Marea nera: BP sottovalutò il dossier rischi

Le catastrofiche conseguenze dell’esplosione che lo scorso 20 aprile ha coinvolto la piattaforma Deepwater Horizon sono ormai sotto gli occhi di tutti. L’ondata di greggio che ancora oggi si riversa nella acque del Golfo del Messico ha provocato la rivolta di attivisti e associazioni ambientaliste, spingendo anche il presidente Barack Obama a prendere una posizione severa nei confronti della British Petroleum.

Ogni tentativo di arginare la fuoriuscita si è finora rivelato vano e la situazione si fa più grave di giorno in giorno, sulle coste statunitensi così come nelle aule di tribunale. Pare infatti che l’azienda, stando ad alcuni documenti emersi nel corso delle indagini, a partire dal 2009 abbia più volte sottovalutato alcuni dossier riguardanti proprio possibili esplosioni.

Il rivestimento della tubazione connessa e le condizioni della valvola ausiliaria anti-esplosione sono tra i fattori di rischio che ricorrono più spesso nelle relazioni firmate da ingegneri e addetti ai lavori sulla piattaforma, gli stessi che poi andranno a contribuire in modo decisivo ad innescare la catena di eventi ormai noti. Nel mese di marzo la gestione del pozzo già risultava problematica.

Risale al 22 giugno 2009, come riporta Repubblica.it, un rapporto con il quale gli esperti avvisavano la società della possibilità che il metallo impiegato per rivestire la tubazione potesse cedere a una pressione troppo elevata. Ancora, nelle ore immediatamente precedenti all’esplosione, la strumentazione aveva rilevato temperature troppo elevate all’interno dell’impianto, spingendo i vertici aziendali a prendere decisioni repentine e palesemente errate, come evidenziato da alcune testimonianze depositate la scorsa settimana nel corso delle udienze.

Uno dei più grandi disastri ambientali della storia poteva realmente essere evitato? Cosa ha spinto la BP a sottovalutare alcuni allarmanti dossier riguardanti reali pericoli per la piattaforma?

Nel frattempo, anche l’operazione Top Kill si è risolta in un nulla di fatto; il fango iniettato non ha bloccato la fuoriuscita di greggio. Nei prossimi giorni verrà effettuato un nuovo tentativo, con una strategia diversa, ma i risultati non saranno apprezzabili in tempi brevi.
(onegreentech.it)

E il petrolio viaggia con il made in Italy

È una scommessa iniziata nel 2005. Un progetto ambizioso: fare concorrenza ai russi a casa loro trasportando prodotti petroliferi sul Volga, Don fino al Mar Caspio e Mar Nero. Quattro anni dopo, Federica Barbaro, amministratore delegato del gruppo armatoriale Barbaro, può dichiarare vinta la scommessa: il gruppo siciliano ha conquistato la seconda posizione per quote di mercato in Russia e, con 30 dipendenti e 150 marittimi, la base operativa di Samara rappresenta uno dei principali investimenti italiani nelle ex Repubbliche sovietiche. In Russia serve il colosso Tnk-Bp, ma ha clienti in Turkmenistan, Ucraina, Kazakhstan, fino all’Iran. «Abbiamo investito 150 milioni di dollari nel progetto. Abbiamo 4 navi in costruzione in Russia, 4 in Cina e 2 in Corea — racconta la Barbaro, ottava generazione di armatori e dal 2001 amministratore delegato del gruppo di famiglia —. Si tratta di chiatte fluviali, rimorchiatori e navi fluvio-marittime per trasporto di prodotti petroliferi e olii vegetali 'classe ghiaccio'». A Mosca, nel corso della missione Italia-Russia, la Barbaro ha annunciato un nuovo investimento da 80 milioni di euro, finanziato da Intesa Sanpaolo, e la firma di due ordini per nuovi rimorchiatori. «Si tratta di una nicchia di business — precisa l’amministratore delegato del gruppo, a cui fa capo una flotta di 30 navi, e 160 milioni di dollari di fatturato l’anno —.Ma in tempi di crisi garantisce buoni margini e in cui continuiamo a investire. Oggi realizziamo qui il 20% del fatturato ma contiamo di portare la quo ta al 35%». ( da Il Corriere della Sera)

Eni, Bp e Shell sono interessate a Santos, terzo operatore nel settore del petrolio e del gas in Australia

