Energia, perché l’idrogeno non è una svolta green: sarà l’idrogeno ‘blu’ a dominare nei prossimi anni, con lo stoccaggio di CO2: i progetti Snam per l’Italia e il Nord Africa

Nelle ultime settimane si è molto parlato della imminente decisione che avrebbe dovuto prendere la Banca europea degli Investimenti (Bei) in merito al finanziamento delle fonti fossili. La discussione all’interno del Consiglio era stata rimandata da ottobre a novembre, a causa delle forti divisioni tra i Paesi: Germania e Italia in primis, oltre agli Stati dell’Est, spingevano perché la Bei continuasse a finanziare i progetti riguardanti il gas naturale.

Molti Paesi, come il nostro, considerano il gas naturale una fonte fossile di transizione, necessaria per i prossimi venti/trent’anni a garantire il passaggio dalle fossili alle rinnovabili. Dietro questa lettura non c’è un’analisi scientifica ma i profitti delle principali aziende che producono, trasportano e lavorano il gas naturale. I rapporti Ipcc (il Gruppo intergovernativo sul cambiamento climatico dell’Onu) e diversi studi internazionali sono infatti molto chiari nel definire il gas una fonte fossile da abbandonare immediatamente, per il suo forte contributo alle emissioni di metano, gas molto più climalterante della Co2, e dimostrano come il gas naturale non possa essere una fonte energetica di transizione. Nonostante ciò, il “Piano nazionale integrato per l’energia e il clima” del ministro dell’Ambiente Sergio Costa, dibattuto in questi mesi, insiste sulla necessità del metano. È ovvio che dietro questo interesse da parte del governo giallorosso, come di quelli precedenti, ci sono gli interessi di Snam e il tentativo di rendere l’Italia un hub del gas. Non a caso anche la Germania insiste sulla necessità del gas naturale, visti i progetti legati al gasdotto North stream e il tentativo di creare un hub del gas nel Nord Europa.

La divisione creatasi all’interno della Bei ha prodotto un ampio dibattito che ha interessato anche le varie organizzazioni ambientaliste europee, oltre al movimento giovanile del Fridays For Future. Parecchie iniziative sono state prese nel tentativo di condizionare la decisione della Bei, e già la sera del 14 novembre, giorno della decisione, si è assistito a un teatrino sui social e sulle principali testate giornalistiche per la ‘storica’ scelta operata: abbandonare tutte le fonti fossili dal 2021. Purtroppo molte organizzazioni e diversi movimenti ambientalisti sono caduti nella trappola che si nascondeva dietro ai titoloni dei giornali, parlando così di una vittoria ottenuta grazie alle proteste. Ma è veramente una decisione storica quella presa dalla Bei?

Prima di analizzarla, entrando nel documento approvato, occorre notare che l’accordo è stato un compromesso al ribasso. Se nelle intenzioni ufficiali di ottobre la Bei indicava il 2020 come anno ultimo per i finanziamenti alle fonti fossili, la data è stata invece posticipata al 2021. Un anno in più permetterà ulteriori enormi finanziamenti per una serie di opere già proposte e porterà, nei prossimi due anni, alla gara delle multinazionali del fossile nel cercare altri soldi pubblici nella Banca europea. Il Sole 24 ore del 15 novembre evidenziava infatti come “i progetti già autorizzati dalla Commissione Ue sarebbero esclusi dalla svolta verde. Si tratta dei progetti di interesse comune (Pic) da poco varati da Bruxelles. Tra questi, ci sarebbero i gasdotti Tap e Poseidon”. Sono decine i progetti legati alle fonti fossili, principalmente al gas, già autorizzati dalla Commissione Ue come ‘interesse comune’, e continueranno quindi a usufruire dei finanziamenti necessari. È indubbio che sono ormai gli ultimi soldi indispensabili a garantire i vari hub del gas e l’attuazione della nuova geopolitica del gas naturale. In pratica tutte queste opere garantiranno il mix energetico con il gas naturale come fonte di transizione, come richiesto da Italia e Germania. Ne consegue che per i prossimi venti/trent’anni, la principale fonte energetica resterà il metano.

Ci sono poi diverse scappatoie che potranno lasciare aperta la strada del finanziamento dei progetti legati al gas anche dopo il 2021. Nel documento approvato dalla Bei, infatti, si parla di bloccare i progetti fossili privi di sistemi per abbattere le emissioni inquinanti, “unabated fossil fuel projects”, ma quelli che “emetteranno meno di 250 grammi di Co2e per kWh” saranno ancora supportati (prima il limite era di 550 grammi Co2/KWh). Si legge nel report: “Questo criterio si applicherà a tutte le tecnologie anche per la generazione di energia basata su quella a basse emissioni di carbonio (ad es. geotermico, idroelettrico su larga scala, biocarburante o biomassa), alla cattura e stoccaggio sotterraneo di anidride carbonica (CCS) o alle tecnologie con un’alta percentuale di carburanti a basse emissioni di carbonio, calore ed energia combinati e fonti energetiche decentralizzate. In deroga a questa regola generale, la Banca sosterrà centrali elettriche a gas che forniranno un piano credibile di miscelazione in aumento di quote di gas a basse emissioni di carbonio durante la vita economica del progetto”.

La Bei dunque riconosce il ruolo del gas naturale come fonte di transizione, ammettendo che verrà progressivamente sostituito da gas a basse emissioni, gas sintetici, idrogeno o tramite la pratica dello stoccaggio geologico della Co2.

