domanda di Energia Primaria in Italia 2010 Imp. Nette Rinnovabili En.Elettrica 8% 1% Gas Naturale 9% Nucleare 1% Solidi 9% Imp. Nette En.Elettrica 4% Rinnovabili 11% Solidi 8% Petrolio 72% Gas Naturale 37% Petrolio 40% Imp. Nette En.Elettrica 3% Domanda di Energia Primaria in Italia 2025 Rinnovabili 15% Solidi 8% Gas Naturale 39% Petrolio 35% Fonte: Elaborazioni RIE su dati Unione Petrolifera, TERNA Come contrastare la vulnerabilità del nostro sistema energetico? Politiche di incremento dell efficienza energetica e di sviluppo delle fonti rinnovabili potranno certamente contribuirvi, ma non in misura tale da risolvere le criticità del comunque necessario e massiccio ricorso alle importazioni di idrocarburi. A tali azioni dovranno affiancarsi strategie di diversificazione geopolitica degli approvvigionamenti, di rafforzamento e modernizzazione delle infrastrutture, di valorizzazione delle risorse nazionali di petrolio e gas. Sarebbe questa la vera innovazione di una Nuova Politica Energetica Italiana. Da sempre colpevolmente ignorata. Scelte e comportamenti raccontano, tuttavia, una storia diversa: non si ricerca, non si esplora, non si produce, mentre si importa sempre di più, nonostante le potenzialità per contenerne quantità e costi. Disporre di una sana e robusta industria energetica - nazionale od estera che sia - è di vitale importanza. Se questa condizione dovesse venir meno - e vi sono segnali in tal senso per la forte crisi che attraversa il ciclo raffinativo, l uscita di imprese estere in diversi segmenti produttivi, le difficoltà in cui si dibattono molte compagnie - ci troveremmo di fronte ad una doppia e rischiosa dipendenza estera: sia sul versante della materia prima che dei suoi derivati. Le conseguenze sarebbero gravi sia sul piano industriale che su quello della sicurezza. Di fatto, si aggiungerebbe un nuovo capitolo alla de-industrializzazione del Paese: addebitabile sia ai processi di globalizzazione che alle errate o assenti politiche nazionali. Anche al 2025, petrolio e gas rappresenteranno il 74% della domanda energetica italiana 5\n8 L ITALIA NON È UN PAESE POVERO DI IDROCARBURI L Italia non è certamente ricca di idrocarburi alla pari di altri paesi, ma non è nemmeno povera al punto da sottovalutarne i potenziali benefici; da impedire alle imprese nazionali ed estere di rischiare il loro denaro per allargarne i confini; da adottare comportamenti opposti a quelli di altri Stati che, seppur meno dotati, massimizzano lo sfruttamento di ogni loro risorsa energetica pur di contenerne le importazioni. L industria mineraria italiana L Italia, diversamente da quel che si ritiene, non è un paese povero di risorse petrolifere e gassifere. Nel quadro geografico e geologico europeo, esclusi i grandi produttori del Mare del Nord (Norvegia e UK), occupa il primo posto per riserve di petrolio ed è il secondo produttore dopo la Danimarca. Nel gas, invece, si attesta in quarta posizione per riserve e in sesta per produzione, non tanto per la povertà del sottosuolo, ma per l impossibilità a valorizzarlo. Un opportunità che appare come la più paradossale, la più ignota nei suoi tratti distintivi, la più eclatante per gli esiti positivi che ne potrebbero derivare. Produzione e Riserve Accertate di Petrolio e Gas dei Principali Paesi Europei 2010 (mln tep) Paesi Produzione olio Riserve olio Produzione gas Riserve gas Austria 1,1 6,9 1,4 13,6 Bielorussia 1,5 27,1 0,2 16 Croazia 1,0 9,7 2,1 16 Danimarca 12,3 111,2 7,0 80 Francia 1,7 12,5 0,6 4,8 Germania 4,0 37,8 9,3 78,4 Ungheria 1,3 3,7 2,1 9,6 ITALIA 5,1 187,4 6,3 82,4 Norvegia 107,6 776,8 87, Paesi Bassi 1,8 42,5 60,5 977,6 Polonia 1,0 13,2 3,5 78,4 Romania 4,7 82,2 8,3 484,8 Turchia 2,4 37,0 0,5 4,8 Ucraina 4,6 54,1 16,3 792 UK 68,5 391,5 49,1 395,2 Nota: Paesi con produzione di olio pari o superiore a bbl/g Fonte: per l Italia, MSE-UNMIG: si fa riferimento alle riserve recuperabili; per gli altri paesi Eni, WOGR\n9 Nel 2011 la produzione nazionale di gas naturale è stata di 6,6 mln tep, quella di petrolio di 5,3: contribuendo rispettivamente al 10,7% e al 7,4% della relativa domanda interna. Quasi il 75% del gas è estratto offshore e il restante 25% a terra, essenzialmente in Basilicata, Sicilia e Puglia, mentre il petrolio è prodotto prevalentemente a terra, dal grande giacimento della Val d Agri il più grande campo onshore d Europa e da produzioni minori dei giacimenti in Sicilia, Lombardia, Piemonte. La produzione cumulata di gas naturale ammonta, a fine 2011, a circa 760 mld mc con riserve recuperabili per altri 98 miliardi. L andamento declinante delle riserve segue quello della curva di produzione: crescente dal secondo dopoguerra sino al picco del 1994 di 20 mld mc, e successivamente in calo portandosi sugli attuali 8 miliardi. La causa di questo crollo non sta, tuttavia, nei limiti geologici imposti dalla natura, ma nell impossibilità a realizzare gli investimenti. L andamento del rapporto R/P tra riserve e produzione annua mostra una sostanziale stabilità negli ultimi due decenni intorno a 15 anni a motivo del parallelo declinare delle due grandezze. Relativamente più positiva la situazione nel petrolio: ove a fronte di una produzione cumulata di 171 mln tep. si stimano riserve recuperabili se non si realizzeranno altri investimenti in esplorazione di 151 mln tep. Per il petrolio, il rapporto R/P ha storicamente oscillato su valori molto elevati fino al balzo nel 2010 a 37 anni, ridotto a 28 nel 2011 per un ricalcolo delle riserve dei giacimenti esistenti conseguente ad una più attenta lettura dei dati resi disponibili dall attività estrattiva. Qualunque ne siano le ragioni, resta il fatto che l Italia ha nel petrolio un rapporto R/P molto elevato e largamente superiore a quello medio dell Unione Europea inferiore agli 11 anni, con valori per la Gran Bretagna di 7 anni e per la Norvegia di 9. Segno non già della ricchezza del nostro sottosuolo, ma dell incapacità a sfruttare quella esistente. mln tep Olio - Riserve Recuperabili e Produzione Cumulata OLIO riserve recuperabili (scala di sinistra) OLIO produzione cumulata (scala di sinistra) OLIO prod annua (scala di destra) 7,0 6,0 5,0 4,0 3,0 2,0 1,0 0,0 Produzione Annua, mld tep 800 Anni Gas Naturale - Riserve Recuperabili e Produzione Cumulata 25 mld mc GAS riserve recuperabili (scala di sinistra) GAS produzione cumulata (scala di sinistra) GAS prod annua (scala di destra) Produzione Annua, mld mc Anni Fonte: Elaborazioni RIE su dati MSE-UNMIG 7\n10 Nonostante la non trascurabile presenza di idrocarburi, l attività di perforazione ha segnato un crollo a partire dai primi anni Ottanta - dai metri del 1982 ai del 2011 (-84%) - concentrato nell esplorazione, con 715 metri perforati nel 2011 contro i del 1982 (e i quasi del 1946). Simmetrico il drastico calo del numero di pozzi perforati: passati dai 139 del 1982 ai 37 del 2011 (-73%), con quelli esplorativi crollati da 104 a Metri Perforati Esplorazione Sviluppo TOTALE Metri Perforati Anni Numero Pozzi Perforati Numero Pozzi Perforati Esplorazione Sviluppo TOTALE Anni Fonte: Elaborazioni RIE su dati MSE-UNMIG Una simile anomalia risulta ancor più sorprendente se si considera l elevato tasso di successo tecnico, pari al 50%, della pur esigua attività esplorativa condotta nel periodo Dei 74 pozzi realizzati, 39 hanno portato a nuove scoperte a dimostrazione delle potenzialità minerarie e dell accresciuta capacità delle moderne tecniche di localizzare i pozzi esplorativi. Pur non essendo un paese povero di idrocarburi, l attività di esplorazione in Italia è sostanzialmente ferma da un decennio 8\n11 La leva tecnologica e industriale L intera storia dell industria petrolifera italiana ha evidenziato la centralità della leva scientifica, tecnologica, industriale. Innovazione tecnologica, capacità tecnico-professionali, cultura mineraria sono risultati determinanti sulla capacità della nostra industria: di ridurre sia il rischio minerario, con un aumento del tasso di successo esplorativo, che il time to market (tempo necessario ad avviare la produzione sul mercato); di aumentare il fattore di recupero delle riserve; di ottimizzare l efficienza di costruzione e gestione dei pozzi e degli impianti di trattamento degli idrocarburi. Non ultimo: di migliorare le condizioni di sicurezza delle operazioni attenuandone l impatto ambientale. Su questa leva si è costruito il decollo, lo sviluppo, il successo dell industria italiana degli idrocarburi. E attraverso il valore assegnato alla conoscenza, alla sua diffusione, alla sua germinazione interdisciplinare che essa ha saputo acquisire a livello mondiale partendo praticamente da zero posizioni di indiscussa leadership. Ciò ha favorito lo sviluppo e la proiezione internazionale di aziende di eccellenza che operano in tutte le fasi del ciclo minerario da quella estrattiva a quella impiantistica ai servizi specie nel campo: della perforazione con impianti di concezione innovativa esportati in tutto il mondo; delle tecnologie di pozzo con nuovi sistemi di perforazione direzionata, sviluppo di tecnologie per il controllo idraulico, ottimizzazione del progetto; della ricerca di soluzioni ambientali sempre più innovative. Solo la scarsa o nulla conoscenza di queste realtà, ovunque apprezzate, può spiegare l opposizione all attività mineraria nel nostro Paese, motivata coi temuti impatti ambientali che ne potrebbero derivare. Lo sviluppo dell industria italiana ha visto il consolidarsi, accanto a colossi internazionali - come gli storici marchi del Nuovo Pignone (capofila della divisione Oil & Gas della General Electric, leader nella progettazione e fornitura di prodotti e servizi per tutti i segmenti dell industria degli idrocarburi) e della Saipem, (leader nella fornitura di servizi di ingegneria, di procurement e project management, di costruzione) - di imprese di media dimensione di non minore eccellenza tecnologica e produttiva, quali il Gruppo Techint, la cui divisione Engineering & Construction ha installato circa km di pipeline per petrolio e gas naturale in tutto il mondo; la Drillmec di Piacenza: leader internazionale nella progettazione, produzione e distribuzione di impianti ed attrezzature di perforazione e workover sia onshore che offshore; la Rosetti Marino di Ravenna: gruppo integrato di