Eni, Bp e Shell sono interessate a Santos, terzo operatore nel settore del petrolio e del gas australiano che, secondo un analista, potrebbe valere 7 miliardi di dollari. Da quanto emerge sul mercato, sembra invece meno probabile che si faccia avanti la cinese China National Petroleum. Santos è al centro di voci di Opa da quando è venuto meno un veto governativo alla presenza di soci stranieri. Il titolo del gruppo, che vanta un bilancio solido e un business nel gas promettente, era schizzato del 16% lo scorso 8 dicembre dopo indiscrezioni stampa di una possibile offerta da parte di Cnpc, controllante di PetroChina. (Da Finanza & Mercati)

Energia, per la Ue Snam Rg può restare all'Eni

I grandi colossi europei dell'energia possono tirare un sospiro di sollievo: la separazione completa obbligatoria tra produttori di energia e gestori di reti non ci sarà. Il Parlamento Europeo ha infatti rinunciato al cosiddetto unbundling proprietario, cedendo alle pressioni soprattutto dei governi, Francia e Germania in testa, che si erano decisamente battuti per evitare lo smantellamento dei rispettivi colossi energetici, Edf, Rewe ed Eo.n in testa. Ma ovviamente la notizia non è dispiaciuta nemmeno all'Eni, visto che il gruppo guidato da Paolo Scaroni controlla Snam Rete Gas con oltre il 50%. La decisione è arrivata al termine di un negoziato concluso nella notte tra ieri e l'altroieri tra il Parlamento, la Commissione e la presidenza ceca dell'Ue. L'intesa, in particolare, prevede per gli Stati membri tre opzioni per non penalizzare troppo i campioni nazionali e al tempo stesso per favorire la concorrenza. I produttori di energia che posseggono anche reti, potranno infatti non solo venderle oppure affittarle, ma potranno in alternativa demandarne la gestione a una controllata (anche al 100%) che però sia pienamente indipendente. In particolare quest'ultima opzione preserva le società integrate di fornitura e trasmissione, obbligandole però a rispettare certe regole per assicurare che le due divisioni della stessa società operino in modo indipendente. A questo proposito si prevede un organismo di supervisione (ne fanno parte rappresentanti della società, azionisti della terza parte e rappresentanti dell'operatore di sistema) responsabile per le decisioni che possono avere un impatto significativo sul valore degli asset degli azionisti»; un programma di conformità per impedire condotte discriminatorie; un responsabile per il controllo del rispetto di tale programma. Quest'ultima ipotesi, caldeggiata da Parigi e Berlino, era già passata a livello di governi nel giugno 2008, solo che poco dopo il Parlamento Europeo aveva contrapposto la propria posizione molto più radicale. Ieri intanto Scaroni, a Mosca per incontrare il vicepremier russo Igor Secin e il presidente di Gazprom Alexei Miller, ha spiegato che il gruppo italiano è pronto a tornare all'idea di un consorzio per garantire l'efficienza della rete di gasdotti ucraina. «L'Eni, e penso anche altre grandi compagnie energetiche quali E. on e Gaz de France, è pronta a ritornare all'idea del consorzio che garantisca forniture stabili ed efficienti di gas», ha spiegato Scaroni criticando le modalità dell'accordo dell'altro ieri fra la Ue e l'Ucraina sull'ammodernamento della rete di gasdotti di Kiev, che ha escluso la Russia. Scaroni ha sottolineato la necessità di un nuovo negoziato che veda coinvolti tutti i protagonisti, produttori, fornitori, consumatori, compresi Gazprom e Naftogaz Ucraina. Non sembra invece trovare grandi conferme la notizia, apparsa ieri, secondo la quale l' Eni sarebbe interessata, assieme alle britanniche Bp e Shell, a Santos, terzo operatore nel settore del petrolio e del gas australiano che potrebbe valere 7 miliardi di dollari. (da Mf)