Entriamo nella novità dell’idrogeno.

L’idrogeno e i progetti Snam

Negli ultimi mesi l’idrogeno è stato proposto all’attenzione dell’opinione pubblica, da parte di parecchie multinazionali del fossile, a partire da Snam, come la soluzione al cambiamento climatico. Addirittura l’amministratore delegato di Snam, Marco Alverà, si è spinto a scrivere il libro Generation H, edito da Mondadori, la cui uscita è prevista per marzo 2020. Un consorzio di multinazionali, tra cui la Snam italiana, la Fluxys belga, la Enagas spagnola (le stesse coinvolte nei progetti di hub del gas e dei vari gasdotti dal medioriente), hanno redatto uno studio intitolato “Gas for Climate. The optimal role for gas in a net-zero emissions energy system”, dove viene spiegata la capacità tecnologica e potenziale dell’utilizzo del gas.

Di fondo viene annunciato che l’idrogeno sarà l’energia del futuro e che ci sono molti modi per produrlo, con vari costi e mercati. Attualmente ci sono tre possibilità per ottenerlo:

• idrogeno grigio: prodotto dalla conversione termochimica del gas naturale, ma con forti emissioni di Co2;
• idrogeno blu: simile a quello grigio, ma con l’aggiunta di cattura e stoccaggio della Co2, procedure che costituiscono il famoso Storage CCS che negli ultimi anni l’Europa ha cercato di promuovere; in pratica vuol dire stoccare sottoterra la Co2;
• idrogeno green: prodotto attraverso l’elettrolisi dell’acqua: viene usata energia elettrica per ‘scomporre’ l’acqua in idrogeno e ossigeno, senza emissioni di Co2.

Com’è facile ipotizzare queste tre tecnologie hanno costi di produzione del tutto differenti e che incideranno per i prossimi anni, quelli della cosiddetta transizione. Stando a un recente studio di Bloomberg New Energy Finance, i costi dell’idrogeno green potranno scendere del 70% in dieci anni, rendendo tale opzione competitiva rispetto alle altre; questo comporta, inevitabilmente, la prevalenza a breve delle due soluzione tecnologiche legate ai fossili. Anche la IEA (International Energy Agency), nel suo studio elaborato per il G20 del Giappone, pone l’accento sull’opportunità di sfruttare il potenziale di idrogeno per un futuro mix energetico “sostenibile”.

Snam non poteva che inserirsi nel cambio di direzione nell’ottica di utilizzare le infrastrutture esistenti per il trasporto di idrogeno. In un comunicato dell’8 ottobre scorso, afferma: “Una caratteristica chiave dell’idrogeno è la sua capacità di fungere allo stesso tempo da fonte di energia pulita (per svariati usi finali) e da vettore energetico per lo stoccaggio. L’idrogeno, infatti, può essere trasportato attraverso i gasdotti esistenti, in miscela con il gas naturale e in prospettiva in condotte dedicate, e può offrire una soluzione per stoccare energia a un costo dieci volte inferiore rispetto alle batterie (circa 20 dollari a megawatt/ora contro 200 $/Mwh)”.

Già precedentemente, in un comunicato del 16 luglio (“Perché Snam e l’idrogeno”), si legge: “Ad aprile 2019, per prima in Europa, Snam ha sperimentato l’immissione di un mix di idrogeno al 5% e gas naturale nella propria rete di trasmissione. La sperimentazione, che ha avuto luogo con successo a Contursi Terme, in provincia di Salerno, ha comportato la fornitura, per circa un mese, di H2NG (miscela idrogeno-gas) a due imprese industriali della zona, un pastificio e un’azienda di imbottigliamento di acque minerali. L’iniziativa ha avuto risalto a livello internazionale, con articoli dedicati da parte di Bloomberg (che ha scritto della “prima pasta” cotta con idrogeno) e del Financial Times (che lo ha definito un traguardo “storico”). Applicando la percentuale del 5% di idrogeno al totale del gas trasportato annualmente da Snam, se ne potrebbero immettere ogni anno in rete 3,5 miliardi di metri cubi […]. Al momento, Snam è impegnata nella verifica della piena compatibilità delle sue infrastrutture con crescenti quantitativi di idrogeno miscelato con gas naturale, nonché nello studio di modalità di produzione di idrogeno da elettricità rinnovabile. Entro fine anno la sperimentazione verrà replicata, nel medesimo tratto di rete, portando al 10% il quantitativo di idrogeno nel mix fornito alle due imprese coinvolte […] Secondo uno studio condotto da Navigant e commissionato dal Consorzio europeo Gas for Climate, di cui fa parte anche Snam, il nostro continente ha un potenziale di produzione di idrogeno e biometano pari a 270 miliardi di metri cubi al 2050, che porterebbero a una piena decarbonizzazione con risparmi economici per 217 miliardi di euro annui rispetto a uno scenario energetico che non preveda l’utilizzo di gas”.