società che fornisce servizi di ingegneria e costruzione. L ultra secolare storia dell industria italiana che può farsi risalire alla prima metà dell Ottocento ha generato concentrazioni territoriali di conoscenze minerarie, tecniche, impiantistiche che hanno dato origine ad aree produttive che presentano i tratti tipici dei distretti industriali (tra le principali: Parma-Piacenza, Ravenna, Cremona, Ortona): bacini di conoscenza altamente specializzati, caratterizzati da accentuate divisioni del lavoro e forti dinamiche di interdipendenza ma anche di concorrenzialità. La filiera upstream dell industria nazionale può scomporsi in numerose articolazioni produttive cui partecipa un ampia varietà dimensionale di compagnie, generalmente a forte vocazione internazionale, che ruotano attorno a società leader incaricate di esplorare e mettere in produzione i giacimenti. Le circa 200 voci di prodotti e servizi che interessano l attività mineraria per la quasi totalità nel comparto petrolifero rendono l idea di questa articolazione, con la presenza nel nostro Paese di un cospicuo numero di compagnie petrolifere e di imprese fornitrici di beni e servizi, sia italiane che estere, altamente specializzate e in grado di ricoprire l intera catena del valore. Se ne possono contare 57 del primo tipo (che detengono concessioni di coltivazione e/o permessi di ricerca o che hanno fatto istanza per l una o l altra attività) e almeno 160 del secondo, fornitrici di beni e servizi di supporto alle attività estrattive. Nell analisi dell articolazione produttiva merita evidenziare lo sviluppo registrato dalle imprese che operano nel comparto ambientale. La severità della legislazione italiana e l interesse crescente per la salvaguardia dei territori interessati alle attività minerarie hanno reso 9\n12 l ambiente e la sicurezza esigenze sempre più sofisticate cui le compagnie petrolifere fanno fronte internamente o tramite outsourcing. Lavorando con loro a stretto contatto, le imprese fornitrici di beni e servizi presenti nei distretti petroliferi hanno intuito con anticipo tali esigenze attrezzandosi per ampliare il portafoglio di attività verso servizi e/o prodotti di tipo ambientale. Da ultimo, rileva sottolineare come l avvio pur sofferto delle attività di estrazione in Basilicata abbia portato, anche in quel territorio, alla nascita di nuove aziende, specie nel campo dei servizi all ambiente. È il caso dell embrione di distretto che è andato formandosi nella località di Viggiano, in provincia di Potenza, che sta crescendo in parallelo allo sviluppo delle attività produttive. Servizi di ingegneria ambientale, bonifiche di impianti e terreni, monitoraggi ambientali, pronto intervento ecologico, messa in sicurezza degli impianti e servizi antinquinamento sono proliferati a livello nazionale a sostegno dell industria petrolifera costituendone un suo punto di forza. Le potenzialità estrattive del nostro Paese hanno altresì attirato l interesse di numerose compagnie estere sia minerarie che di servizio, tanto che alcune di esse hanno scelto l Italia come sede logistica non solo delle loro attività interne, ma anche di quelle di altri paesi in cui operano. Imprese dall elevato contenuto tecnologico e conoscitivo che si sono calate nella realtà locale con personale italiano e/o internazionale contribuendo allo sviluppo ed al dinamismo del settore. Compagnie come Schlumberger, Halliburton, BJ e Weatherford, ad esempio, hanno scelto come sede per le proprie attività il distretto industriale di Ortona, in provincia di Chieti, contribuendo a renderlo tale e da cui sono sorte numerose compagnie locali, divenute eccellenze nel business internazionale degli idrocarburi. In conclusione, l avvio di una nuova fase di sviluppo nella valorizzazione delle nostre risorse minerarie consentirebbe di rafforzare un intero comparto industriale del nostro Paese nelle sue diverse diramazioni produttive e dimensionali, traducendosi in una maggior attività produttiva, maggiore ricchezza, maggior occupazione. Maggiori investimenti si tradurrebbero per la loro quasi totalità in maggior produzione interna, grazie alla capacità delle imprese che operano nel nostro Paese di corrispondere alla generalità delle esigenze degli investitori. In un solo termine: una nuova fase di sviluppo del nostro patrimonio minerario favorirebbe la crescita del Paese. Va da sé che con il suo impedimento si vanificherebbero tali vantaggi mentre si rafforzerebbe la tendenza all uscita dal Paese di imprese e capitali esteri, con ulteriore danno alla nostra economia. Impedire lo sviluppo del patrimonio minerario nazionale rafforzerebbe la tendenza all uscita dal Paese di imprese e capitali esteri 10\n13 UN POTENZIALE NON SFRUTTATO Raddoppiare la produzione interna di idrocarburi consentirebbe di ridurre la pericolosa e costosa dipendenza dall estero dell Italia e il nostro elevato deficit energetico. Al contempo, darebbe impulso all attività produttiva dell elevato numero di imprese che operano nell industria petrolifera con positive ricadute occupazionali. Sostituire le importazioni con la produzione interna dovrebbe quindi costituire un must di ogni politica razionale. Le ragioni per operare Il forte squilibrio del nostro mix energetico verso gli idrocarburi fa dell Italia uno dei paesi più dipendenti dall estero per la copertura della propria domanda di energia, con un divario di 30 punti percentuali rispetto alla media dell Unione Europea: 83% vs. 53%. La sostanziale invarianza di tale dipendenza da mezzo secolo a questa parte dà conto dell inefficacia delle passate politiche che pur avevano come prima finalità quella di ridurla. Dipendenza Estera nella Copertura della Domanda di Energia ( ) Italia 82% 83% 84% 86% 85% 82% 83% Unione Europea n.d. 48% 45% 47% 55% 54% 53% Fonte: Elaborazioni RIE su dati Bilancio Energetico Nazionale e Eurostat Nel gas naturale, le importazioni sono arrivate a coprire circa il 90% della domanda: a motivo del dimezzamento della produzione interna e dell aumento dei consumi. Questa tendenza è destinata ad acuirsi a livelli superiori al 90%, similmente a quanto avviene per il petrolio. Nonostante la pluralità di fornitori, l approvvigionamento è assicurato per oltre il 60% da due paesi, Russia ed Algeria, con evidenti conseguenze sull esposizione del nostro Paese a tensioni politiche. Nel caso del petrolio, pur essendo più diversificate, le nostre forniture manifestano nondimeno ragioni di rischiosità. Importare energia è politicamente rischioso ed economicamente costoso. Un costo assimilabile ad un imposta: con trasferimento di ricchezza; peggioramento delle ragioni di scambio; perdita di reddito reale; riduzione della domanda; aumento del differenziale dei tassi di interesse. La tassa energetica con l estero del nostro Paese è ammontata 11\n14 nel 2011 a circa 63 miliardi di euro in aumento di 10 miliardi sul 2010 nonostante la fase recessiva di cui 34 per la voce petrolio e 21 per quella gas. Senza la produzione nazionale sarebbe stata superiore di oltre 4 miliardi di euro. Rapportata al Prodotto Interno Lordo 2011 ha pesato per il 4%, in forte rialzo sul minimo dell 1,7% del 1990 e superiore alla media del 3,3% dell Unione Europea. Senza l energia l Italia avrebbe registrato nel 2011 un avanzo commerciale di 37 miliardi che si capovolge, includendola, in un deficit di 24 miliardi. In sostanza, il paese lavora per pagarsi l energia. 6 Fattura Energetica in Italia in rapporto al PIL % mld 0 0 Fattura Energetica sul PIL (%) Fattura Energetica a Prezzi Correnti (mld di ) Fonte: Elaborazioni RIE su dati Unione Petrolifera, Istat Un altro aspetto da considerare è l aumento dei prezzi all importazione del petrolio che impatta negativamente sull attività aggregata, sulla dinamica inflattiva, sui consumi. Quantunque ridottosi nel tempo, tale impatto resta rilevante, specie in un contesto di bassi tassi di crescita. I risultati delle simulazioni con modelli macroeconomici isolando l impatto dello shock di prezzi evidenziano che l effetto cumulato nell area dell euro (in un arco di tre anni rispetto allo scenario di base) di un aumento dei prezzi del petrolio del 10% sul PIL in termini reali varia da valori quasi nulli (Irlanda, Francia, Austria) a valori compresi tra -0,3/-0,4% (Belgio, Germania, Grecia, Italia). L aumento dei prezzi all importazione del petrolio in Italia di oltre il 100% tra 2000 e 2011 da 289 a 579 euro/tonn. ha quindi contribuito in modo non marginale all attuale recessione. L analisi dei driver dei prezzi del petrolio pur nella fisiologica incertezza dei mercati porta inoltre a ritenere che anche in futuro essi manifesteranno forti tensioni, per almeno cinque ordini di ragioni: crescita della domanda mondiale; difficoltà dell offerta a darvi piena risposta in termini qualitativi e quantitativi; crescita dei costi di produzione; difficoltà a conseguire un adeguato livello di spare capacity; aumento del prezzo di breakeven necessario a garantire la copertura della spesa pubblica dei maggiori paesi Opec. Sostituire le importazioni con la produzione interna dovrebbe costituire un must di ogni politica razionale. Quel che è accaduto ovunque ma non in Italia se non nel periodo pre-bellico e nella stagione matteiana. Da allora, la valorizzazione delle risorse non ha mai costituito obiettivo delle politiche energetiche incardinate nei numerosi quanto fallimentari Piani Energetici. La scelta dell Italia è stata, di fatto, quella di preferire le importazioni alla produzione interna. L indifferenza e ostilità verso tale opzione è inaccettabile per: (a) i consistenti benefici macro e microeconomici che ne deriverebbero; (b) il fatto che tale opzione non si ponga in contraddizione con qualsiasi altra opzione energetica; (c) i rischi di futuri shock esogeni dei prezzi. 12\n15 L Italia lavora per pagarsi l energia: una tassa che trasforma un avanzo commerciale di 37 mld di euro in un deficit di 24 mld Chi non cerca non trova L irrazionalità della politica italiana trova la sua sintesi nell elevato rapporto R/P riferito ai giacimenti di petrolio. Fatta eccezione per l ultimo biennio, la produzione petrolifera ha segnato un profilo pressoché piatto a fronte di una crescita delle riserve: diversamente da quel che ci si poteva attendere e da quanto osservato in altri paesi. Il Rapporto R/P dell Italia sarebbe poi risultato ancor più elevato se considerando i tassi tecnici di successo si fossero realizzati investimenti di carattere esplorativo. Un assurdo nell assurdo. 