Oil e gas, accordo strategico di Eni in Pakistan

Come ai tempi di Enrico Mattei, il quale sconvolse il cartello delle " sette sorelle" petrolifere alleandosi con i Paesi poveri di soldi ma ricchi di greggio, ieri a Islamabad l'amministratore delegato dell'Eni, Paolo Scaroni, ha firmato con il Governo del Pakistan un accordo quadro che prevede una forma di "esclusiva" (meglio, di "preferenza") per la compagnia di San Donato Milanese.L'Eni accompagnerà nella crescita le due piccole compagnie petrolifere pachistane: in cambio – s'intende – la compagnia italiana avrà vita facile sui pochi ma interessanti giacimenti del Paese.Le compagnie Pakistan Petroleum Limited e Pakistan State Oil hanno archivi ricchissimi di dati sul sottosuolo del Paese, e sono preziose le mappe dettagliate sui luoghi propizi alla ricerca di giacimenti, ma sono società povere di tecnologie innovative per sfruttare con efficienza le riserve.«Noi pensiamo di investire nella ricerca dei giacimenti qualcosa tra i 50 e 70 milioni di dollari l'anno nei prossimi anni », spiega Scaroni subito dopo avere incontrato il presidente Asif Alì Zardari, il primo ministroYousaf Raza Gilani e i ministri del Petrolio e dell'Industria.Nel dettaglio, l'Eni ha firmato con il Governo del Pakistan un protocollo di cooperazione per lo sviluppo di nuovi progetti in tutti a la filiera del petrolio e del metano (dai giacimenti fino ai distributori di carburanti).L'intesa – avverte l'Eni – «mette al servizio delle compagnie nazionali pachistane del petrolio, in forma esclusiva, le capacità, il know how e le innovative tecnologie sviluppate dall'Eni in campo petrolifero, specialmente sul terreno dell'efficienza dello sfruttamento dei giacimenti di idrocarburi».L'accordo consente inoltre alla compagnia italiana «di diventare partner strategico nello sviluppo del settore petrolifero pachistano, accedendo a campi oggi controllati dalle compagnie di Stato».Entro l'autunno prossimo un gruppo di lavoro congiunto tra italiani e pachistani individuerà le zone più interessanti da perforare.Dove trivellare? C'è il cosiddetto offshore, cioè i giacimenti sotto i fondali dell'Oceano Indiano: «L'offshore è un'attività molto promettente in Pakistan –aggiunge l'amministratore delegato – e nessuno l'ha mai fatto prima.L'anno prossimo faremo il primo pozzo».E poi c'è un'area vasta,appetitosa per il petrolio ma assai turbolenta dal punto di vista sociale, quel Belucistan nel quale il Governo di Islamabad fatica a rafforzare la sua autorità sul sistema feudale. Gli incontri di Scaroni hanno avuto anche il compito di delineare una presenza sicura in quella regione.L'obiettivo di Scaroni è raddoppiare l'estrazione nei prossimi 5 o 6 anni. «Il Pakistan non è certo il Bengodi del petrolio, oggi il Paese estrae in tutto 300mila barili al giorno di cui solamente 70mila di petrolio e il resto di gas», osserva l'amministratore delegato. Con i suoi 50mila barili al giorno (in buona parte sotto forma di metano), un sesto dell'intera produzione nazionale, oggi l'Eni è già la compagnia estera più forte nel Paese, in competizione diretta con gli inglesi della Bp e della Shell.La società di San Donato Milanese è presente in Pakistan dal 2000, ma la sua presenza è più lontana nel tempo poiché con l'acquisizione della compagnia inglese Lasmo ne aveva ereditato anche la presenza nel Paese. L'Eni ha quattordici permessi di esplorazione ( tre in mare e undici su terra) e sette licenze di estrazione o di sviluppo, di cui tre in qualità di operatore.In chiave strategica, l'intesa «sancisce che non solo siamo il primo operatore petrolifero del Paese ma siamo anche l'operatore preferito – aggiunge Scaroni – quello privilegiato che ha rapporti in esclusiva con le due società nazionali del Paese. Nuove idee ci verranno dall'aver a disposizione le dataroom delle due società nazionali per eventuali iniziative congiunte ». Cinquant'anni fa Enrico Mattei si attirò le ire dei colossi del petrolio coinvolgendo nella crescita comune i Paesi con le riserve: un'esperienza che funziona ancora. (da Il sole 24 Ore)