Il 17 ottobre Snam insiste con un altro comunicato dal titolo “Il potenziale dell’idrogeno in Italia”: “Uno studio condotto da Snam con il supporto analitico di McKinsey sul potenziale ruolo dell’idrogeno nel sistema energetico italiano ha evidenziato come l’Italia possa effettivamente rappresentare un mercato molto attrattivo per lo sviluppo dell’idrogeno. Questo grazie alla presenza diffusa di energia rinnovabile e di una rete capillare per il trasporto di gas, inclusi i collegamenti con il Nord Africa. I principali risultati del report so-no i seguenti:

• l’idrogeno potrebbe coprire quasi un quarto di tutta la domanda energetica in Italia entro il 2050;
• il trasporto pesante su lunga distanza sarà uno dei primi segmenti in cui l’idrogeno potrà essere sostenibile economicamente. L’idrogeno raggiungerà la parità di costo totale con il diesel entro il 2030, anche senza l’applicazione di incentivi di sistema;
• la miscela di idrogeno e gas naturale nella rete di distribuzione (fino a una quota del 10-20%) per il riscaldamento domestico, è un altro potenziale ambito di sviluppo che si potrebbe verificare nel breve-medio termine;
• l’idrogeno supporterà la diffusione su larga scala delle rinnovabili nella rete elettrica; agirà da strumento di flessibilità come valida opzione per lo stoccaggio stagionale; potrà essere utilizzato insieme ad altre soluzioni […] potrà rappresentare anche una soluzione alternativa per il trasporto di energia in rete;
• in uno scenario di decarbonizzazione al 95% (necessario per non superare la soglia di 1,5 gradi di aumento temperatura), l’idrogeno potrebbe fornire fino al 23% del consumo totale di energia entro il 2050 – più della quota attuale complessiva di energia elettrica (20% nel 2018), considerando sia fonti rinnovabili che fossili;
• il costo dell’idrogeno potrà essere competitivo già entro il 2030 – in anticipo rispetto ad altri mercati europei. Considerando la forte presenza di energie rinnovabili nel nostro Paese, l’idrogeno ‘verde’ raggiungerà il punto di pareggio con quello ‘grigio’ derivante da gas naturale, 5-10 anni prima rispetto a molti altri Paesi, tra cui la Germania. Ciò rende l’Italia il luogo ideale per l’utilizzo su vasta scala dell’elettrolisi;
• l’Italia potrebbe importare idrogeno dal Nord Africa, a un costo inferiore del 14% rispetto alla produzione domestica. Potrebbero essere disposti pannelli solari nei Paesi dell’Africa settentrionale (“dove il sole splende sempre”), e poi importare idrogeno in Sicilia attraverso i tubi esistenti. Questo potrebbe incentivare anche le esportazioni di idrogeno in altri Paesi europei attraverso l’Italia;
• le infrastrutture italiane del gas supportano il potenziale dell’idrogeno: l’ampia infrastruttura può consentire il collegamento fra il Sud del Paese, ricco di energia rinnovabile, con i centri di domanda situati nel Nord, e rendere possibile la nascita di sistemi energetici altamente indipendenti e completamente rinnovabili nelle isole”.

Ancora fossili e neocolonialismo

L’investimento nel settore dell’idrogeno apre un importante problema: l’Europa avrà sempre più bisogno di idrogeno green, attraverso quella che sarà una vera e propria campagna coloniale in Africa per produrre energia rinnovabile, aprendo scenari sempre peggiori per le popolazioni africane che vedranno accelerare il consumo di suolo dei propri territori. Ma questi investimenti avranno bisogno di tempo e di enormi costi.

Si ipotizza che l’idrogeno verde sarà competitivo non prima del 2050, quando Bloomberg New Energy Finance stima un costo intorno a 1 dollaro al kg contro i 5 attuali, con un processo di discesa destinato ad accelerare nel tempo. Il calo sarà dovuto principalmente al costo minore degli elettrolizzatori, grazie alla loro adozione su vasta scala. Ci sarà dunque un’espansione che comporterà enormi investimenti: secondo Hydrogen Council, associazione che racchiude le maggiori imprese mondiali del settore, l’economia mondiale dell’idrogeno nel 2050 potrebbe raggiungere i 2.500 miliardi di dollari, rispetto agli attuali 100 miliardi. Ma stando allo studio condotto da Navigant e commissionato dal Consorzio europeo Gas for Climate, sopra citato, in Europa nel 2050 si avrà un potenziale di produzione pari a 270 miliardi di metri cubi di gas rinnovabile, biometano e idrogeno, con un potenziale di produzione di idrogeno verde da elettricità rinnovabile in eccesso che potrà raggiungere i 200 TWh (equivalente di 19 miliardi di metri cubi di gas naturale). Anche gli analisti di Wood Mackenzie, in un rapporto sul potenziale globale dell’idrogeno green, danno dati poco rassicuranti. La produzione attuale dell’idrogeno si basa quasi sostanzialmente (99%) sulle fonti fossili, con forti emissioni di Co2. Sempre dal rapporto emerge che dal 2000 al 2019 in tutto il mondo si sono sviluppati 253 MW di elettrolizzatori per produrre idrogeno green, e in previsione al 2025 il mercato è destinato a crescere con 3200 MW. Una crescita di certo importante ma del tutto ininfluente come sostitutivo delle fonti fossili: ci vorranno dunque anni per rimpiazzare l’idrogeno da fossili con l’idrogeno rinnovabile.

A questo punto sorge una domanda: abbiamo a disposizione tutto questo tempo per scongiurare l’innalzamento delle temperature climatiche preannunciato dall’Ipcc? E sorge anche una considerazione: dai dati emerge che l’idrogeno verde da elettricità rinnovabile coprirà una quota molto bassa per i prossimi anni, e quindi avremo bisogno di idrogeno da fossile, a cui si affiancheranno appunti forti investimenti di fotovoltaico nei Paesi del Nord Africa, con un piano scellerato di colonizzazione.