40 Rapporto Riserve-Produzione di Petrolio in alcuni Paesi Europei Anni ITALIA Danimarca Norvegia Romania UK Serie Storica R/P (anni) in alcuni Paesi Europei ITALIA Danimarca Norvegia Romania UK Fonte: elaborazioni RIE su dati MSE-UNMIG, BP Statistical Review 2012 L anomalia italiana sta tutta nell insufficiente dinamica degli investimenti minerari: sintetizzabili nell ammontare dei metri perforati. Il confronto col passato è impressionante e sconfortante, ma nondimeno utile. Si considerano: (a) il periodo pioneristico pre-bellico ( ) che riflette il grande impegno di Agip; (b) quello post-bellico ( ) della stagione matteiana; (c) quello successivo alle grandi crisi petrolifere ( ); (d) quello conseguente al crollo dei prezzi ( ); (e) quello sconfortante che stiamo vivendo da un decennio a questa parte. 13\n16 Periodi Esplorazione (m/anno) (1) Attività di Perforazione di Idrocabruri in Italia Sviluppo (m/anno) (1) Totale (m/anno) (1) Riserve Gas (mld mc) (2) Riserve Petrolio (mln bbl) (2) n.d * 89* Note: (1) Il dato fa riferimento al valore medio annuo del periodo; (2) Fine periodo; (*) Dati relativi alle riserve di idrocarburi di Eni Fonte: Elaborazioni RIE su dati MSE-UNMIG, Eni Tre le osservazioni che merita fare. Primo: l andamento prima crescente poi in caduta verticale dell attività esplorativa a livelli nello scorso quinquennio nominalmente di poco superiori a quelli pre-bellici, ma di fatto largamente inferiori date le attuali più avanzate tecniche. Secondo: l intensità dell esplorazione, in termini assoluti e relativamente alla complessiva attività, risulta crescente dalla fase pre-bellica alla stagione matteiana dal 21% al 52% del totale dei metri perforati per poi crollare ai valori ante-guerra. La terza osservazione sta nel titolo di questo paragrafo: chi non cerca non trova. Le attività di sviluppo seguono, infatti, temporalmente ritardate, quelle di esplorazione. Se queste ultime diminuiscono o si azzerano, le prime inevitabilmente rallenteranno. Nel petrolio, l elevato rapporto R/P dell Italia è segno dell insufficiente dinamica degli investimenti minerari Il costo degli errori Accertato che la scelta del nostro Paese è stata quella di preferire le importazioni alla produzione interna - al di là dei limiti imposti dalla natura è interessante chiedersi quanto sia costata al Paese e a quanto ammonti l effettiva possibilità di accrescere la produzione nazionale. Per rispondere alla prima domanda direttamente collegata all elevato rapporto R/P si è svolto un esercizio di simulazione teorica con l obiettivo di valutare le risorse finanziarie di cui il nostro Paese avrebbe potuto beneficiare se avesse avuto nello sfruttamento delle proprie risorse un comportamento normale e similare a quello altrove riscontrato: ipotizzando un livello R/P di 15 anni registrato in molti paesi, seppur più elevato di quello medio europeo. mln tep Risultato della Simulazione: Produzione Attuale VS Potenziale mln tep Produzione nazionale effettiva Produzione nazionale con R/P=15 Riserve recuperabili Fonte: Elaborazioni RIE su dati Unione Petrolifera, Istat 14\n17 La conclusione è che con un simile rapporto la produzione interna di petrolio sarebbe risultata nel 2011 il doppio di quella registrata, con un beneficio nei conti con l estero nello stesso anno di circa 2,8 miliardi di euro. Traslando un R/P di 15 anni nel trentennio passato, e valorizzando la produzione addizionale ai prezzi 2011, il risparmio cumulato sarebbe ammontato ad oltre 23 miliardi euro. Risorse considerevoli che anziché destinare alla crescita interna si è preferito devolvere alle compagnie petrolifere, a paesi produttori esteri, alla speculazione sui mercati finanziari. Passiamo alla seconda domanda: quanta produzione addizionale è realisticamente possibile? Se è indiscutibile l esistenza di un potenziale inutilizzato, più complesso è determinarne l ammontare. Nel 2011 sono state prodotte in Italia 5,3 mln tep; l esercizio teorico proposto ha indicato per il 2011 una produzione potenziale di petrolio pari a 10,1 mln tep con un R/P ratio di 15 anni. Il risultato della simulazione non è affatto irragionevole: l esame dei progetti proposti o già avviati dagli operatori sulle riserve già accertate e non ancora sviluppate, indica come sia possibile più che raddoppiare la produzione petrolifera attuale nell arco del decennio in corso. I principali progetti di produzione di petrolio da cui tale potenziale potrebbe derivare sono localizzati: Onshore, prevalentemente in Basilicata, con una produzione che potrebbe incrementare di circa bbl/g (+5,36 mln tep); Offshore, sia in Adriatico che nel Canale di Sicilia, dove alcuni nuovi progetti e diversi in fase di revamping o ampliamento potrebbero garantire una produzione addizionale di circa bbl/g (+0,74 mln tep). In conclusione: la produzione petrolifera potrebbe più che raddoppiare rispetto agli attuali 5,3 mln tep. Così come per il petrolio, anche per il gas esistono aree con riserve accertate che potrebbero essere messe in produzione nei prossimi anni, seppur con tempi diversi da campo a campo: Giacimenti onshore localizzati prevalentemente in Basilicata e Val Padana, per una produzione annua aggiuntiva complessivamente stimata nell ordine di 0,6 mld di mc, pari a circa 0,46 mln tep; Giacimenti offshore prevalentemente nel Canale di Sicilia e nell Adriatico centro-settentrionale, per i quali si stima una produzione addizionale cumulata nell intorno di 3,9 mld di mc, pari a 3,14 mln tep; Pertanto, la produzione addizionale di gas attivabile nel medio termine è stimata nell intorno di 3,6 mln tep. Potenziale Produzione di Idrocarburi (mln tep) Produzione Petrolio Gas Naturale Totale Attuale 5,3 6,6 11,9 Potenziale 6,1 3,6 9,7 Totale 11,4 10,2 21,6 Fonte: Elaborazione RIE su dati MSE-UNMIG, Assomineraria e Oil Companies In sintesi, entro la fine del decennio in corso sarebbe possibile quasi raddoppiare la produzione nazionale di idrocarburi, da 11,9 a 21,6 mln tep. Oltre all indicata produzione addizionale ottenibile da riserve accertate, si stimano ampie riserve individuabili di petrolio e gas, nell ordine di 265 mln tep, accertabili solo a seguito di adeguati investimenti in esplorazione. La produzione nazionale di idrocarburi potrebbe portarsi entro il 2020 a 21,6 mln tep: un livello quasi doppio rispetto a quello attuale 15\n18 Le ricadute economiche ed energetiche La drammatica situazione dell economia italiana imporrebbe di attivare ogni azione capace di imprimere stimoli alla crescita onde evitare che i vincoli di finanza pubblica si avvitino in una spirale di recessione, maggiori tassi, riduzione dei redditi. L industria petrolifera che (ancora) opera in Italia sarebbe in grado di fornire un contributo in tal senso: attivando un positivo ciclo di investimenti nello sfruttamento delle risorse nazionali di idrocarburi. La produzione nazionale di petrolio e gas nel 2010 ha contribuito alla copertura della domanda primaria di energia per il 6,3% consentendo di contenere per oltre 4 miliardi euro il deficit commerciale; aumentare gli introiti fiscali dello Stato di 1,3 miliardi euro; accrescere gli investimenti di circa 1 miliardo euro; dare lavoro a centinaia di imprese che operano nel nostro paese. La dotazione nazionale di riserve accertate consentirebbe, come si è visto, di raddoppiarne la produzione. Per riuscirvi, le imprese hanno previsto 88 progetti per complessivi 15,5 miliardi euro di investimenti, di cui 11,8 miliardi per esplorazione e sviluppo e i restanti 3,7 miliardi per gli stoccaggi: si tratta di progetti immediatamente cantierabili, interamente finanziati dalle compagnie in misura significativa estere con tempi rapidi di realizzazione, senza nessun onere per lo Stato. Sul piano macroeconomico, la maggior produzione di idrocarburi comporterebbe: un minor peso delle importazioni di idrocarburi sui loro consumi di 7 punti percentuali: dal 92% all 85%; una minor dipendenza energetica nel suo complesso dall 83% al 77%; una riduzione del deficit energetico (valorizzando la produzione addizionale ai prezzi attuali) di 4,8 miliardi euro: 3,5 per il petrolio, 1,3 per il gas; entrate fiscali per lo Stato per 2,5 miliardi all anno. Nell arco di un decennio, prevedibile tempo di sfruttamento dei giacimenti, si genererebbero circa 50 miliardi di euro di importazioni evitate e destinabili alla crescita interna e 25 miliardi di maggiori introiti per le casse dello Stato. Sul piano microeconomico si avrebbero poi due importanti effetti diretti. Il primo è l impulso all attività produttiva del gran numero di imprese che operano nell industria petrolifera: di grande ma soprattutto piccola-media dimensione, orientate principalmente all estero, che hanno acquisito livelli di eccellenza e che trarrebbero vantaggio dal poter contribuire per la quasi totalità delle spese di investimento. Il secondo effetto, non certo per importanza, è quello occupazionale per diverse decine di migliaia di unità. In assenza di investimenti vi è il fondato rischio che l occupazione abbia a ridursi per la decisione di molte imprese di abbandonare il nostro Paese. Della nuova forza lavoro attesa, un 10% riguarderebbe i territori nei quali sono previsti i progetti (Basilicata, Sicilia, Abbruzzo). Inoltre, le ricadute occupazionali non andrebbero circoscritte alle aree direttamente interessate dall attività estrattiva, bensì estese all insieme dei distretti petroliferi ormai consolidati come Emilia Romagna, Abruzzo e Lombardia - dove storicamente maggiore è stata l attività relativa all upstream minerario - nonché al nascente polo industrializzato della Basilicata, tra i più significativi in termini di maggiore sviluppo. Maggiore occupazione e quindi maggiori ricadute redistributive per il territorio renderebbero tangibili alle popolazioni più interessate gli effetti dello sviluppo di questo comparto industriale, contribuendo ad una maggiore consapevolezza dei benefici e quindi ad una più ampia costituzione del consenso. Lo sfruttamento delle risorse nazionali di idrocarburi consentirebbe: minori