Metti l'alga nel serbatoio

Un pieno di alghe. Potrebbe essere questa, tra poco, la richiesta da rivolgere al benzinaio, che magari non si chiamerà neanche più così, e che invece di fare il pieno di gasolio riempirà il serbatoio con un carburante che deriva dalle alghe. Organismo di struttura semplice, unicellulare o pluricellulare, che produce ossigeno ed era già presente in natura oltre un miliardo e mezzo di anni fa, se capita tra i piedi d'estate, l'alga fa solo ribrezzo. E invece è in grado di fornire una biomassa che non ha bisogno di terre arabili per essere prodotta, come accade invece per il mais o la soia, accusate (anche dall'Ocse) di essere causa di deforestazione e fame quando utilizzate come biocarburanti. L'alga può essere coltivata al chiuso, in serre riscaldate, oppure all'aperto, in uno stagno o in acqua marina anche inquinata, perché si nutre dei contenuti delle acque reflue e di anidride carbonica. Si moltiplica velocemente, garantendo anche 50 raccolti all'anno e può produrre, per ettaro, 15 volte più biodiesel di altre coltivazioni (come l'olio di palma). Gli ostacoli alla sua produzione sono legati alla disponibilità commerciale e ai prezzi di mercato: la sfida più grande per la ricerca è fare in modo che il processo di decomposizione della biomassa avvenga in un tempo tale da permettere alla produzione di biocarburante da alga di essere economicamente competitiva oltre che sostenibile, il tutto a un costo inferiore ai 60 dollari al barile. Ad oggi, teoricamente, si stima una resa possibile tra i 1.000 e i 20 mila litri di biocarburante per ettaro, a seconda della specie di alga coltivata. Facendo due rapidi calcoli, visto che il potenziale di produzione dei soli Stati Uniti si aggira intorno ai 16 milioni ettari, gli Usa potrebbero produrre abbastanza alghe da sostituire completamente il petrolio come carburante e lasciare all'agricoltura 180 milioni di ettari di terreni agricoli per uso alimentare. Secondo l'European biodiesel board (Ebb), che pochi giorni fa ha tenuto a battesimo l'European algae biomass association, la nuova piattaforma europea per lo sviluppo dei biocarburanti e delle bioenergie, l'Italia è uno dei paesi in cui la sperimentazione sulle alghe ha raggiunto i livelli più avanzati. Il 24 marzo scorso, il porto di Venezia, ad esempio, ha annunciato il lancio della prima centrale ad alghe italiana, che sarà operativa nei prossimi due o tre anni. «L'idea di fondo è di produrre non solo biocarburanti, ma bioenergia. Questo significa coltivare le alghe all'interno di appositi bioreattori, poi bruciarle come biomassa e recuperare la CO2 emessa per nutrire le nuove alghe nei bioreattori». Che quello delle alghe sia un business ghiotto lo dimostrano diversi esperimenti condotti da grandi compagnie petrolifere, tra cui anche l'Eni. Solo qualche giorno fa l'amministratore delegato del Cane a sei zampe, Paolo Scaroni, ha spiegato che lo sfruttamento delle alghe è la strada giusta per i biocarburanti, perché garantisce energia pulita e riduzione di emissioni e dà risultati migliori della colza su cui stanno puntando forte Brasile, Stati Uniti e l'Estremo oriente. Ma l'ultima novità nel settore viene da Shell, che ha annunciato l'avvio dei lavori per costruire alle Hawaii la prima raffineria di alghe da combustibile. Ancora, l'americana Solazyme, specializzata in biologia sintetica, ha annunciato una partnership con Chevron per produrre e distribuire, entro i prossimi tre anni, biocarburante proveniente dalle alghe in grado di sostituire il diesel tradizionale. Non solo, ha anche ricevuto un finanziamento da 45 milioni di dollari per sviluppare il progetto e ha presentato la nuova Mercedes C320, alimentata proprio ad alghe.Sempre negli Stati Uniti, Boeing e Honeywell hanno creato Users Group, un consorzio che ha l'obiettivo di testare la produzione di biodiesel da alghe per i motori degli aerei. E un'altra americana, GreenFuel, ha annunciato di star avviando, in Spagna, un progetto di coltivazione in serra di 100 ettari di alghe. L'investimento previsto è di 92 milioni di dollari e la produzione stimata di 25 mila tonnellate di alghe da destinare al biodiesel. (da Milano Finanza)