S&P avverte i grandi dell'energia, rating a rischio

I rating delle maggiori società energetiche europee, tra le quali Eni, Total, Shell e British Petroleum, potrebbero trovarsi sotto pressione, con un possibile revisione al ribasso, se gli investimenti e i dividendi non saranno ridotti nel 2010. È quanto sostiene Standard&Poor's in report. L'agenzia di rating, pur sostenendo che si tratta di società molto solide e in cui ogni tipo di rischio finanziario è minimo, ha spiegato che la probabile riduzione dei flussi di cassa a causa della crisi globale, se accompagnata da flussi sostenuti di investimenti e dal mantenimento di cedole elevate (sul livello del 2009), potrebbe ridurre lo spazio di manovra delle società, il cui rating sarebbe così a rischio. Eni, in particolare, è il gruppo che tra i grandi del settore potrebbe soffrire maggiormente, visto che la società italiana ha l'indebitamento più elevato tra i grandi gruppi a causa soprattutto delle acquisizioni dell'ultimo biennio. (Da Mf)

Bp chiude primo quarter in passivo degli ultimi 7 anni

Da Finanza & Mercati

Bp ha chiuso il quarto trimestre con perdite nette per 3,344 miliardi di dollari a causa del calo del prezzo del petrolio e delle perdite per 700 milioni di dollari legate alla joint venture russa Tnk-Bp. Nello stesso periodo del 2007 l’utile netto era stato pari a 4,4 miliardi. Per la major inglese si tratta della prima trimestrale in rosso negli ultimi sette anni. Nell’intero esercizio la società ha però registrato utili per 25,593 miliardi di dollari con un incremento del 39%. Per far fronte alle mutate condizioni del mercato la compagnia inglese ha allo studio un programma di riduzione d’organico superiore ai 5000 licenziamenti già annunciati. A Londra i titoli della società guidata da Tony Hayward hanno guadagnato lo 0,41% a 486,75 pence.

Eni miscela l'8%

Un dividend yield del 7,98% grazie al cash flow del gas. L’oil, dopo la caduta dei prezzi, fa meno paura. Scaroni si prepara all’esame della City, spiega Borsa & Finanza

Titoli da cassetta? Non si direbbe. Sentiamo quel che dice Paolo Scaroni, ad dell’Eni. «Il nostro settore non è nuovo ai cicli. Ma la turbolenza dell’ultimo periodo - il raddoppio dei prezzi del greggio in nove mesi e poi, da luglio, una frana dei due terzi del valore in soli sei mesi - non ha precedenti». E, rivolto ai signori del greggio riuniti a Riyad nel fine settimana scorso, ha aggiunto: «È una gran brutta notizia per un settore come il nostro, dove cinque anni sono il breve termine». Già, la volatilità può giocare brutti scherzi. Basti citare i conti di Shell, scivolata in rosso nel quarto trimestre (-2,8 miliardi di dollari contro 8,47 miliardi di profitti 12 mesi prima). O di ConocoPhilips che, giovedì scorso, ha annunciato una perdita da brivido: 32 miliardi in soli tre mesi, a causa di svalutazioni e oneri eccezionali. Ma attenzione: i profitti dei tre trimestri precedenti sono stati tali da consentire un risultato record per l’intero 2008 (16,4 miliardi, ovvero 10,66 dollari per azione contro i 9,21 del 2007). I mercati però, si sa, non si guardano alle spalle. E, in prospettiva, si stanno accumulando le ragioni per guardare con attenzione almeno ad alcune società oil. Meglio se oil&gas. E vediamo perché.1) I prezzi, ovviamente. Certo, «è difficile fare previsioni sul prezzo», spiega Leonardo Maugeri, direttore delle strategie Eni. Uno che se ne intende, visto che non ha esitato un anno fa a schierarsi contro i profeti del peak oil, cioè del prossimo esaurimento dei giacimenti. «Nel 2009 - continua Maugeri - c’è troppo petrolio e ne sta arrivando ancora sul mercato». Il risultato? «Senz’altro prezzi inferiori ai picchi 2008, ma non si tornerà ai 18-20 per barile». Più esplicita l’Energy Information Agency americana che prevede una media di 43 dollari. Il consensus degli analisti, poi, non va oltre i 60. In tempi di crisi della domanda (dalla Cina, soprattutto) non dovrebbero verificarsi picchi all’insù. Il pressing dell’Opec dovrebbe evitare un crollo. Le previsioni? Un calo dell’Eps per il 2009 del 3 per cento.2) Il nuovo scenario favorisce le compagnie che, accanto all’attività petrolifera, possono contare sul Gas & Power. Come Total o Bp. O meglio ancora l’Eni, per l’appunto che, secondo le stime Rbs, da questa attività ha ricavato nel 2008 un free cash flow di 1,8-2,2 miliardi, sufficiente a garantire tra il 36% e il 42% dei dividendi 2008. Già, la cedola. «Il dividendo Eni è al sicuro - scrive Bernstein Research - visto che poco meno della metà deriva dalla divisione Gas & Power. E non dimentichiamo le esigenze del governo italiano che resta l’azionista di riferimento». Scaroni non avrà difficoltà a rispettare la politica del dividendo annunciata nel febbraio 2008: una cedola equivalente, in termini reali, a quanto distribuito per il 2007, cioè 1,3 euro (la previsione è di una crescita del 3% annuo fino al 2012).