importazioni, minor dipendenza dall estero, riduzione del deficit energetico, maggiori introiti per lo Stato e maggiore crescita 16\n19 UPSTREAM: TRA DIRITTO, SICUREZZA, BUROCRAZIA Il diritto minerario italiano è contraddistinto da due peculiarità. Da una parte, la severità nella regolazione delle tematiche ambientali, in misura superiore a quella di altri paesi. Dall altra, la complessità, lentezza, discrezionalità delle procedure autorizzative che si traducono in un assoluta indeterminatezza dei tempi fino al blocco delle attività e in un aumento dei costi. La tutela dell ambiente Le garanzie ambientali previste dalla normativa italiana sono ampie, considerando le diverse Valutazioni di Impatto Ambientale (VIA) richieste lungo l iter autorizzativo: per l avvio della fase di prospezione, ricerca, coltivazione di idrocarburi; per la perforazione dei pozzi esplorativi; per la coltivazione dei giacimenti. In definitiva, la VIA non è necessaria nei soli casi di attività preliminari individuate con decreti dei Ministri dello Sviluppo Economico, delle Infrastrutture e dei Trasporti, dell Ambiente che non comportano effetti significativi e permanenti sull ambiente e che, in attesa della determinazione conclusiva della conferenza di servizi, l Ufficio Nazionale Minerario per gli Idrocarburi e la Geotermia è competente ad autorizzare. IL DIRITTO MINERARIO Il diritto minerario regola la prospezione, la ricerca e la coltivazione di idrocarburi ed è materia di legislazione concorrente tra Stato e Regioni in quanto ricade nel settore energetico (art. 117, comma 3 della Costituzione). L assetto delle competenze amministrative (definito dal d.lgs. 31 marzo 1998, n. 112 e successive modificazioni) prevede che in mare, le funzioni amministrative circa la prospezione, ricerca e coltivazione di idrocarburi, ivi comprese le funzioni di polizia mineraria vengano conservate dallo Stato mentre in terraferma vengano svolte d intesa tra lo Stato e la Regione interessata (secondo le modalità ad oggi definite nell Accordo del 24 aprile 2001 tra il M.I.C.A., le Regioni e le Province Autonome). Questo assetto delle competenze riconosce, quindi, un ruolo di primaria importanza nel processo decisionale alle Regioni, che molto spesso hanno esercitato il loro potere di veto, determinando ritardi o peggio il blocco dell iter autorizzativo relativo alla ricerca e coltivazione degli idrocarburi. A seguito del disastro ambientale di Macondo nel Golfo del Messico dell aprile 2010, anche la Commissione ha avviato un attenta verifica delle normative e dei sistemi di controllo nei vari Paesi europei; invitato gli Stati Membri ad applicare una rigorosa impostazione precauzionale nel rilascio delle autorizzazioni; predisposto una proposta di regolamento in via di definizione sulla sicurezza delle attività offshore di prospezione, esplorazione e produzione di idrocarburi liquidi e gassosi. Nonostante l impegno della Commissione, a seguito dell incidente di Macondo il diritto minerario italiano si è fatto ancor più rigoroso imponendo ulteriori e più severi limiti. Il d.lgs. 29 giugno 2010 n.128 ha vietato ogni attività di ricerca, prospezione, coltivazione 17\n20 all interno di aree marine e costiere a qualsiasi titolo protette per scopi di tutela ambientale. Divieto esteso alle zone di mare entro 12 miglia dal perimetro esterno delle suddette aree marine e costiere protette, nonché, per i soli idrocarburi liquidi, alla fascia marina compresa entro 5 miglia dalle linee di base delle acque territoriali lungo l intero perimetro costiero nazionale. Al di fuori di queste aree, le attività possono essere autorizzate solo una volta ottenuta l apposita VIA, sentito il parere degli enti locali posti in un raggio di 12 miglia dalle aree marine e costiere interessate. Il suddetto quadro ordinamentale è stato nuovamente modificato dalla recentissima approvazione del d.l. n.83/2012, entrato in vigore il 12 agosto 2012, che all articolo 35 delinea un regime più rigoroso per quanto concerne le nuove iniziative, al contempo introducendo una disciplina transitoria più favorevole per i procedimenti autorizzativi in essere alla data di entrata in vigore del d.lgs. post-macondo. In particolare, ribadisce il divieto di ricerca, prospezione e coltivazione di idrocarburi liquidi e gassosi all interno delle aree marine e costiere protette nonché nelle dodici miglia dal perimetro esterno delle medesime aree; inoltre, la norma estende il divieto di cui si tratta altresì alle zone di mare poste entro dodici miglia dalle linee di costa lungo l intero perimetro costiero nazionale (in precedenza erano cinque miglia e per i soli idrocarburi liquidi). A differenza di quanto precedentemente statuito, fa invece salvi i procedimenti autorizzativi in corso alla data di entrata in vigore del sopra ricordato d.lgs. n. 128/2010 nonché l efficacia dei titoli abilitativi già rilasciati alla medesima data, ferma restando la procedura di VIA prevista dalla normativa vigente; è invece sufficiente l autorizzazione dell Ufficio nazionale minerario per gli idrocarburi e la geotermia, con i vincoli ambientali ivi stabiliti, per le attività finalizzate a migliorare le prestazioni degli impianti di coltivazione di idrocarburi, compresa la perforazione, se effettuate a partire da opere esistenti e nell ambito dei limiti di produzione ed emissione dei programmi di lavoro già approvati. In considerazione di quanto sopra, l attività di prospezione, ricerca e coltivazione di idrocarburi risulta oggi in Italia significativamente limitata, nonostante una normativa previgente che appariva adeguata dal punto di vista della protezione ambientale. La decisione di bloccare le attività offshore non ha inoltre eguali in nessun altro paese al mondo ed evidenzia la peculiarità della reazione dell Italia all affaire Macondo. L amministrazione statunitense, su cui ricadeva la maggior responsabilità istituzionale di quanto accaduto, ha creato nuovi organismi di controllo e introdotto misure più severe per gli operatori. Anche Regno Unito e Norvegia, i maggiori produttori europei con forte preponderanza di attività offshore, hanno preferito un approccio rigoroso e costruttivo ad una knee jerk reaction, vale a dire una reazione istintiva com è stato nel solo caso italiano. Il Regno Unito ha aumentato il sistema di controlli ed ispezioni ed ha avanzato proposte per rafforzare il regime normativo nel campo dell offshore; similmente, la Norvegia ha favorito iniziative di approfondimento dell accaduto per desumerne raccomandazioni utili a migliorare la sicurezza. In breve, mentre il mondo studiava nuove regole, si impegnava nella ricerca di nuove tecnologiche e formava una classe di esperti, il nostro paese ha preferito la strada radicale del blocco generalizzato: pregiudicando le attività usptream, la valorizzazione delle risorse nazionali e l intera industria degli idrocarburi. La reazione dell Italia all incidente Macondo non ha avuto eguali in altri paesi del mondo: limitando significativamente l attività nazionale di prospezione, ricerca, coltivazione 18\n21 Le procedure autorizzative Se la tutela dell ambiente è da considerarsi un elemento positivo del diritto minerario italiano, seppur eccessivamente limitante, le procedure per il rilascio dei titoli minerari costituiscono un aspetto penalizzante in quanto la loro stratificazione rallenta, se non ostacola apertamente, le attività fino a bloccarle in maniera ingiustificata. Se una compagnia petrolifera intende portare a compimento l intero ciclo delle proprie attività dalla ricerca allo sviluppo degli idrocarburi deve imbarcarsi in due procedimenti unici separati rispettivamente per il rilascio del permesso di ricerca e per la concessione di coltivazione nonché ottenere un ulteriore autorizzazione (diversa PERMESSI DI RICERCA ED ESPLORAZIONE Il permesso di ricerca di idrocarburi liquidi e gassosi in terraferma viene rilasciato all esito di un procedimento unico al quale partecipano le Amministrazioni statali e regionali interessate e consente ogni operazione volta al rinvenimento di giacimenti esclusa la perforazione dei pozzi esplorativi. La perforazione di pozzi esplorativi così come la costruzione di impianti ed opere necessarie dichiarati di pubblica utilità devono poi a loro volta essere oggetto di specifica autorizzazione richiesta dal titolare del permesso di ricerca e rilasciata, ancora all esito di un procedimento unico al quale partecipano la Regione e gli enti locali interessati, da parte del competente Ufficio Territoriale Minerario per gli Idrocarburi e la Geotermia, previa valutazione di impatto ambientale. (Norme analoghe valgono per il permesso di ricerca e la perforazione nelle aree marine, fermo restando che solo l autorizzazione alla perforazione del pozzo esplorativo in terraferma può presentare, se necessario, l effetto di variante urbanistica). Per accedere alla coltivazione degli idrocarburi, il titolare del permesso di ricerca deve infine sottoporsi ad un ulteriore procedimento unico necessario ad ottenere l apposita concessione rilasciata dallo Stato d intesa con la Regione se in terraferma. Anche con riferimento a quest ultima fattispecie procedimentale ricorrono elementi di semplificazione perché la concessione di coltivazione di idrocarburi in terraferma costituisce titolo per la costruzione degli impianti e delle opere necessari, degli interventi di modifica, delle opere connesse e delle infrastrutture indispensabili all esercizio, che sono considerati di pubblica utilità ai sensi della legislazione vigente; ancora il rilascio della concessione di cui si tratta produce l effetto di variante urbanistica. dal mero permesso di ricerca) per ogni perforazione di pozzi esplorativi e la realizzazione delle opere connesse. Delle criticità del quadro normativo italiano è consapevole l attuale Governo che si era mostrato intenzionato a liberalizzare le attività di prospezione e ricerca, ritenendo la normativa vigente causa di un procedimento articolato e complesso, che conduce in molti casi al blocco dello stesso per mancanza di intese, e comunque alla conclusione in tempi molto più lunghi, circa doppi, di quelli degli altri Paesi OCSE Ragioni che lo hanno portato a proporre modifiche normative secondo principi che avrebbero dovuto presiedere al conferimento dei titoli e che avrebbero consentito un allineamento del diritto interno con quelli dei Paesi dell OCSE, in particolare attraverso: il conferimento al ricercatore di un titolo concessorio unico che preveda una fase di ricerca al termine della quale, in caso di esito negativo, il titolo cessa, mentre in caso di ritrovamento consente all attività di proseguire attraverso le fasi di sviluppo, produzione, ripristino finale; la definizione univoca delle procedure di accettazione pubblica da seguire dall atto del rilascio del titolo nonché l entità e la destinazione delle compensazioni previste per le fasi di ricerca e di sviluppo, in modo tale che l operatore abbia la necessaria certezza del diritto a ricercare e poi a estrarre il frutto del giacimento in caso di ritrovamento; lo svolgimento della VIA, obbligatoria per ogni fase di ricerca e sviluppo, sui progetti definitivi all atto della loro definizione e presentazione, e non più sui generici programmi di lavoro presentati all atto della richiesta del titolo abilitativo come avviene oggi. Ciò nonostante, la proposta del Governo non ha trovato riscontro nella legge di conversione del (c.d.) decreto liberalizzazioni, sicché permane l attuale sistema che esige una pluralità di titoli abilitativi all esito di separati procedimenti. Resta quindi tuttora viva e prioritaria la necessità di snellire e rendere più agevoli le procedure autorizzative relative alle attività dell upstream petrolifero e portarle alla pari dei paesi burocraticamente più efficienti. 