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)

Shell punta al valore non ai volumi

Royal Dutch Shell tiene duro sulla politica di dividendi il cui aumento resta legato all’inflazione e sottolinea di guardare al «valore e non al volume» quando si stratta di produzione. Ma il titolo del colosso petrolifero anglo-olandese, ieri perdeva fino al 4% a sul listino.Shell ha dichiarato che il tasso di rimpiazzo delle riserve (dato che indica il rapporto tra le nuove scoperte di giacimenti e la quantità di petrolio estratta) è crollato al 95% nel 2008 dal 124% del 2007. Il chief executive uscente Jeroen van der Veer ha però sottolineato come nel triennio 2006-2008 il tasso è stato del 126% e non ha senso considerare il dato isolato di un singolo anno. Certo è che la produzione nel 2008 è decresciuta per il sesto anno consecutivo. Ma Shell, ha ribadito Van der Veer, non punta a incrementare l’output (che è comunque atteso a una crescita annua del 2-3% nel prossimo decennio) quanto piuttosto a investire in nuove fonti che generino «valore». E per questo il gruppo non rallenterà negli investimenti e, anzi, per il 2009 si prepara a spendere 31-32 miliardi di dollari, anche avvantaggiandosi del calo delle materie prime, una su tutte l’acciaio. (da Finanza & mercati)

Kashagan procede secondo piani. Eni vola

Il titolo del Cane a sei zampe guadagna l’8,45% nel giorno in cui Scaroni parla agli investitori della City. Da Shell rassicurazioni sul giacimento kazako
Cosa abbia detto ieri Paolo Scaroni agli investitori della City non è dato sapere. Le parole dell’ad di Eni devono però essere state convincenti, almeno a giudicare dalla Borsa. I titoli del Cane a sei zampe hanno chiuso la seduta di contrattazioni con un rialzo dell’8,45%, superiore cioè alla già ottima performance del mercato (+6,49& l’S&P/Mib), a quota 13,61 euro.A dare una mano al titolo petrolifero italiano è intervenuta anche Shell. Secondo Campbell Keir, manager del gruppo petrolifero olandese, la crisi dell’economia globale non sarà un ostacolo allo sviluppo del giacimento di Kashagan, in Kazakhstan, da parte del consorzio incaricato dello sviluppo del campo petrolifero che comprende Eni. «Il piano è ancora quello di iniziare la produzione secondo quanto annunciato, nel quarto trimestre del 2012», ha detto il manager. Il progetto di sviluppo del giacimento da 136 miliardi di dollari è destinato a raddoppiare la produzione del Kazakhstan a 150 milioni di tonnellate l’anno.Intanto dalla Spagna si accende una polemica a distanza con Gas Natural. «Se Eni intraprenderà azioni legali contro Gas Natural in relazione alla vicenda di Union Fenosa Gas - ha detto l’ad del gruppo iberico, Rafael Villasecas - ci difenderemo». Il manager di Gas Natural si riferisce alla possibilità, paventata da Scaroni, che Eni ricorra contro la decisione dell’Antitrust spagnolo che a metà febbraio ha dato il via libera all’acquisizione di Union Fenosa da parte di Gas Natural, senza l’obbligo per quest’ultima di cedere il 50% della joint venture paritaria con Eni in Union Fenosa Gas. In una conferenza stampa tenuta a margine dell’assemblea straordinaria convocata a Barcellona per approvare l’aumento di capitale con il quale pagare in parte l’acquisizione di Union Fenosa, il presidente di Gas Natural, Salvador Gabarrò, ha specificato che, rispetto ad Eni, al momento l’azienda «non prenderà l’iniziativa, perché si sente comoda nell’attuale posizione». Quanto poi a Eufer, l’azienda di energie rinnovabili detenuta al 50% con Enel, Gabarrò ha sottolineato che «se i nostri soci la pensano come noi, continueremo così». «Eufer - ha aggiunto Villasecas - è una delle aziende importanti» e i futuri investimenti saranno fatti «stando attenti alla politica di sovvenzioni che oggi determina l’interesse per il settore». (da Finanza & Mercati)