Premiate e bocciate, i "voti" alle società petrolifere

Da Affari & Finanza

Il settore energetico è chiamato ad affrontare crescenti sfide in termini di sviluppo sostenibile per la rilevanza sia dei suoi impatti ambientali, che contribuiscono in modo decisivo ai cambiamenti climatici, sia dei suoi impatti sociali, dal momento che molte società del settore operano in alcune delle aree più geopoliticamente a rischio del globo. Le capacità delle società petrolifere di gestire i rischi sociali e ambientali associati alle proprio attività di business sono state analizzate nel rapporto 2008 sul settore energetico europeo pubblicato dall’agenzia di rating ambientale e sociale Vigeo.Secondo le stime dell’International Energy Agency, la domanda globale di energia crescerà ad un tasso annuo dell’1,6% fino al 2030 e i combustibili fossili continueranno ad essere la principale fonte d’energia; in particolare, la domanda di petrolio e quella di gas naturale cresceranno rispettivamente dell’1,3% e del 2% su base annua. Se a queste previsioni si aggiunge il processo di nazionalizzazione delle risorse energetiche attuato in alcuni Paesi e la crescente competizione delle compagnie petrolifere nazionali che detengono complessivamente il 77% delle riserve mondiali, si capisce come l’accesso a nuove riserve sia uno dei driver che indirizzano le strategie delle multinazionali del settore. Queste in particolare si traducono, per quanto riguarda l’upstream, nell’estrazione di oli non convenzionali, il cui processo genera una quantità di emissioni di gas ad effetto serra almeno tre volte superiore a quella generata dall’estrazione di greggio convenzionale; nello sviluppo di progetti d’esplorazione particolarmente complessi come il progetto Kashagan in Kazakhstan o il progetto Sakhalin in Russia; e nell’intensificarsi dei processi di esplorazione e produzione anche nei paesi geopoliticamente instabili. Lo studio realizzato da Vigeo prende in considerazione 16 società petrolifere appartenenti all’indice Dow Jones STOXX 600 Europe e ne analizza il profilo di responsabilità sociale in 6 aree d’indagine: diritti umani, risorse umane, ambiente, business behaviour, corporate governance e relazioni con le comunità locali.Nell’ambito delle risorse umane, l’area della salute e sicurezza è quella nella quale le società ottengono il punteggio medio più elevato (su tutte, l'Eni guidata da Paolo Scaroni e Total), mostrando di aver adottato politiche e programmi adeguati per gestire questi aspetti. Il maggior rischio riguarda i contrattisti che non sempre sono coperti dai sistemi di gestione implementati dalle compagnie petrolifere. Per quanto concerne le relazioni sindacali, i risultati conseguiti sono eterogenei. Se da un lato ci sono società che non forniscono informazioni sugli strumenti adottati per promuovere le relazioni sindacali, dall’altro ci sono compagnie, come Eni e StatoilHydro, che hanno definito con i sindacati un accordo sulle relazioni industriali a livello internazionale. L’area ambiente, nella quale Shell e BP ottengono il punteggio più elevato, è una delle aree maggiormente critiche. La ricerca di Vigeo ha evidenziato che le performance ambientali sono complessivamente peggiorate nell’ultimo triennio sia nell’upstream che nel downstream. Per quanto riguarda la gestione dei gas ad effetto serra, solo Total, StatoilHydro e BP hanno già avviato progetti di confinamento geologico di CO2 mentre, in tema di riduzione del gas flaring, sono ancora minoritari i progetti di valorizzazione e riutilizzo del gas naturale associato al petrolio. Sebbene la produzione di biodiesel sia rapidamente cresciuta nel corso degli ultimi anni, l’investimento nella ricerca e nello sviluppo di altri combustibili alternativi e di energie rinnovabili rimane, con l’eccezione di BP, ancora marginale. Nei rapporti con le comunità locali i principali operatori hanno implementato programmi volti alla promozione dello sviluppo economico e sociale delle aree in cui operano. Solo una minoranza, tra cui Eni, Shell e BG Group, conduce invece valutazioni di impatto sociale dei progetti d’esplorazione e produzione. Tuttavia la persistenza di situazioni critiche come quella del Delta del Niger — dove le comunità locali hanno intrapreso azioni legali contro le major operanti nella regione, tra cui Shell, Total ed Eni — mostra non solo i rischi a cui sono esposte le società petrolifere in questo ambito ma anche l’importanza di definire misure di riduzione dell’impatto con il coinvolgimento diretto delle comunità locali interessate.