Ancora stoccaggio e rischi di sismicità indotta

C’è poi un secondo problema: lo stoccaggio. L’utilizzo dell’idrogeno da fonti fossili aprirà infatti la strada all’applicazione dello stoccaggio geologico della Co2, il famoso storage CCS.

Sono le stesse multinazionali del fossile, nel rapporto Navigant, a scriverlo: “Larga parte dell’idrogeno in Europa sarà inizialmente costituito dall’idrogeno cosiddetto ‘blu’, l’idrogeno carbon-neutral prodotto da gas naturale tramite la cattura e lo stoccaggio del carbonio (CCS). Durante la fase di transizione energetica verso un sistema completamente decarbonizzato, questo tipo di idrogeno potrà svolgere un ‘ruolo ponte’ per ottenere più velocemente una riduzione delle emissioni di anidride carbonica globale. L’idrogeno blu sarà poi gradualmente rimpiazzato dall’idrogeno verde, prodotto (tramite elettrolisi) da fonti rinnovabili come eolico e solare, realizzando un mix energetico totalmente sostenibile. L’idrogeno verde permetterà a queste risorse non programmabili di beneficiare della capillare rete di trasporto gas e degli stoccaggi, abilitando soluzioni di sector coupling elettrico-gas e contribuendo quindi a fronteggiare la sfida dell’intermittenza”.

Nelle politiche di Snam e delle altre multinazionali del trasporto di energia emerge dunque chiaramente il tentativo di usufruire per il futuro di tutte le infrastrutture metanifere italiane ed europee. Per Snam l’ottica non è più solamente quella dell’hub del gas, ma anche dell’hub dell’idrogeno. Questo comporterà non solo l’utilizzo dei gasdotti per idrogeno e biometano, ma anche degli stoccaggi sotterranei.

I progetti dello storage CCS non sono decollati fino a ora non per questioni tecniche ma prettamente di mercato (1). Il prezzo basso del carbonio di questi anni, a causa della recessione del 2008 e della speculazione borsistica delle quote di emissione, non ha permesso la profittabilità dei progetti di storage CCS. È la stessa Corte dei Conti europea, nell’estate 2018, a scriverlo nella relazione “Dimostrazione delle tecnologie di cattura e stoccaggio del carbonio e delle fonti rinnovabili innovative su scala commerciale nell’Ue: i progressi attesi non sono stati realizzati negli ultimi dieci anni”. Vi si legge: “Le condizioni di investimento avverse (tra cui l’incertezza delle strategie e dei quadri normativi) hanno ostacolato i progressi di molti progetti innovativi nel campo delle energie rinnovabili e della cattura e dello stoccaggio del carbonio. Un fattore chiave della mancata diffusione delle tecnologie di cattura e di stoccaggio del carbonio è stato il basso prezzo di mercato del carbonio registrato dopo il 2011”. Lo storage CCS può essere commercialmente conveniente con un valore intorno a 40 euro a tonnellata, mentre in questi anni il prezzo ha viaggiato tra i 5 e i 10 euro. Solo nell’ultimo anno, per un ritocco indotto dalla stessa Commissione europea, il carbonio ha toccato quote tra i 25 e i 30 euro. L’ulteriore aumento dei prezzi, preannunciato dai vari governi e dal nuovo Parlamento europeo, anche sull’onda delle mobilitazioni per il clima, spianerà la strada ai progetti di stoccaggio geologico. Che non sono affatto nuovi e di cui già conosciamo i rischi.

Negli anni passati, alcune realtà istituzionali hanno voluto studiare il sottosuolo per questo tipo di utilizzo. In Lombardia e nell’Emilia Romagna, nel febbraio 2012 si decideva l’area pilota per il progetto Transalpino europeo GEOMOL, Assessing subsurface potentials of the Alpine Foreland Basins for sustainable planning and use of natural resources, finanziato nell’ambito del Programma InterReg IVB Spazio Alpino – Cooperazione Territoriale Europea 2007-2013. I quattordici partner erano quasi esclusivamente servizi geologici, nazionali e regionali, di Francia, Svizzera, Germania, Austria, Slovenia e Italia; tra questi ultimi, il Servizio Geologico d’Italia-ISPRA, il Servizio Geologico, Sismico e dei Suoli della Regione Emilia Romagna (RER–SGSS), Regione Lombardia, DG Territorio, Urbanistica e Difesa del Suolo. Il progetto, della durata complessiva di 34 mesi (settembre 2012-giugno 2015), si poneva l’obiettivo di produrre modelli geologici tridimensionali del sottosuolo basati su differenti set di dati, su metodi di valutazione coerenti e su criteri e linee guida sviluppati in modo unitario e condivisi tra i partner partecipanti, al fine di fornire alle Amministrazioni preposte al governo del territorio adeguati strumenti conoscitivi per valutare le potenziali risorse del sottosuolo (geopotenziali), anche concorrenti, e pianificarne un utilizzo sostenibile.