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)

Sakhalin al via, il gas russo va in Asia

Il colosso dell'energia Gazprom – braccio armato dell'influenza russa sul settore energetico europeo – lancia la sua proiezione strategica sull'Asia:è stato inaugurato ieri il 1Ú maxi-impianto per la produzione di gas naturale liquefatto nell'isola di Sakhalin, al largo del Pacifico occidentale, che apre nuove vie dell'export anche verso il Nord America. Non è un caso che alla cerimonia siano stati presenti il presidente russo Dmitry Medvedev (ex capo di Gazprom) e il premier giapponese Taro Aso. «La Russia apre una finestra sull'Asia», ha dichiarato Aso, il primo responsabile del governo nipponico a metter piede sull'isola dalla fine della seconda guerra mondiale, quando Mosca ne strappò la parte meridionale al Giappone. L'impianto, parte del progetto Sakhalin-2, fornirà circa il 7% della domanda giapponese di gnl, con il 65% della produzione destinato al Sol Levante, dalla cui punta settentrionale dista solo 160 km. Il progetto ha subito vari ritardi ed era diventato il simbolo della “prepotenza” della Russia di Putin nel 2006, quando Mosca, con la minaccia di bloccare tutto per pretesti ecologici, si prese la maggioranza dell'operazione mettendo fine all'”anomalia” del controllo straniero regolarmente concordato nel 1994. Oggi Gazprom detiene la metà più una azione della società, con l'ex leader Shell scesa al 27,5%, Mitsui al 12,5% e Mitsubishi al 10 percento. Quest'anno la produzione sarà di circa 3,2 mln tonn, per circa 50 cargo.Dal prossimo anno la produzione dovrebbe salire a 9,6 mln tonn. di gnl e a regime fornirà il 5% dell'offerta mondiale, oltre a generare ampie quantità di petrolio. Una parte del prodotto finirà in Corea del Sud e anche a un terminale messicano per inoltro nella West coast statunitense.Il Ceo di Gazprom, Alexei Miller, ha sottolineato che la Russia intende diventare il primo produttore mondiale di gnl, con una capacità nel 2030 di circa 90 milioni di tonnellate, contro i 31 mln di oggi del leader di mercato, il Qatar. (Dal Sole 24 Ore)

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).

Shell, profitti da record nel 2008

Utili di 3,5 milioni di dollari all'ora e 85 milioni di dollari al giorno: questo il record conquistato nel 2008 da Royal Dutch Shell, che ha annunciato ieri i profitti annuali più alti di tutti i tempi per una società europea, pari a 31,4 miliardi di dollari, un aumento del 14% rispetto ai 27,6 miliardi del 2007. Negli ultimi tre mesi dell'anno, però, la frenata del prezzo del petrolio ha portato a un drastico calo degli utili del gruppo, scesi del 28% a 4,8 miliardi di dollari dai 6,7 miliardi dello stesso periodo del 2007 e più che dimezzati rispetto ai 10,9 miliardi del trimestre precedente.Il calo degli utili è strettamente collegato all'andamento del mercato: negli ultimi tre mesi dell'anno il prezzo del petrolio è stato in media di 57,60 dollari al barile, rispetto ai 111 dollari del trimestre precedente, durante il quale aveva toccato i 147 dollari al barile. Il calo del prezzo del petrolio è stato in parte compensato per Shell da un aumento del prezzo del gas in Europa, che però quest'anno si prevede torni a scendere. Il petrolio ieri veniva scambiato a 41 dollari al barile.Più che sull'atteso calo degli utili l'attenzione degli analisti era puntata soprattutto sull'annuncio del gruppo relativo al dividendo, considerato una "spia" del reale stato di salute del gruppo. Shell non ha deluso gli azionisti, dichiarando un dividendo di 40 centesimi per l'ultimo trimestre 2008, un aumento dell'11%,e annunciando un dividendo di 42 centesimi, in aumento del 5%, per il primo trimestre 2009. La decisione ha rassicurato i molti investitori ed è stata definita dagli analisti un segnale positivo di fiducia nelle prospettive del gruppo. «La forza del bilancio ci rende fiduciosi che il dividendo sia sostenibile anche in un contesto di bassi prezzi del petrolio», hanno detto ieri gli analisti di Merrill Lynch ribadendo la raccomandazione "buy" sul titolo.La performance di Shell è stata definita «soddisfacente» da Jeroen van der Veer, il chief executive della società che lascerà l'incarico a fine giugno: «La nostra strategia resta quella di pagare dividendi concorrenziali e in aumento e di fare grandi investimenti nel gruppo per ottenere profitti in futuro». (dal Sole 24 Ore)