19\n22 Snellire e agevolare le procedure per il rilascio dei titoli per la prospezione, ricerca e coltivazione è una priorità: la loro attuale stratificazione rallenta e talvolta blocca in maniera ingiustificata le attività upstream nazionali Le tempistiche e le ricadute sui costi In Italia l iter autorizzativo è complesso, incerto, lungo. Per acquisire un permesso di ricerca, i tempi della legge prevedono tra i 10,5 ed i 18,5 mesi dalla presentazione dell istanza all ottenimento del permesso; per la perforazione di un pozzo esplorativo la legge prevede il rilascio dell autorizzazione in un arco di tempo che va dai 3 ai 5 mesi; per il conferimento della concessione di coltivazione la tempistica può variare dai 10,5 ai 12,5 mesi. Tutto questo in teoria. Nella pratica i tempi effettivi sono molto più elevati e possono arrivare a 41,4 mesi (circa 3 anni e mezzo) per la fase esplorativa e 110,4 mesi (più di 9 anni) per quella di coltivazione: superiori fino a 10 volte a quanto previsto per legge. Va da sé che un progetto che richieda sino a 15 anni per essere autorizzato vede drasticamente modificarsi gli economics di base su cui l investitore ne aveva valutato l interesse e la redditività. I tempi effettivi di ogni autorizzazione in Italia sono sensibilmente superiori alla media mondiale e questo gap continua a crescere negli anni. L attesa nella fase esplorativa è oltre il 70% in più rispetto alla media globale, mentre in quella della coltivazione può risultare superiore di oltre due volte (9 anni contro 4). Si tratta di ritardi che vanno ad aumentare i costi, in particolare finanziari, già ben più alti della media mondiale a motivo dei più severi standard di sicurezza. Merita rilevare, tuttavia, che il d.l. n. 83/2012, ai fini dell ottenimento di una decisione rapida e definitiva in materia di autorizzazione di infrastrutture energetiche (in coerenza con l orientamento giurisdizionale attuale della Corte Costituzionale) dà la facoltà al Ministero dello Sviluppo Economico, in caso di mancata espressione da parte delle amministrazioni regionali degli atti di assenso o di intesa, di rimettere gli atti alla Presidenza del Consiglio dei Ministri la quale deve provvedere in merito con la partecipazione della regione interessata. In Italia, l iter autorizzativo è complesso, incerto e lungo. I tempi effettivi di ogni autorizzazione sono sensibilmente superiori alla media mondiale, con conseguente aumento dei costi, già elevati a motivo dei più severi standard di sicurezza 20\n23 Le royalties In Italia, il prelievo fiscale totale sulle attività di estrazione e produzione di idrocarburi è tra i più elevati in Europa. Le royalties l aliquota di prodotto direttamente spettante allo Stato rappresentano solo una delle componenti della fiscalità che lo Stato italiano applica alle società che svolgono attività di esplorazione, produzione e stoccaggio di petrolio o gas naturale, configurandosi come una trattenuta sui ricavi piuttosto che sugli utili. Per chi opera nella ricerca e produzione di idrocarburi, le royalties incidono in maniera percentuale sulla produzione fonte prima dei ricavi e costituiscono uno dei primi parametri, al pari dei costi, ammortamenti, altri prelievi fiscali, con cui si stima la redditività di un investimento. La strutturazione del sistema nazionale delle royalties evidenzia il ruolo determinante degli enti locali. Regioni e Comuni hanno acquisito con il tempo, e grazie alla riforma del titolo V della Costituzione, sempre maggior potere decisionale in ambito autorizzativo e contrattuale partecipando sempre più attivamente e in misura maggioritaria alla spartizione dei proventi. In pochi altri paesi al mondo, le entrate provenienti dalle aliquote e destinate alle istituzioni periferiche dello Stato sono così alte. Regioni 48% Ripartizione Royalties Anno di Produzione 2010 Comuni 7% Fondo Riduzione Prezzo Carburanti 21% Stato 24% Fonte: Elaborazioni RIE su dati MSE-UNMIG Nel 2010, le imprese hanno versato royalties per quasi 265 milioni di euro destinate per circa la metà alle Regioni, per un quarto allo Stato, per un quinto al Fondo di Riduzione dei Prezzi dei Carburanti, e per la minima parte residuale ai Comuni. Scomponendo le quote per Regioni e Comuni appare evidente come sia la Basilicata a detenere la quota preponderante. Circa l 80% di questi proventi spettano alla Lucania che nel solo 2010 ha incassato 100 milioni di euro. Si tratta di fondi impiegati spesso per supplire alle carenze dello Stato, intervenendo nell erogazione di redditi sociali garantiti o nel sostentamento dell Università e dei centri di ricerca, piuttosto che per lo sviluppo strutturale della Regione, visto che la Basilicata ha ancora un alto tasso di disoccupazione. Marche Piemonte Puglia Sicilia Emilia Abruzzo Romagna Calabria Molise Ripartizione Royalties per Regioni Basilicata Nota: Il grafico fa riferimento alla quota del 48% di royalties spettante alle Regioni. La Sicilia figura solo per la produzione offshore, perchè quella onshore è di competenza esclusiva della Regione. Fonte: Elaborazioni RIE su dati MSE-UNMIG Il nostro sistema di royalties, pur prevedendo aliquote elevate se confrontate con quelle di altri paesi europei, presenta criticità sul fronte della redistribuzione dei proventi e su quello della loro effettiva spendibilità. I destinatari delle aliquote per le produzioni in terraferma sono Stato, Regioni, Comuni (in proporzione rispettivamente del 30%, 55%, 15%), ad eccezione delle Regioni meridionali dove l'aliquota destinata allo Stato è direttamente corrisposta alla Regione; per le produzioni offshore, invece, le aliquote vengono spartite tra Stato (45%) e Regioni (55%) per le acque territoriali e allo Stato per quelle della piattaforma continentale. Questo sistema penalizza chi più direttamente è coinvolto dalle attività upstream: vale a dire i Comuni dove sono localizzati i giacimenti in terra ferma o quelli costieri entro le dodici miglia dalla costa dove 21\n24 sono localizzate le coltivazioni in mare e che esulano dal divieto imposto dalla normativa susseguente l incidente di Macondo. Pertanto è stata avanzata l idea di destinare ai Comuni la quota delle royalties spettanti allo Stato con un maggior effetto redistributivo nei territori e una maggiore presa di coscienza sulle opportunità offerte dalla valorizzazione delle loro risorse. Al maggiore introito delle royalties, potrebbero aggiungersi altri strumenti di compensazione, tra cui un extra bonus (o extra-sconto) sulle bollette energetiche delle famiglie e delle imprese minori relativamente al valore della materia prima venduta nel territorio, o un provvedimento di perequazione tale da consentire accordi tra le imprese estrattrici e produttrici di energia per creare delle isole energetiche dove a titolo di compensazione si fornisce energia a minor costo alle produzioni delle nuove aziende che vi si insediano. Un ulteriore elemento di criticità è rappresentato dal fatto che gli enti locali sono legittimati a riscuotere royalties dagli operatori. Quel che di per sé non costituisce un fattore negativo se non per il fatto che, in ragione dei meccanismi del Patto di Stabilità Interno, gli enti locali incontrano difficoltà nel reimpiegare tali entrate sul loro territorio. La sua attuale articolazione non consente, contestualmente, di assolvere agli obblighi finanziari derivanti dalle gestioni precedenti e di attivare politiche di crescita. In Italia, il prelievo fiscale totale sulle attività upstream è tra i più elevati in Europa. Tuttavia persistono ancora criticità sul fronte della redistribuzione delle royalties e della loro effettiva spendibilità. Bisognerebbe destinare più fondi ai Comuni interessati dalle attività estrattive e permettere loro di reimpiegarli superando i vincoli imposti dal Patto di Stabilità 22\n25 L UPSTREAM ITALIANO TRA OPPOSIZIONE E CONSENSO Lo sviluppo dell upstream petrolifero ha incontrato ostacoli vieppiù insormontabili nelle opposizioni locali rafforzate dall indifferenza, almeno sinora, della politica nazionale e dal sostegno dei mass media. Sbaglierebbe chi ritenesse di non dare adeguato rilievo alle posizioni delle popolazioni locali come di ogni altro portatore di interessi, ma non possono comunque sottacersi i costi prodotti da un generalizzato diritto di veto che consente a tutti di impedire agli altri di fare senza che nessuno riesca a fare. Questo accade in Italia in modo patologico nell intero spettro delle fonti di energia, indipendentemente dai loro impatti sull ambiente, dalla severità della legislazione, da un analisi costi/benefici. Così è stato per l opposizione alle attività estrattive: rafforzata dalla mancanza di un adeguata comunicazione, dall assenza di idonei meccanismi di