La febbre italiana per l’oro nero

Dalla Val Padana alla Basilicata, dalla Puglia alla Sicilia: è scattata la corsa alla scoperta di nuovi giacimenti, come racconta un recente articolo di Corriere economia.

L i chiamano wildcatters . Spuntano come funghi dopo la pioggia quando il prezzo del petrolio sale, e la ricerca di nuovi giacimenti diventa remunerativa anche per i piccoli esploratori, che non possono usufruire di economie di scala, ma hanno la flessibilità del mordi e fuggi. Di solito hanno fatto esperienza nelle grandi compagnie petrolifere e ora cercano la fortuna in proprio. Sono australiani, britannici, canadesi o texani, ma sempre coadiuvati da una quinta colonna locale. Le loro società si chiamano Northern Petroleum o Petroceltic, Mediterranean Gas o Po Valley, a seconda delle zone dell’Italia in cui operano. Nel 2006 nel nostro Paese sono stati perforati 49 pozzi: 34 per raggiungere giacimenti già scoperti e 15 per cercarne di nuovi. Nel 2007 altri 37, di cui 10 in località non ancora sfruttate. Basta scorrere l’elenco dei titolari di concessione nel bollettino ufficiale del ministero dello Sviluppo economico, per scoprire anche qualche wildcatte r locale. Tra le 52 ditte esploratrici, accanto all'Eni di Paolo Scaroni, all'Edison, alle municipalizzate e a multinazionali come Shell, Total, Esso e Bp, figura il geometra Paolo Bonucci, che scava su un terreno di 3 chilometri quadrati a Lizzano in provincia di Bologna, o il signor Maurizio Turchi che, oltre a gestire la sua lavanderia industriale, perfora un'area di 670 metri quadri a Trignano nel Modenese. Cercano, sia pure in piccolo, di imitare Glenn McCarthy, il leggendario texano che tra il 1930 e il 1940 costruì un impero sul petrolio per poi sperperarlo al gioco. Il mitico capostipite dei wildcatter fu interpretato da James Dean nel film «Giant».
Più somiglianti al capostipite della categoria sono i suoi conterranei di Panther Gas, che cercano da anni di sfruttare un giacimento di metano in una delle zone più trivellate d’Italia, fra Noto e Ragusa, dove l’Eni di Paolo Scaroni estrae petrolio. Jim Smitherman, rampollo di una dinastia di petrolieri texani, ha ottenuto nel marzo 2004 una concessione dalla Regione Sicilia per esplorare un’area di 700 chilometri quadrati, contigua ai campi dell’Eni fra Modica e Ragusa. Ma per ora ha estratto solo guai dal territorio siciliano, cui era stato introdotto da Guglielmo Moscato. Dopo una vita ai vertici dell’Eni e dell’Agip, il manager siciliano si è messo in proprio da un paio d’anni con GM&P, una società di studi d’ingegneria che fa consulenze ed è anche il terzo azionista di Panther con il 12%, dopo Smitherman (45%) e la compagnia petrolifera Maurel&Prom (30%). Ma la sua vasta esperienza non è stata sufficiente ad appianare le resistenze incontrate dalle attività di esplorazione in prossimità dei tesori del barocco siciliano, difesi da Andrea Camilleri con un appello che ha raccolto 70mila firme. Il caso del Val di Noto non è un’eccezione. C’è il blocco allo sfruttamento dei giacimenti di metano in Alto Adriatico, che il governo vorrebbe tentare di risolvere. E ci sono altre opposizioni sparse lungo la penisola, spesso dovute alla incapacità di comunicazione fra le aziende e gli enti locali. Pozzi se ne trovano nelle zone più impensate. Basta un po’ d’occhio e si scoprono facilmente: dal terreno