Petrolio, investimenti fermi

I margini si riducono e le compagnie tagliano le spese di R&S, spiega Il Sole 24 Ore

Nuove esplorazioni abbandonate in corsa. Investimenti decurtati al lumicino. Licenziamenti di massa. Tagli ai contratti dei fornitori. È uno scenario drammatico quello che sta provocando il raffreddamento del barile a 36,5 dollari, con la riduzione dei budget di spesa da parte dei Paesi esportatori e dei grandi colossi petroliferi.L'ultima conferma arriva da due delle principali major, ovvero la francese Total e la statunitense ConocoPhillips. La terza maggiore società petrolifera europea vuole posticipare l'avvio di alcuni progetti esplorativi a causa del drastico calo dei profitti, come dimostreranno i risultati dell'ultimo trimestre 2008, che saranno diffusi nei prossimi giorni. Una retromarcia arrivata a sorpresa, visto che fino ad oggi il colosso guidato da Christophe de Margerie era stato tra i pochi a confermare un budget 2009 superiore a quello del 2008. Eppure il tracollo del greggio è stato più forte delle promesse. Ora in discussione ci sono anche i progetti nei blocchi al largo dell'Angola e del Canada, molto redditizi proprio perché costosi.Ancora più esplicita la decisione di ConocoPhillips. Nel 2009 il terzo colosso petrolifero statunitense decurterà le spese per nuovi giacimenti a 12,5 miliardi di dollari, il 18,3% in meno rispetto al 2008. A diminuire sarà anche la forza lavoro, che verrà ridotta del 4%, pari a 1.350 unità.Sono questi gli ultimi segnali di allarme di un'industria che negli ultimi anni ha avviato esplorazioni su larga scala nella convinzione che i prezzi del greggio potessero solo lievitare. Oggi, con un barile Wti in calo del 75% rispetto allo scorso luglio, quando valeva 147 dollari, le major si trovano alle prese con un problema: troppe spese di fronte a ricavi sempre più risicati. Dal Canada fino alla Russia,l'imperativoè rivedere i piani di crescita. Il tutto nella speranza che le quotazioni riprendano ossigeno.La giravolta del Venezuela Il Venezuela, uno dei maggiori esportatori al mondo, ha dovuto perfino mettere da parte gli ideologismi nazionalistici per convertirsi a un più urgente pragmatismo.Hugo Chavez starebbe infatti corteggiando alcune compagnie petrolifere occidentali - tra cui Chevron, Royal Dutch/Shell e la stessa Total - per convincerle a sviluppare le riserve del Paese. L'obiettivo del presidente sudamericano è puntellare l'attività della società nazionale Petròleos de Venezuela, continuare l'estrazione e salvare così anche i programmi di sviluppo del welfare statale. Più che un'apertura, un'autentica svolta, visto che la decisione segue a ruota la nazionalizzazione, avvenuta nel 2007, di tutti i siti petroliferi nazionali. Ma il possibile ingresso di società private occidentali in una delle più grandi riserve di greggio al mondo (Orinoco Belt, l'area sud venezuelana che contiene 235 miliardi di barili di petrolio), rivela quanto sia urgente il problema dei prezzi per chi fino ad oggi ha potuto contare su quotazioni alle stelle.Le strategie in campo Nell'attesa di un nuovo probabile taglio dell'output a marzo, che nelle speranze dell'Opec dovrebbe risollevare i listini, anche le altre major corrono ai ripari. Nei giorni scorsi la norvegese StatoilHydro ha tagliato il budget 2009 a 13,5 miliardi di dollari dai 16 miliardi del 2008. Analoga la decisione della britannica Premier Oil, che ha rimandato al 2010 il raggiungimento dei target produttivi a causa della riduzione dell'estrazione in Vietnam e in Norvegia.