consultazione e confronto, da una diffusa mala/disinformazione edificata su argomentazioni parziali o non veritiere che hanno consolidato i falsi miti dell energia Made in Italy. I falsi miti L Italia è un paese povero di risorse energetiche Il patrimonio di idrocarburi italiano va riletto all interno del contesto europeo dove l Italia occupa lo si è visto una posizione tutt altro che marginale, nonostante la pochezza degli investimenti consentiti e il basso tasso di sfruttamento delle riserve rinvenute. Al di là della consistenza delle risorse, falsi miti sono artatamente diffusi anche sulla qualità del petrolio estraibile, come nel caso di quello della Basilicata che si sostiene sia amaro e pesante. Se è pur vero che in alcune aree il petrolio presenta un elevato contenuto di zolfo, nel caso della Basilicata esso è classificabile di alta qualità ed è anche su questo aspetto che si è basato l interesse delle compagnie estere. L estrazione frena il turismo Lo sviluppo energetico di un territorio non deve trascurare la tutela dell ambiente e del paesaggio, ma sostenere che esso possa essere di ostacolo al turismo è tesi poco verosimile e che non trova riscontro nella realtà dei fatti. La Basilicata, con poco più di un terzo del territorio interessato da titoli minerari, ha attirato nel 2010 appena lo 0,2% dei turisti stranieri nel nostro Paese. Quel che potrebbe avvallare la veridicità di questo falso mito. Se le cose stessero così, ciò dovrebbe valere anche per altre regioni, ma i dati dicono tutt altro. Facendo una comparazione con l Emilia Romagna, ad esempio, si può notare come, pur avendo quasi la metà del suo territorio interessata da attività di sviluppo degli idrocarburi, essa si classifichi come quinta tra le regioni con maggior flusso turistico straniero col 6,2% del totale, concentrato proprio nelle coste prospicienti l estrazione di gas naturale avviata oltre mezzo secolo fa. Riteniamo, in sostanza, che lo sviluppo della filiera turistica sia frenato, 23\n26 in Basilicata come in altre aree del Mezzogiorno, non tanto dallo sviluppo per altro estremamente esiguo delle risorse minerarie, quanto da altre cause, a partire dal gap infrastrutturale o dall inefficiente gestione del patrimonio culturale. Al contrario, proprio tali risorse di idrocarburi hanno generato proventi in parte destinati al sostegno di iniziative volte al rilancio turistico del territorio. Le royalties: una svendita del territorio ai petrolieri Anche questa tesi ha poco riscontro nella realtà dei fatti. La fiscalità italiana, di cui solo una parte è rappresentata dalle royalties, è assolutamente in linea con quella dei maggiori paesi OCSE. Non può, quindi, sostenersi che le condizioni fiscali del nostro Paese costituiscano una svendita del territorio, benché finalizzate all attrazione di capitali esteri. Il problema di fondo, come si è visto, riguarda piuttosto il modo in cui il denaro confluito alle casse pubbliche viene allocato e speso: con i soggetti più direttamente interessati, i Comuni, che ne beneficiano di meno, mentre le rendite sono spesso soggette a vincoli di spesa che producono il paradosso dell impossibilità di impiegarle. Il petrolio non crea sviluppo socio-economico Lo sviluppo trainato dagli idrocarburi è stato sinora concentrato nelle aree del Nord Italia. Pur se teorie sulla possibile localizzazione di risorse di idrocarburi nelle aree meridionali vennero avanzate già ai primordi della storia petrolifera italiana, solo in tempi recenti le loro potenzialità hanno attratto un vasto interesse di imprese italiane ed estere. Considerato il sottosviluppo delle aree meridionali che ne sono interessate con una disoccupazione largamente superiore a quella media nazionale, specie giovanile è indubbio che gli introiti derivanti dalla valorizzazione di tali risorse, se bene impiegate, potrebbero costituire volano di sviluppo, mentre il rafforzamento degli investimenti potrebbe consentire il consolidamento dell imprenditoria locale che è sorta in attività strumentali a quella strettamente mineraria. Oltre all esperienza che può trarsi dalle realtà industriali più avanzate, un fattore importante riguarda la gestione dei proventi derivanti dall estrazione petrolifera: per ottenere sviluppo, l iniezione di denaro deve essere finalizzata alla produzione di altra ricchezza attraverso investimenti in nuovi progetti imprenditoriali più che nel risanamento dei conti pubblici. Il paradosso della Basilicata è ben visibile nella mancata spesa della gran parte delle risorse generate dallo sfruttamento del petrolio che in un decennio hanno raggiunto i 560 milioni euro, destinati talora a supplire alle carenze dello Stato centrale o a finanziare, secondo taluni, misure assistenziali. L impatto ambientale delle attività estrattive è inaccettabile e incontrollato Le attività estrattive hanno un indubbio rischio di impatto ambientale. La risposta non sta nella rinuncia ma nel saperne governare i rischi, senza sottacerli ma gestendoli con sapienza ed efficacia. Non possono essere sottovalutati gli sforzi dell industria italiana nello sviluppo delle tecnologie e conoscenze necessarie a garantire un elevata tutela ambientale; a riprova di ciò va evidenziato come, nonostante la forte intensificazione delle attività E&P nel periodo , che fece registrare una media delle perforazioni di circa 100 pozzi/anno, non si ricordi alcun impatto di grande rilievo sull ambiente. Di più, negli ultimi 10 anni non sono stati riscontrati casi di blow-out nei pozzi offshore dei mari italiani, contro una media europea e mondiale nell intorno di 1,8-1,3 per mille pozzi perforati. È un fatto, inoltre, che lo sviluppo del petrolio domestico determini una riduzione del transito delle petroliere nel Mediterraneo, attività certamente più inquinante e che solleva un vero problema ambientale nell ambito petrolifero. In sintesi, l industria italiana ha sviluppato tecnologie, conoscenze, procedure d avanguardia tali da garantire un elevata sicurezza e tutela ambientale nei vincoli di una normativa stringente e forte di una cultura della sicurezza e di un esperienza maturata in decenni di attività in ogni parte del mondo. Il problema di fondo sta nell incapacità di stabilire un serio confronto pubblico fondato su una piena ed obiettiva informazione, secondo una frase spesso ripresa dalle opposizioni locali tale per cui Nulla v è che induca l uomo a molto sospettare, quanto il poco conoscere. L attitudine comportamentale a non voler rinunciare al benessere consentito dagli impieghi di energia, rifiutandone i costi sociali e, di fatto, scaricandoli su altre comunità e territori, è sintomatica di un opposizione tutta ideologica a queste attività. Essa dovrebbe avere, semmai, un fondamento costruttivo e propositivo tale da stimolare il miglioramento delle misure di sicurezza, l aumento dei controlli, la definizione di buone pratiche per accrescerne la sostenibilità ambientale e sociale. 24\n27 Non rinunciare al benessere consentito dall impiego del petrolio senza accettare di produrlo in casa propria riflette un opposizione tutta ideologica Governare i rischi L industria italiana è costituita, come visto, da un gran numero di realtà imprenditoriali di grande, media, piccola dimensione che hanno raggiunto livelli di specializzazione e d avanguardia mondiale. Molte di queste realtà forniscono servizi di sicurezza e tutela ambientale lungo tutto l arco delle attività petrolifere, favorendo lo sviluppo di una filiera produttiva di servizi ambientali. Il punto di incontro tra l assieme di costi/benefici che gravano sulle imprese o sulle comunità locali stabilisce l accettabilità sociale del progetto. A tal fine, è di vitale importanza per le imprese sapersi confrontare con i diversi protagonisti dei processi decisionali. I tradizionali parametri di performance economica dell industria energetica sono stati integrati da indicatori che ne misurano le performance sociali e ambientali. Più di altre, l industria petrolifera ha appreso che sottostimare tali problematiche causa ripercussioni in termini di reputazione, affidabilità e costi di grande rilevanza. Oltre agli avanzamenti tecnologici e legislativi in tema di salvaguardia ambientale dell upstream petrolifero, un ruolo importante è assolto dall aspetto comportamentale. I rischi delle attività estrattive necessitano della costante garanzia di controlli e dell affidabilità delle misure di sicurezza preposte. Le agenzie di controllo sono presenti a diversi livelli nazionale, regionale, provinciale e gestiscono, ognuna secondo specifiche responsabilità, i controlli necessari. I rischi non vanno taciuti, ma gestiti e controllati. L industria italiana ha sviluppato tecnologie, conoscenze, procedure d avanguardia per affrontarli 25\n28 Alle radici del dissenso Al di là della contrapposizione di interessi, l opposizione alle grandi opere in Italia, in modo molto più consistente che altrove, sembra essere il prodotto di un opinione pubblica stanca e disillusa a causa di una generalizzata sfiducia nei confronti delle istituzioni pubbliche. Tale sentimento negativo acquista intensità quando viene associato all industria petrolifera che paga anche errori del passato e un immagine negativa che l accompagna in un tutt uno indistinto nell assieme delle sue attività trovando sostegno nello storico disinteresse a livello centrale di governo e nell asimmetria negativa delle informazioni fornite dai mass media. Il disinteresse politico è stato elevato nonostante l immagine mediatica del petrolio nazionale non soffrisse di una negativa reputazione se non per l immagine spesso associata ai petrolieri anzi, raccontava lo stato d animo di una nazione forte della scoperta del petrolio in Val Padana. Altro punto nevralgico è la percezione del tutto negativa che della scoperta o dello sfruttamento del petrolio italiano è stata veicolata dai media, secondo il principio bad news is a good news. Alla luce di tutto ciò emerge come il dibattito energetico nel nostro Paese è stato sinora disancorato da una qualsiasi analisi dei costi/benefici delle diverse opzioni che si offrivano e, quindi, dalla loro capacità di conseguire gli obiettivi attesi in condizioni di efficiente allocazione delle risorse, minimizzazione dei costi, efficacia delle azioni. Le scelte