“L’area pilota italiana”, si legge nel rapporto redatto dalla Commissione ICHESE (International Commission on Hydrocarbon Exploration and Seismicity in the Emilia Region, incaricata di valutare le possibili relazioni tra attività di esplorazione per idrocarburi e aumento dell’attività sismica nell’area colpita dal terremoto dell’Emilia Romagna del mese di maggio 2012 [2]), “si estende, con andamento NW-SE, dal margine sudalpino dell’area di Brescia alla zona compresa tra Carpi e Finale Emilia, per un’estensione di circa 3.800 km². Essa è stata definita a febbraio 2012, in fase di sottomissione del Progetto, per poter disporre di un’area strategica che si prevedeva di caratterizzare (a scala regionale), sia dal punto di vista della valutazione del geopotenziale prescelto (geotermia) che per la presenza di strutture tettoniche sismicamente attive, come quelle che poi hanno generato la sequenza sismica del maggio 2012”.

Il dibattito innescato dal terremoto del 2012 in merito ai rischi, più che concreti, di sismicità indotta (3), non ha fermato l’idea dello stoccaggio, che oggi viene ampliata inserendola nell’ambito dell’idrogeno. Geomol, il progetto Transalpino europeo del 2012, sottolinea: “Il problema dello stoccaggio di grandi quantità di liquidi o gas è risolvibile, dal punto di vista della sicurezza e dell’economicità, solo utilizzando idonee strutture nel sottosuolo […] Fino a poco tempo fa, lo stoccaggio in sottosuolo era focalizzato a salvaguardare la disponibilità di gas naturale, bilanciando le fluttuazioni stagionali della domanda e mitigando eventuali irregolarità nell’approvvigionamento […] Oggi, tuttavia, un aumento dell’utilizzo del potenziale di stoccaggio in sottosuolo fa parte anche di scenari diversi, nell’ambito delle politiche per la riduzione dei gas serra. Lo sviluppo di energie rinnovabili può essere infatti notevolmente favorito dalla possibilità di accumulare in sottosuolo combustibili sintetici derivanti da fonti rinnovabili (solare ed eolico), compensando così l’irregolarità intrinseca di queste fonti. Senza stoccaggi su vasta scala in sottosuolo di idrogeno, metano sintetico o di aria compressa (CAES), queste fonti di energia rinnovabile non potranno diventare una quota strutturale per la produzione di energia elettrica e le tecnologie di produzione distribuita non potranno essere efficacemente integrate. Inoltre, lo stoccaggio geologico di anidride carbonica (CCS) in strutture idonee nel sottosuolo, potrà contribuire sostanzialmente alla riduzione dei gas serra, anche se andrà a sovrapporsi ad altri utilizzi, già presenti, delle risorse del sottosuolo”.

Gli stoccaggi di anidride carbonica o di gas sintetici previsti da un nuovo mercato energetico dell’idrogeno dunque proseguono, indipendentemente dagli enormi rischi. Non può esistere transizione energetica se questa è la strada da intraprendere. Nella scelta di nuove fonti energetiche, anche rinnovabili e più pulite rispetto al carbone e al petrolio, bisogna tenere in considerazione la sostenibilità ambientale e sociale, e non si può aumentare il rischio di sismicità del nostro Paese pur di garantire determinate tecnologie energetiche.

In quest’ottica appare dunque significativo che in uno dei tanti studi sull’accettabilità sociale degli impianti di storage CCS si ragioni sul superamento del principio di precauzione. “Il tema delle politiche cautelative è molto attuale” si legge nel report “Public Acceptance e CCS” del RSE (Ricerca sistema energetico), marzo 2012, “e tuttora in ampia evoluzione a livello mondiale ed europeo, come evidenziato nei lavori dei workshop dedicati all’argomento. Di fronte alla frequente inapplicabilità pratica del Principio di Precauzione, l’OMS (Organizzazione Mondiale della Sanità) ha sviluppato una strategia alternativa: il cosiddetto quadro di cautela (precautionary framework) entro il quale dovrebbero svilupparsi le politiche sanitarie. L’approccio è profondamente diverso dal principio precauzionale. Mentre questo richiede un minimo di evidenza scientifica di rischio per essere invocato, e uno maggiore per essere applicato, ilquadro di precauzione coinvolge ogni stadio del processo di valutazione e di gestione del rischio, tenendo in considerazione i dati scientifici e i fattori economici, sociali del caso specifico (tra i quali la sensibilità dei cittadini). La precauzione dovrebbe quindi diventare un principio guida nella gestione di ogni tipo di rischio. Non si pone l’obiettivo di annullare i rischi, ma di portarli a una soglia di accettabilità. Si introduce in questo senso un concetto molto innovativo: la soggettività della percezione (connessa all’accettabilità del rischio)”.

Quel che si vuole introdurre nell’opinione pubblica quindi è l’accettazione sociale del rischio, a cui sono legate le nuove tecnologie – e i profitti delle imprese che le portano avanti. Il richiamo al pericolo del cambiamento climatico, e al necessario periodo di transizione dal fossile all’energia pulita, crea uno Stato di Emergenza e di eccezione dove l’eccezionalità diventa tecnica di governo e paradigma costitutivo dell’ordine giuridico. La crisi climatica non può essere risolta all’interno del sistema capitalistico; occorre un modello economico basato sul rispetto dell’ambiente e della collettività.