Il petrolio rende sempre meno. Chavez corteggia gli odiati yankee

La «oil diplomacy» del presidente venezuelano è in difficoltà. Il barile costa troppo poco. Basta ideologia e viva i capitali esteri, dice Il Riformista

«Anche se il prezzo del petrolio arriverà a zero dollari, la rivoluzione venezuelana andrà avanti». Erano le dichiarazioni di Hugo Chávez alla vigilia di Natale 2008, con il prezzo del greggio che toccava i 27 dollari a barile. L'intenzione era di sembrare impermeabili alla crisi. Inutilmente. Le conseguenze del prezzo del petrolio così basso, base unica ed esclusiva dell'economia venezuelana, iniziano a farsi sentire. Anche sulla natura socialista della rivoluzione bolivariana. Molto meno temeraria e rivoluzionaria e ora più riformista. Di fronte a una spesa pubblica calcolata per il 2009, con il barile a 15 dollari meno del prezzo reale e i conti che non tornano, l'ideologia anti-nordamericana portata avanti dal presidente venezuelano fa un passo indietro e abbassa i toni. Cambia strategia riguardo all'apertura delle concessioni alle demonizzate multinazionali petrolifere, e alla gestione della diplomazia caratterizzata da una eccessiva generosità con gli alleati - petrolio scontato - e minacce agli avversari.Chávez torna a corteggiare le imprese transnazionali che fino a qualche mese fa aveva minacciato di espropriazione, inchieste e vessazioni fiscali. In un ampio articolo The New York Times racconta che essendo sotto pressione per il forte calo dei prezzi e della produzione nazionale, i funzionari del governo hanno aperto, in termini di licenze, alle maggiori compagnie occidentali come Chevron, Royal Dutch/Shell e Total francese, promettendo loro libero accesso alle riserve petrolifere. «La volontà di queste compagnie di investire in Venezuela riflette la scarsità di progetti aperti agli stranieri in Medio Oriente», scrive il Nyt. La volontà del governo chavista di riaprire alle compagnie straniere, si può aggiungere, riflette la miopia della politica nazionalista.In una conversazione con Il Riformista, l'economista venezuelano, esperto di energia e petrolio, Rafael Quiroz Serrano, ha spiegato che questo atteggiamento del governo non è una sorpresa. Era ipotizzabile dall'aprile del 2006, quando per far fronte a un calo di estrazione, produzione e raffinazione è stata creata la figura dell' "impresa mista". Un elemento giuridico e operativo ibrido, nel quale le multinazionali condividono le azioni della società petrolifera statale venezuelana, Pdvsa, - che detiene comunque la maggioranza - per poter operare nei giacimenti venezuelani.

Eni in corsa per licenze in Norvegia

L'Eni di Paolo Scaroni è uno dei gruppi candidati per le 34 nuove licenze di produzione di idrocarburi che il governo norvegese intende proporre e che dovranno essere ripartite tra 40 gruppi petroliferi norvegesi e internazionali. Lo ha annunciato ieri il ministero del petrolio e dell'energia di Oslo in una nota ufficiale. Oltre la metà delle licenze è situata nel Mare del Nord, mentre le restanti sono situate più a settentrione, nel Mare di Norvegia e nel Mare di Barents. Per queste ultime licenze, considerato che sono abbastanza vicine alle coste, alle compagnie verranno richieste precauzioni eccezionali per quanto riguarda l'attività di estrazione. Tra le compagnie petrolifere che sono state selezionate per le licenze, oltre all'Eni, ci sono veri e propri colossi internazionali come le francesi Gdf-Suez e Total; le americane ExxonMobil e ConocoPhilips; l'anglo-olandese Shell e la spagnola Repsol. Il ministro dell'energia norvegese Terje Riis-Johansen ha posto il 20 gennaio come scadenza per la concessione delle licenze. (da Milano Finanza)