esce un tubo d’acciaio alto un metro e mezzo con un paio di grosse valvole, di solito recintato in qualche modo per difenderlo dalle macchine agricole o dai vandalismi. Come nel caso del giacimento di Villafortuna, sotto il Parco del Ticino, raggiunto perforando orizzontalmente per sbucare lontano dalle zone protette. Ma non mancano nemmeno nel pieno degli insediamenti urbani: nel quartiere milanese di Lambrate ci sono quattro pozzi di metano trivellati dall’Agip, che arrivano fino a 1.700 metri di profondità. Due sono considerati ancora validi e attingono a un giacimento di gas che si estende sotto i piedi dei milanesi, fra il quartiere dell’Ortica, lo stabilimento dell’Innocenti e la tangenziale.
A Roma, a due passi dal Vaticano, ci sono due pozzi di petrolio che si spingono fino a 3mila metri. E al lato di Viale Cristoforo Colombo, non lontano dal raccordo anulare, è stato avviato un pozzo esplorativo dall’Italmin. I britannici di Ascent Resources hanno appena cominciato a trivellare alla ricerca di gas accanto all’aeroporto di Fiumicino. In complesso, il territorio italiano è bucherellato da quasi settemila pozzi alla ricerca di metano e di greggio. Al momento attuale ce n’è una sessantina in attività, per un’area complessiva di quasi ventimila chilometri quadrati. Sotto all’Italia ci sono riserve sicure e documentate ancora da estrarre di 640 milioni di barili di greggio e 220 di metano. Altre, tutte da scoprire, tra i 400 e gli 800 milioni di barili di petrolio e da 120 a 200 miliardi di metri cubi di gas, dicono i geologi. Non sono giacimenti da nababbi, ma sufficienti a farci risalire la classifica dei produttori.
Le riserve scoperte finora dormono nel sottosuolo di una specie di mezzaluna che percorre l’area padana, la costa adriatica per poi tagliare la Puglia e l’Appennino Lucano (dove è nascosto l’Eldorado italiano, la Val d’Agri e Tempa Rossa) fino alla Sicilia. Il grosso dei giacimenti sta in Basilicata, dove si estraggono quasi 80mila barili al giorno sugli oltre centomila della produzione italiana complessiva. Ma nel giro di quattro anni l’estrazione lucana è destinata a raddoppiare. In base agli accordi con la Regione, entro il 2012 dai campi di Pisticci e Viggiano si estrarranno 150.000 barili al giorno. Di questi, 20.000 barili proverranno dallo sviluppo delle attività di Agip nei campi già attivi in Val d’Agri e circa 50.000 dal secondo centro oil, quello di Tempa Rossa, operato da Total (50%), Esso e Shell (25% a testa). Ma stanno emergendo nuove zone interessanti: le più appetitose sono al largo della costa ionica della Calabria, la Sicilia occidentale, il braccio di mare tra la Sicilia e Malta. La maggior parte delle perforazioni esplorative si concentra in Emilia Romagna, Basilicata, Abruzzo, Lombardia e Piemonte. In mare, si cerca soprattutto in Adriatico, Ionio e nel Canale di Sicilia. L’anno scorso la produzione domestica di petrolio si è attestata a 42,6 milioni di barili. Il 74% viene dalla Basilicata.
A seguire, i campi offshore (con un peso del 13%), la Sicilia (9%) e il Piemonte (2%). Considerando un prezzo medio annuo di 51 euro a barile per il greggio italiano, il valore complessivo supera i 2,17 miliardi. Quanto al gas naturale, la produzione è stata di 9,6 miliardi di metri cubi per un totale di 2,33 miliardi di euro. Il bilancio 2008 sarà più ghiotto, visto il varo-greggio.