avviate, che condizioneranno per molti anni la dinamica del sistema energetico nazionale, sono parse come l esito casuale della contrapposizione di interessi coalizzati piuttosto che di una chiara individuazione programmatica degli interessi sistemici e generali del paese. La diffusa opposizione in Italia è il prodotto della sfiducia dell opinione pubblica alimentata dal disinteresse politico e da un asimmetria informativa dei mass media La comunicazione del rischio L immagine negativa dell industria petrolifera che opera in Italia così come della possibile valorizzazione delle risorse nazionali ha un ruolo dominante nell orientare le posizioni di avversità dell opinione pubblica, specie trattandosi di comunicazione dei rischi connessi all attività petrolifera. È nei blog, la nuova piattaforma mediatica dove chi si oppone scambia e diffonde opinioni e informazioni, che si gioca la partita del consenso. Il vuoto che pervade il confronto e il dibattito pubblico ha favorito il nascere di zone franche nelle quali chi si reputa, magari a ragione, escluso dal processo decisionale si arroga il diritto di avanzare qualsiasi accusa senza alcuna base fattuale e senza alcuna presa di responsabilità. È la politica a dover farsi carico di salvaguardare le istanze e di gestire un dibattito aperto e informato in attività, come quella petrolifera, che richiedono come pre-condizione una partecipazione ed una corresponsabilità dei cittadini ai processi decisionali tenendo presente che il fine ultimo dovrebbe comunque essere quello di adottare decisioni, in qualunque direzione muovano. Tuttavia, in Italia avviene più spesso che la realizzazione di tali progetti si protragga in tempi indefiniti, creando situazioni di prolungata incertezza che determinano, come accaduto, una rinuncia degli investimenti, un innalzamento dei costi, un disincentivo ad entrare dei capitali esteri o un incentivo ad uscire. Il nostro Paese ha estremo e urgente bisogno di tor- 26\n29 nare ad investire e di farlo in un contesto di tutela e sostenibilità ambientale. Lo sfruttamento delle risorse di idrocarburi assume, da questo punto di vista, un elevata valenza economica, geopolitica, strategica. Guadagnare il consenso delle popolazioni è condizione auspicabile ma non dirimente per l attuazione di politiche pubbliche volte al conseguimento di interessi generali. La difesa dell ambiente ne deve costituire un vincolo, ma non il localismo che ne faccia uso strumentale. La distribuzione geografica degli asset energetici fa sì che ogni comunità possa causare danni ed imporre costi ad altre comunità, potendo a sua volta essere da queste danneggiata. Se non vi sarà piena consapevolezza della stretta interdipendenza che lega gli uni agli altri. Se non vi sarà un pieno recupero dello spirito di solidarietà nazionale che consentì all indomani del Dopoguerra di conseguire risultati straordinari. Se non maturerà una piena consapevolezza degli interessi generali connessi all energia, nelle sue diverse problematiche, il nostro paese non potrà riprendere un sentiero di crescita mentre la spirale di declino della nostra economia non potrà che aggravarsi. Il cambiamento verso una maggiore competitività passa per il sentiero della partecipazione e della responsabilità diffusa. Essere pro o contro qualcosa non basta. È tempo di superare l auto-referenzialità e la contrapposizione per dirigere gli sforzi verso un maggiore pur se aspro confronto, ma aperto ed efficace nel suo approdo finale. Essere pro o contro qualcosa non basta. È tempo di superare l auto-referenzialità e la contrapposizione per dirigere gli sforzi verso un maggiore confronto, ma aperto e certo nel suo approdo finale Le esperienze di altri paesi L introduzione in Francia del principio della partecipazione pubblica nelle decisioni di interesse nazionale è determinata dalla nascita nel 1997 della Commission Nationale du Débat Public (CNDP) cui è affidata l organizzazione del Débat Public come parte terza indipendente, riconosciuta come tale, che ne stabilisce l ammissibilità, la durata e le modalità per assicurarne eque condizioni di accesso, ma anche di stabilire tempi certi alla fase di confronto per evitare un eventuale stallo nell iter decisionale. L esperienza della Gran Bretagna è altrettanto interessante. La costruzione del consenso è considerata centrale nel processo decisionale relativo alla realizzazione delle infrastrutture di significativo interesse nazionale ed è soggetta al controllo del Planning Inspectorate. Diversamente dal caso francese, la gestione dell organizzazione del dibattito pubblico è affidata direttamente al responsabile del progetto che ha l obbligo di procedere alle consultazioni con le comunità locali, ascoltarne le proposte, le opposizioni, i consigli. Il confronto col quadro italiano risulta sconfortante se pensiamo che l unico strumento di cui ci si è dotati per rispondere alla necessità di una concertazione degli interessi coinvolti è l istituto della Conferenza di Servizio: una riunione di pubbliche amministrazioni che si confrontano su tematiche comuni al fine di razionalizzare i procedimenti e favorire la contestualizzazione delle decisioni. Tuttavia, nonostante l utilità 27\n30 di uno spazio di mediazione degli interessi delle amministrazioni, la Conferenza di Servizio non prevede la costruzione di un dibattito pubblico esteso a tutti gli stakeholder come in Francia e Gran Bretagna. L utilità delle procedure di partecipazione pubblica sulla realizzazione delle infrastrutture di interesse nazionale non la si può misurare sul risultato finale che ha visto esiti positivi accanto ad altri negativi. Il valore di quelle procedure è tutto politico: la democratizzazione di scelte di interesse nazionale e la necessità di costruire per quanto possibile attorno ad esse il consenso delle popolazioni. Un approccio lontano anni luce da quello che nel nostro Paese ha portato ad uno sterile scontro di posizioni e di interessi al di fuori di ogni regola che ha generato una paralisi di ogni decisione. Uno stallo che contribuisce all incertezza degli investimenti e, in ultima analisi, all allontanamento dei capitali (anche esteri) di investimento. Francia e Gran Bretagna considerano il dibattito pubblico un momento centrale del processo decisionale che permette di democratizzare le scelte di interesse nazionale e di costruire attorno ad esse, per quanto possibile, un consenso diffuso Se scoprire il petrolio è una sfortuna La mancata percezione dei benefici che potrebbero aversi dalla valorizzazione delle risorse di idrocarburi nel nostro Paese è fatto peculiare nello scenario europeo e mondiale. Un fatto per certi versi abbastanza recente: altro dal sentimento pubblico dei decenni passati, quando la solidarietà collettiva e la fiducia nel benessere collegato allo sviluppo energetico erano di gran lunga più vigorosi. È esemplare quanto scriveva il quotidiano di Milano Il Giorno nell ottobre 1974: la notizia che è stato scoperto un giacimento di gas naturale e di petrolio alle porte di Milano rompe la monotonia delle cattive notizie sulla evoluzione della situazione economica e politica del Paese. [..] È motivo di orgoglio per la nostra industria l essere riuscita a conseguire un risultato tecnico che solo pochi al mondo sono in grado di ottenere. Per ottenere un cambiamento di tendenza, in vista di una migliore relazione con e tra le popolazioni locali, la politica e il mondo imprenditoriale dovrebbero definire precise procedure di partecipazione condotte da una parte terza indipendente che assicuri un percorso trasparente, certo, condiviso con la certezza di pervenire in tempi predeterminati ad una decisione comunque vincolante per tutte le parti. CONFRONTO NON TRASPARENTE CHE TRALASCIA I RISCHI La Ruota della (S)fortuna: il non dibattito italiano CONTRO-AFFERMAZIONI CHE INDUCONO FORTI OPPOSIZIONI E SCARSO CONSENSO Ciò non significa di per sé inneggiare alle attività minerarie ad ogni costo. Tuttavia, l atteggiamento pregiudiziale delle opposizioni frutto del pensiero diffuso per cui c è sempre qualcosa dietro o sotto (in questo caso) contribuisce ad accrescere la distanza tra le diverse posizioni e ad impedire la costruzione di un dibattito pubblico in un circolo vizioso per tutti negativo. AUMENTO DIFFIDENZA CHE INDUCE A MAGGIORI RICHIESTE O A SECCO NO STALLO DECISIONALE ACCETTAZIONE MODIFICHE PROGETTUALI E DI MAGGIORI MISURE COMPENSATIVE 28


Fintech e Autorità di Vigilanza - BlueAcademy\nda Daniele Tortoriello | Feb 27, 2019 | News\nDurante il Convegno Invernale 2019 dell’Associazione dei docenti di Economia degli intermediari dei mercati finanziari e finanza d’impresa, avente ad oggetto la Finanza alla prova del Fintech, è intervenuto Carmelo Barbagallo, Capo del Dipartimento Vigilanza Bancaria e Finanziaria della Banca d’Italia, che ha focalizzato la sua relazione su alcuni profili significativi nella prospettiva dell’Autorità di Vigilanza, prospettiva entro la quale emerge con sempre maggiore evidenza l’esigenza di assicurare l’efficace presidio dei rischi senza scoraggiare l’innovazione e senza alterare, per quanto possibile,la tendenziale stabilità delle norme e, per tale via, la “certezza” delle regole.\nCon il termine Fintech ci si riferisce a numerosi segmenti di attività (tra cui pagamenti e valute digitali, crowdfunding, prestiti peer to peer) oltre che a tecniche e strumenti eterogenei (tra gli altri, robot advisor, Big data, intelligenza artificiale). Si tratta pertanto di un tema assai complesso e in evoluzione, sul quale è difficile trarre una sintesi in grado di resistere nel tempo.\nGli sviluppi più rilevanti si osservano nel sistema dei pagamenti, ma si stanno estendendo rapidamente ad altri settori, in primis a quello del credito ma anche alla negoziazione di titoli, alla gestione dei rischi, al rispetto delle norme (Regtech).\nSpesso i nuovi operatori riescono a sfruttare informazioni che i clienti forniscono loro gratuitamente, ottenendo un valore di gran lunga superiore a quello del servizio reso. Questo tema è da tempo all’attenzione del dibattito europeo e nazionale e conferma la rilevanza che, nell’economia digitale, assume la “profilatura” della clientela e la tutela dei dati personali.