L´oro nero made in Italy, un miliardo di barili

da La Repubblica

Oltre un miliardo di barili di petrolio. È l´oro nero custodito nel ventre della Lucania, la regione italiana che oggi da sola produce l´80% del greggio italiano. Il cuore è la Val d´Agri, dove opera l´Eni, il colosso petrolchimico controllato dallo Stato. Qui, secondo le stime ufficiali, sono custoditi 465 milioni di barili di petrolio, ai quali vanno sommati i 100 milioni di Montegrosso e i 480 milioni del giacimento di Tempa Rossa, concesso a una società partecipata al 50% dalla Total, al 25% da Exxon e da Shell.
Nella Val d´Agri, l´unico giacimento operativo, vengono estratti ogni giorno 85mila barili, ma nel giro di un paio d´anni supereranno quota 100mila. Entro il 2012, poi, dovrebbero arrivare a regime anche i 50mila promessi dalla Total, per un totale di 150mila barili. Si tratta più o meno del 7,7% del fabbisogno giornaliero del petrolio in Italia che si aggira intorno a 1,95 milioni di barili. L´attività dell´Eni in Val d´Agri è cominciata nel 1997. Il greggio estratto viene trasportato dal Centro Oli di Viggiano (Potenza) alle raffinerie di Taranto attraverso l´oleodotto Val d´Agri, lungo 136 chilometri.
La Total, invece, ha appena iniziato a sviluppare la sua attività a Tempa Rossa nella Valle del Sauro, nel territorio del comune di Corleto Perticara in provincia di Potenza. La compagnia francese ha investito nel progetto lucano 250 milioni di euro e prevede di investirvene altri 800. Il Centro Oli verrà costruito proprio nel comune di Corleto Perticara, dove la Total ha acquisito per 99 anni, pagando 1,4 milioni di euro, il diritto di superficie su un´area di 555mila metri quadrati. Saranno altri 30 i comuni interessati all´estrazione del petrolio. I benefici per la Lucania sono costituiti dai diritti, "le royalties", che le compagnie petrolifere devono pagare sul greggio estratto. Queste ammontano al 7% del valore degli idrocarburi estratti dalla terra e al 4% di quelli estratti dal mare: il 15% delle royalties finiscono nelle casse dei comuni, mentre l´85% in quelle della regione Lucania. Dai pozzi di Viggiano sono già arrivati circa 500 milioni di euro.
I risvolti negativi, invece, derivano dall´inquinamento, come quello delle fragranze pericolose per l´uomo: in Italia l´idrogeno solforato per esempio è tollerato con limiti diecimila volte superiori a quelli degli Stati Uniti. E dalla occupazione, che, nonostante i buoni propositi, stenta a decollare.

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.

Eni, su Kashagan firma in arrivo

Oggi potrebbe essere il giorno decisivo per l'Eni sul giacimento gigante di Kashagan, in Kazakhstan. Ieri sera l'amministratore delegato Paolo Scaroni – dopo avere incontrato a Roma il presidente della moscovita Gazprom, Aleksei Borisovic Miller,insieme con l'amministratore delegato dell'Enel, Fulvio Conti – è partito per il Kazakhstan.Scaroni potrebbe firmare già oggi ad Astana l'intesa tra il consorzio Agip Kco, guidato dall'Eni, e il Governo kazaco. Il nuovo accordo, dopo quello siglato in gennaio, dovrebbe raddoppiare la partecipazione della compagnia statale kazaca KazMunaiGaz nel giacimento di Kashagan fino al 16,8%, alla pari di Eni, ExxonMobil, Shell e Total, mentre la ConocoPhilips dovrebbe scendere dal 9,3 all'8,33% del consorzio Agip Kco. Inoltre l'Eni,appena partirà l'estrazione, cederà alla Shell e alla KazMunaiGaz il ruolo di capogruppo. Il primo greggio di Kashagan sarà estratto probabilmente verso la fine del 2012 o i primi del 2013, con 150mila barili al giorno.Qualche giorno fa il ministro kazaco dell'Energia, Sauat Mynbaev, si aspettava la firma dell'accordo per oggi: «Abbiamo coordinato tutte le questioni», aveva detto. «Ci sono quattro grandi progetti, sono tutti stati perfezionati e impostati». Mynbaev ha confermato che l'Eni resterà l'operatore principale di Kashagan solamente fino all'inizio della produzione, il cosiddetto "first-oil".Ieri Scaroni e Conti hanno parlato a lungo con Miller sugli sviluppi dell'accordo a tre sui giacimenti siberiani dell'Arktik Gaz e Urengoil.Sono state firmate le intese che impegnano la Gazprom a entrare nel capitale della SeverEnergia. L'incontro «è andato molto bene» ha detto Scaroni, ma «non si è parlato né di Libia né di Elephant», il gigantesco giacimento scoperto nel deserto libico che è oggetto di negoziato con la Gazprom. «Con la Libia serve anche un accordo politico – ha aggiunto. – Senza un rapporto fluido, di amicizia e collaborazione tra Italia e Libia, che non può che arrivare dalla politica, quello che noi facciamo, e i 28 miliardi di dollari che abbiamo messo sul tavolo come investimenti previsti, non basterebbero a realizzare quello che abbiamo in mente». L'Eni ha accordi per il petrolio ma vanno ricordate anche le recenti intese nel gas, con investimenti previsti e accordi che hanno portato al 2042 la presenza dell'Eni in Libia per il petrolio e al 2047 nel gas.Rimanendo al tema della Libia, ieri la Foster Wheeler Italiana ha acquisito dalla Tamoil un contratto per costruire una raffineria a Zuara, in Tripolitania: gli impianti lavoreranno il greggio estratto dai giacimenti nel deserto. Il completamento è previsto per il 2014. La raffineria prevede un investimento di circa 4 miliardi di dollari. «Siamo molto soddisfatti per l'acquisizione di questo prestigioso progetto», commenta l'amministratore delegato della Foster Wheeler Italiana, Marco Moresco.