1) Cfr. Enrico Duranti, Cambiamento climatico Kyoto e Cop 21: lo stoccaggio di CO2, Paginauno n. 52/2017

2) Cfr. https://ambiente.regione.emilia-romagna.it/it/geologia/geologia/geologia-emilia-romagna/commissione-ichese

3) Cfr. Enrico Duranti, Sismicità indotta: un rischio concreto, Paginauno n. 53/2017

Il futuro ipotizzato dai rapporti scientifici, tra innalzamento delle temperature, impatti economici e sociali e costi di mitigazione: occorre uscire dalle fonti fossili ma vi ruotano intorno alti profitti

La Conferenza Onu sul Clima del 2018 (Cop 24), tenutasi in Polonia a Katowice dal 2 al 14 dicembre, è stata un fallimento, in sintonia con i precedenti vertici di Parigi, Copenaghen e Kyoto. Molte parole al vento ma pochi i risultati, nonostante i buoni propositi lanciati prima dell’inizio del vertice. L’unico risultato certo è il rulebook, le regole che gli Stati dovranno seguire per il cambiamento climatico, conseguenza diretta dell’Accordo di Parigi del 2016 (Cop 21). In pratica in due anni nessun Paese si era ancora dato delle regole, nonostante l’urgenza della lotta al cambiamento climatico, dimostrazione inequivocabile che le nazioni più ricche e inquinatrici cercano in tutti i modi di preservare i propri interessi economici.

Il rulebook è un complesso set di norme tecniche per stabilire come i Paesi dovranno misurare le loro emissioni, e dimostrare i progressi compiuti per la riduzione e il contenimento dei gas climalteranti. Gli Stati che non invieranno i report saranno sottoposti a un’apposita inchiesta, ma anche in questo caso non si è trovato pieno accordo e molti punti sono rimasti in sospeso e saranno oggetto dei futuri vertici. In particolare sarà rimandata alla discussione della Cop 25 del 2019 la questione del funzionamento del mercato delle quote di emissione di gas a effetto serra, e nel dettaglio le regole della rendicontazione per evitare di conteggiare due volte (per chi compra e per chi vende) la riduzione di gas climalteranti.

Proprio attorno al mercato delle quote di emissione si gioca una grande partita e si generano anche i prezzi dell’energia. I recenti aumenti delle bollette in Italia per luce e gas sono direttamente collegati a questo meccanismo. Da gennaio avremo il quarto aumento dei prezzi dell’energia, con le bollette del gas che cresceranno del 2,3% su base trimestrale; tra il mese di aprile 2018 e marzo 2019 gli italiani pagheranno il 10% in più per il gas. Questo perché l’aumento del prezzo del carbonio porta inevitabilmente all’aumento del prezzo delle fossili.

Lo spiega bene l’Arera, l’Autorità di regolazione per energia reti e ambiente, in una memoria del 3 ottobre 2018: “Oltre alle quotazioni internazionali, rileva, tra i fattori che negli ultimi mesi hanno assunto un importante ruolo di guida dei prezzi dell’energia elettrica e del gas in Italia e in Europa, la crescita significativa del prezzo dei permessi di emissioni di CO2, ossia del titolo che i produttori di energia elettrica devono acquistare per compensare la loro CO2 immessa nell’atmosfera. Le quotazioni della CO2 si sono portate nel mese di settembre a livelli record (picco di oltre di 25€/t), che non conoscevano da 10 anni.

Le ragioni di tale crescita – +29% negli ultimi tre mesi rispetto al trimestre precedente – sono correlate principalmente all’approvazione della Direttiva 2018/410/UE, che, definendo le regole del meccanismo EU ETS (European emission trading system) nel periodo 2021-2030 e regolando il funzionamento della cd. Market stability reserve, ha avviato un percorso di riequilibrio del mercato dopo anni di eccesso di offerta. Il prezzo della CO2 si sta, pertanto, avvicinando al costo di switching tra carbone e gas naturale nella generazione termoelettrica, essendo questo il benchmark del costo di abbattimento delle emissioni nel breve termine. I recenti aumenti del prezzo del gas naturale hanno, tuttavia, spinto al rialzo tale costo di sostituzione e favorito così l’aumento del prezzo della CO2”. In pratica, mentre aumenta il prezzo del gas e dell’elettricità, aumenta di conseguenza anche la CO2.

Il mercato della CO2 e le relative politiche sull’ETS hanno risentito in questi anni della crisi economica, a causa della quale il prezzo della CO2 è rimasto basso per eccesso di offerta. È utile ricordare che la politica del mercato del carbonio era proprio finalizzata a portare il prezzo della CO2 a un livello tale da permettere la convenienza delle fonti rinnovabili e del gas naturale come processo verso la decarbonizzazione. Con i prezzi troppo bassi, determinati dalla congiuntura economica, circa 5 dollari a tonnellata, questa sostituzione non c’è stata, tanto che molti Paesi hanno ormai rinunciato all’uscita dal carbone, come nel caso della Polonia, oppure parlano di carbone pulito, come nel caso degli USA di Trump.

L’Unione europea, con la direttiva 410 sopra citata, ha permesso l’aumento della CO2, che ora è attorno ai 30 dollari a tonnellata, ma non è ancora sufficiente per permettere la transizione energetica tanto attesa. Con queste politiche, i prezzi dell’energia si muovono in aumento, con tendenze inflazionistiche. A tutto ciò deve aggiungersi anche la previsione non certo rosea dell’attuale congiuntura economica, con il rischio di una nuova recessione e di conseguenza la possibilità di portare il mercato della CO2 a un ulteriore surplus di offerta. Va anche aggiunto il fallimento di una delle pratiche ritenute rinnovabili, cioè lo stoccaggio sotterraneo di CO2 CCS, come analizzato su queste pagine in un precedente articolo (1).