\nA livello globale gli investimenti nel settore Fintech sono cresciuti in modo rilevante nella prima metà del 2018, con 57,9 miliardi di dollari per 875 operazioni, in aumento significativo rispetto ai 38,1 miliardi di dollari investiti in tutto il 2017. Anche in Europa si è registrata, nel 2018, una significativa crescita degli investimenti Fintech. Un’indagine conoscitiva della Banca d’Italia pubblicata nel 2018 ha posto in luce come gli intermediari nazionali siano impegnati in un numero non trascurabile di iniziative; il valore degli investimenti risulta tuttavia modesto, collocandosi su valori inferiori a quelli degli altri principali Paesi dell’Unione. In base a un’analisi condotta lo scorso anno da Abilab, oltre la metà delle banche italiane è impegnata nello sviluppo di progetti innovativi nel settore dei pagamenti; seguono i temi della sicurezza (oltre il 35% delle banche) e le piattaforme di investimento e prestito (oltre il 20%). In termini di tecnologie sperimentate, più di un terzo è attivo su Big data analytics, blockchain, Distributed Ledger Technology (DLT) e intelligenza artificiale; un quarto privilegia iniziative di cloud computing e di digitalizzazione di servizi tradizionali.\nRecenti evidenze della Banca d’Italia segnalano che alcune banche “significative” stanno sviluppando progetti basati sull’identificazione biometrica; Big data e intelligenza artificiale sono altresì utilizzati per segmentare il mercato a fini commerciali, nel rilevamento di frodi, nell’analisi di minacce informatiche, nell’automazione dei processi, nelle applicazioni antiriciclaggio e per assolvere, più in generale, obblighi di compliance (Regtech).\nQuest’ultimo profilo è in continuo sviluppo, in conseguenza, tra l’altro, del proliferare della produzione normativa che ha fatto seguito alle crisi finanziarie recenti. Il range di applicazioni del Regtech è molto ampio: policy, gestione degli aggiornamenti normativi, reportistica, elaborazione e sfruttamento delle informazioni aziendali. L’aspetto più qualificante riguarda la tendenza a utilizzare l’innovazione non più solo in una logica passiva di rispetto delle regole ma in una prospettiva attiva di sfruttamento dell’impalcatura normativa per sviluppare capacità competitiva, specie attraverso l’aumento di efficienza dell’infrastruttura organizzativa.\nGrande attenzione è dedicata dall’industria bancaria anche alla Distributed Ledger Technology (DLT), tecnologia che consente di puntare su dati “distribuiti”, che prescindono da un unico soggetto “centralizzatore” e che comporta vantaggi in termini di trasparenza e accessibilità delle informazioni, capacità di controllo, velocità di esecuzione delle operazioni.\nIl ricorso alle tecnologie, anche le più avanzate, non è in grado da solo di garantire la riconversione digitale dei business model delle aziende tradizionali; è necessaria anche la disponibilità di “talenti digitali”. Consapevoli di ciò, gli intermediari bancari stanno reagendo in due direzioni: da un lato, cresce l’investimento in piani di formazione; dall’altro, aumenta lo sforzo di reperire nuovi talenti.\nLo scenario di mercato descritto – caratterizzato da pulsioni innovative non seguite da investimenti digitali sufficienti – sta per essere sottoposto a uno shock senza precedenti a seguito dell’attuazione della Payment Services Directive 2 (PSD2 – 2015/2366), che ha dato piena cittadinanza giuridica in Europa a modelli di “open banking”, basati sulla condivisione di dati bancari tra i diversi operatori dell’ecosistema finanziario. Con l’obiettivo di evitare rischi di frammentazione della componente più innovativa dei servizi e migliorare la competizione tra soggetti finanziari nuovi e tradizionali, la PSD2 ha infatti per la prima volta aperto i conti bancari all’accesso di non banche. L’idea di base è che l’elemento di maggior valore della filiera produttiva sia costituto dai “dati”: la capacità di leggerli in modo orizzontale diventa il vero valore aggiunto dell’economia digitale; il “sistema dei conti di pagamento” assurge esso stesso al ruolo di “infrastruttura essenziale” sui generis, con rilevanti impatti sul sistema di relazioni che lega gli operatori.\nI benefici apportati dall’innovazione tecnologica e i cambiamenti che incidono sulle abitudini dei consumatori e sulla competitività del sistema bancario vanno come ovvio soppesati assieme ai rischi che le nuove tecnologie comportano.\nLa regolamentazione bancaria e finanziaria, oramai di emanazione prevalentemente internazionale, non sempre si adatta al contesto di rapido cambiamento indotto dal fenomeno Fintech. Le Autorità di vigilanza hanno un compito complesso: da un lato, devono continuare a preservare la sicurezza e la solidità del sistema finanziario; dall’altro, devono adottare la necessaria flessibilità nella “manutenzione” della regolamentazione secondaria e nell’applicazione di essa e della normativa primaria, concepite in un mondo non ancora digitale. In questo contesto, è necessario assicurare la certezza delle regole – e, con essa, l’equilibrio competitivo – garantendo che a parità di attività corrisponda un medesimo trattamento normativo.\nIn Europa la diffusione dell’innovazione finanziaria sta trovando ampio supporto politico. In tale ottica si è mossa anche l’Autorità Bancaria Europea (EBA), che – su impulso della Commissione Europea – ha dato il via alla “Roadmap Fintech”, che definisce le priorità Fintech per il 2018/2019. Esse vanno dal monitoraggio del perimetro normativo applicabile, dei trend emergenti e dell’impatto sui modelli di business delle entità vigilate, alla promozione delle migliori pratiche di vigilanza, affrontando anche temi legati alla tutela dei consumatori.\nNelle sedi di coordinamento internazionale, la Banca d’Italia ha segnalato come l’aumento degli operatori che offrono servizi innovativi in un contesto normativo non ancora delineato e in continua evoluzione possa generare fenomeni di competition in laxity. Anche in ragione di ciò, la PSD2 ha potenziato i meccanismi di coordinamento tra le diverse Autorità nazionali.\nIn estrema sintesi, le autorità preposte alla regolamentazione e alla supervisione hanno maturato la consapevolezza di dover disporre di conoscenze costantemente aggiornate e approfondite sulle evoluzioni in atto. Non intendono ostacolare gli sviluppi in corso, ma avvertono l’esigenza di presidiare efficacemente i rischi che ne potrebbero derivare; registrano in taluni casi l’inadeguatezza della regolamentazione prudenziale e ravvisano la necessità di graduare l’intensità delle regole in base ai rischi connessi a ciascuna forma di innovazione finanziaria.\nL’impatto delle tecnologie digitali si estende naturalmente anche all’attività di supervisione (il cosiddetto “Suptech”): l’ampia disponibilità di dati, le nuove tecniche di analisi e di intelligenza artificiale offrono nuove opportunità per migliorare l’azione di vigilanza. I Big data sono sempre più percepiti dalle Banche centrali come uno strumento efficace per sostenere le analisi macroeconomiche e di stabilità finanziaria: si osserva un uso crescente degli stessi per migliorare le previsioni economiche, le analisi del ciclo economico-finanziario e le valutazioni di stabilità finanziaria. La disponibilità di dati analitici e disaggregati consente di accogliere le istanze manifestate dagli intermediari di riduzione degli obblighi segnaletici. Il progetto European Reporting Framework della BCE, fortemente voluto dalla Banca d’Italia, renderà possibile ricostruire i fenomeni aggregati (gli impieghi, la raccolta, ecc.) utilizzando dati granulari, raccolti sulla base di definizioni comuni a livello europeo. Ciò permetterà di limitare le duplicazioni tra segnalazioni statistiche e prudenziali.


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Finocchi gratinati VELOCI: RICETTA SENZA BESCIAMELLA - Mangia Bevi Godi - Blog di cucina e ricette\ndi Gianni · 24/12/2019\nNel momento in cui scrivo questa ricetta, l’orto di mio papà continua a sfornare finocchi di dimensioni enormi. Noi ne siamo ben felici perché si tratta di un ortaggio che si presta a molteplici usi e che può essere utilizzato sia crudo (ad esempio tagliato sottilissimo e condito con una vinaigrette) sia cotto (vedi ad esempio la ricetta dell’aringa con finocchi in saor). I finocchi al forno gratinati sono uno dei modi più comuni di cucinare questa verdura. Sebbene la ricetta tradizionale la preveda, i finocchi gratinati sono ottimi anche senza utilizzare la besciamella. Il vantaggio di questa variante è che la preparazione diventa semplice e veloce, senza tuttavia rinunciare al gusto!\nCome preparare il finocchio al forno gratinato\nFinocchi gratinati VELOCI (senza besciamella)\nI finocchi gratinati sono facili e veloci da preparare. Questa ricetta non prevede l’utilizzo di besciamella così da rendere la preparazione molto rapida e alla portata di tutti.\nKeyword contorni, finocchi, finocchi al forno, finocchi gratinati, finocchio, finocchio gratinato, ricetta, ricette, senza besciamella\nPulire un finocchio e tagliarlo a fette di circa mezzo centimetro di spessore. Metterle quindi a bagno una decina di minuti e risciacquare accuratamente per rimuovere eventuali residui di terra.\nDisporre le fette di finocchio in una pirofila formando un solo strato. Cercare di riempire ogni spazio libero. Cospargere quindi con olio extravergine di oliva (aiuterà il pangrattato ad aderire all’ortaggio).\nSpolverare le fettine di finocchio con abbondante pangrattato.\nAggiungere il parmigiano fino a coprire tutti i finocchi presenti nella pirofila. Cospargere quindi con un filo d’olio extravergine di oliva. Infornare in forno statico preriscaldato a 200 °C per circa 20-25 minuti. Gli ultimi 10 minuti di cottura accendere la funzione grill del forno.\nConsiglio di salare i finocchi gratinati secondo il proprio gusto tenendo conto che il parmigiano contribuisce da solo a rendere sapida la preparazione.\nmichela vaccari ha detto:\n20/12/2020 alle 11:09\nmolto veloce e facile da fare la sto facendo come contorno alle costate di vitello al burro\n23/12/2020 alle 13:30\nSono contento che ti siano piaciuti 🙂\n10/03/2021 alle 11:41\nCiao io oltre al pangrattato ho spolverato i finocchi con un trito di erbe aromatiche….\n10/03/2021 alle 20:40\nOttima idea, bravissima 🙂 …e grazie del commento 🙂