Basilicata, il petrolio che non porta ricchezza

Aumenta l'inquinamento. Pochi assunti, spiega il Corriere della Sera

Texas o Lucania Saudita, ormai i luoghi comuni si sprecano, per la Basilicata che galleggia sul più grande giacimento di petrolio dell'Europa continentale e sul gas. Qui, nel parco nazionale della Val d'Agri, dove non c'è la sabbia del deserto ma il verde degli orti e dei boschi, tutto è di primissima qualità: olio, vino, carne, fagioli, miele, nocciole. E anche il petrolio, che si estrae da quindici anni, è di ottima qualità. I 47 pozzi del giacimento della Val d'Agri custodiscono, dicono le stime ufficiali, circa 465 milioni di barili (finora ne sono stati estratti quasi 11 milioni), che al valore corrente di 90-100 dollari al barile formano un tesoro da quasi 50 miliardi di dollari.Ma la Basilicata, che produce l'ottanta per cento del petrolio estratto in Italia, non si fermerà a quello della Val d'Agri, estratto dall'Eni. Dal 2011 comincerà a sfruttare — con Total, Esso e Shell — i giacimenti di Tempa Rossa, poco più a nord: altri 480 milioni di barili, altri 50 miliardi di dollari. Ed è pronta a far trivellare anche Monte Grosso, proprio a due passi da Potenza, dove c'è altro petrolio per 100 milioni di barili. E poi farà scavare nel Mare Jonio, nelle acque di Metaponto e di Scanzano, dove dai templi greci si vedranno spuntare piattaforme petrolifere come nel Mare del Nord.Nessuno, ancora fino a qualche anno fa, e nonostante i giacimenti della Val d'Agri, avrebbe scommesso che nel sottosuolo lucano e nei fondali jonici fosse nascosta tutta questa ricchezza. Dopo l'intuizione di Enrico Mattei, che tra gli anni 50 e 60 venne qui a cercare petrolio e trovò «soltanto» gas, l'idea che la Basilicata potesse davvero essere un enorme serbatoio di petrolio era per lo più giudicata un volo della fantasia.Invece i sondaggi e le trivelle si sono spinti fino nelle viscere della terra, a tre-quattromila metri di profondità, e hanno trovato il mare nero che cercavano. Come non essere contenti? Sembrava l'annuncio dell'inizio di una nuova era, per la Basilicata e per il Mezzogiorno d'Italia, per la questione meridionale e per il federalismo fiscale, per il lavoro ai giovani e per la fine dell'emigrazione. E infatti, all'inizio, tutti erano contenti.

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.