La Corte dei Conti europea, nell’estate 2018, ha pubblicato un documento dal titolo “Dimostrazione delle tecnologie di cattura e stoccaggio del carbonio e delle fonti rinnovabili innovative su scala commerciale nell’Ue: i progressi attesi non sono stati realizzati negli ultimi dieci anni”. Vi si dice apertamente del fallimento di tutte le sperimentazioni delle pratiche di storage CCS.

Nelle conclusioni, la Corte scrive: “Oltre ai fattori economici e di altra natura già citati, il continuo calo del prezzo di mercato delle emissioni di carbonio nell’ambito dell’EU ETS, verificatosi dal 2011, ha considerevolmente ostacolato i progetti di dimostrazione per la cattura e lo stoccaggio del carbonio nell’Ue. Ciò ha influito sulle già rischiose giustificazioni economiche dei progetti di dimostrazione CCS, sulla cui base la Commissione aveva assegnato le sovvenzioni EEPR nel 2009. I prezzi bassi hanno inoltre dato luogo a una disponibilità di sovvenzioni inferiore alle attese nel quadro del NER300, comportando ulteriori deficit di finanziamento”.

È ovvio che i progetti CCS che sono legati alla politica del ‘carbone pulito’ dipendono esclusivamente dal valore di mercato della CO2, con la possibilità di un loro rilancio appena i prezzi lo permetteranno. Non per nulla questa pratica continua a essere tenuta in considerazione nei vari vertici mondiali. Ma il tentativo di risolvere la crisi ecologica con il mercato della CO2 è evidentemente legato alle logiche instabili dello stesso mercato, ed è quindi un approccio che può portare a risultati pericolosi per l’ambiente.

Altro punto in discussione alla Cop 24 riguarda il Transparency Framework, meccanismo con il quale gli Stati rendono conto dei propri sforzi in termini di mitigazione, adattamento e finanza climatica: anche qui non è stato trovato un pieno accordo, ma un compromesso con cui vengono stabiliti criteri comuni, lasciando però margine di flessibilità per i Paesi in via di sviluppo.

Sulla questione dei finanziamenti climatici, tema tradizionalmente controverso alle Cop, c’è stata poca chiarezza: si è definito il processo per stabilire i nuovi target, precedentemente fissati nel 2015, per continuare l’impegno a mobilizzare 100 miliardi di dollari annui per supportare i Paesi in via di sviluppo, senza fissare indicazioni precise sul tipo di risorse finanziarie da adottare per il raggiungimento dei target.

Infine, c’è stato scontro e si è arrivati a un compromesso fortemente al ribasso anche in merito al rapporto scientifico dell’Ipcc (Tavolo intergovernativo sui cambiamenti climatici): Stati Uniti, Russia, Arabia saudita e Kuwait non lo hanno accettato, mettendone in discussione addirittura il contenuto scientifico; quindi non è diventato parte fondante dell’Accordo di Cop 24. Ed è proprio da questo rifiuto che esce un messaggio chiaro: alcuni Paesi (più legati alle fonti fossili) non riescono ad accettare l’appello della comunità scientifica rispetto all’urgenza di agire per la riduzione delle emissioni di gas serra e, di conseguenza, dell’utilizzo delle fonti fossili.

Cambiamento climatico: i rapporti scientifici

Il rapporto scientifico dell’Ipcc tracciava la strada per contenere le temperature al di sotto di 1,5°C, tra il 2030 e il 2052. Un aumento superiore sarebbe disastroso, secondo quanto scritto, con effetti dirompenti su ampie zone del pianeta attraverso episodi meteorologici violenti (caldo estremo, siccità, forti piogge). L’innalzamento dei livelli dei mari avrebbe conseguenze negative su 10 milioni di persone. La biodiversità verrebbe compromessa: si stima che con l’aumento di 2°C il 18% degli insetti, il 16% delle piante, l’8% dei vertebrati perderanno metà della loro estensione geografica. Le conseguenze si produrranno anche sull’agricoltura, con desertificazione, problemi ai raccolti e carenza di acqua.

Tra il 2014 e il 2016 in Italia è stata elaborata la Strategia nazionale di adattamento climatico (Snacc), ai sensi dell’adozione di una Strategia europea di adattamento decisa dal Consiglio europeo il 13 giugno 2013. Una strategia importante per capire i possibili effetti del clima sul territorio italiano. È bene ricordare che la zona del Mediterraneo sarà tra quelle maggiormente colpite dalla crisi ecologica, co-me evidenziato da vari rapporti scientifici dell’Ipcc. L’intero territorio nazionale, ma in particolar modo il meridione, in base alle prospettive, potrebbe vedere fortemente modificata la situazione presente, con relativi sconvolgimenti di carattere economico, ambientale e sociale. In particolare, secondo il rapporto Snacc, quello che ci si può attendere:

• possibile peggioramento delle condizioni già esistenti di forte pressione sulle risorse idriche, con conseguente riduzione della qualità e della disponibilità di acqua, soprattutto in estate nelle regioni meridionali e nelle piccole isole dove il rapporto tra acquiferi alluvionali e aree montane è basso;
• possibili alterazioni del regime idro-geologico che potrebbero aumentare il rischio di frane, flussi di fango e detriti, crolli di roccia e alluvioni lampo. Le zone maggiormente esposte al rischio idro-geologico comprendono la valle del fiume Po (con un aumento del rischio di alluvione) e le aree alpine e appenniniche (con il rischio di alluvioni lampo);
• possibile degrado del suolo e rischio più elevato di erosione e desertificazione del terreno, con una parte significativa dell’Italia meridionale classificata a rischio di desertificazione e diverse regioni del Nord e del Centro che mostrano condizioni preoccupanti;
• maggior rischio di incendi boschivi e siccità per le foreste italiane, con la zona alpina e le regioni insulari (Sicilia e Sardegna) che mostrano le maggiori criticità;
• maggior rischio di perdita di biodiversità e di e-cosistemi naturali, soprattutto nelle zone alpine e negli ecosistemi montani;
• maggior rischio di inondazione ed erosione delle zone costiere, a causa di una maggiore incidenza di eventi meteorologici estremi e dell’innalzamento del livello del mare (anche in associazione al fenomeno della subsidenza, di origine sia naturale sia antropica);
• potenziale riduzione della produttività agricola soprattutto per le colture di frumento, ma anche di frutta e verdura; la coltivazione di ulivo, agrumi, vite e grano duro potrebbe diventare possibile nel Nord dell’Italia, mentre nel Sud e nel Centro la coltivazione del mais potrebbe peggiorare e risentire ancor più della disponibilità di acqua irrigua;
• possibili ripercussioni sulla salute umana, specialmente per i gruppi più vulnerabili della popolazione, per via di un possibile aumento di malattie e mortalità legate al caldo, di malattie cardio-respiratorie da inquinamento atmosferico, di infortuni, decessi e malattie causati da inondazioni e incendi, di disturbi allergici e cambiamenti nella comparsa e diffusione di malattie di origine infettiva, idrica e alimentare;
• potenziali danni per l’economia italiana nel suo complesso, dovuti principalmente alla possibilità di un ridotto potenziale di produzione di energia idroelettrica, a un’offerta turistica invernale ridotta (o più costosa) e una minore attrattività turistica della stagione estiva, a un calo della produttività nel settore dell’agricoltura e della pesca, a effetti sulle infrastrutture urbane e rurali con possibili interruzioni o inaccessibilità della rete di trasporto con danni agli insediamenti umani e alle attività socio-economiche.

Quello che ci si può aspettare di fatto non è immaginabile, anche se i primi effetti cominciano a farsi sentire. La perturbazione del novembre 2018 ha provocato più di 35 morti in Italia, con milioni di euro di danni; nel Veneto ha raso al suolo 4 milioni di alberi nei boschi delle montagne bellunesi. Nel mese di gennaio 2019 è nevicato al Sud mentre la Coldiretti del Nord si lamenta che, dall’inizio dell’inverno, per oltre un mese non è piovuto, con forte riduzione delle riserve idriche per l’agricoltura. Il 2018 è stato considerato dagli esperti l’anno più caldo da oltre due secoli.

Il Centro nazionale delle ricerche (Cnr), ente nazionale scientifico, ha dichiarato che “tra i 30 anni più caldi dal 1800 a oggi, 25 sono successivi al 1990”. Con una a-nomalia di +1,58°C sopra la media del periodo di riferimento (1971-2000), il 2018 italiano ha superato anche il precedente record del 2015 (+1,44°C sopra la media). “A parte i mesi di febbraio (con un’anomalia negativa) e marzo (in media rispetto al trentennio di riferimento), tutti gli altri dieci mesi del 2018 hanno fatto registrare anomalie positive e nove di essi di oltre 1°C rispetto alla media. Particolarmente eccezionali sono stati i mesi di gennaio (il secondo gennaio più caldo dal 1800 a oggi con una anomalia di +2,37°C rispetto alla media) e aprile (il più caldo di sempre, con un’anomalia di +3,50°C rispetto alla media)”.

Stando ai medici ambientalisti dell’Isde, International society of doctors for the environment, i cambiamenti climatici provocano malattie cardiovascolari e respiratorie dovute a ondate di calore o temperature estremamente basse, avvelenamenti a seguito di eventi meteorologici estremi, malattie infettive da contaminazione microbica successiva a eventi alluvionali, patologie psichiatriche. Uno studio del Massachusetts Institute of technology pubblicato su Pnas a ottobre scorso ha seguito l’andamento psicologico e psichiatrico di oltre 2 milioni di cittadini statunitensi per 10 anni, mettendolo in relazione con i dati meteorologici sulle oscillazioni del clima nelle aree in cui vivevano, e ha rilevato un aumento del 2% delle malattie psichiche dovute al cambiamento climatico.

È la stessa Snacc a rilevarlo: “Nonostante la diminuzione della mortalità per ondate di calore rispetto all’estate del 2003 – quale effetto positivo del complesso delle politiche applicate dal Ministero della Salute – rimane comunque alta l’attenzione per l’insorgenza di patologie psichiche e fisiche associate alle alte temperature, causa di un aumento degli accessi al Pronto Soccorso nelle stagioni calde specie per soggetti suscettibili, anziani e bambini”. È ovvio che tutto questo peserà sullo stato sociale, nonostante i continui tagli e le privatizzazioni.

Le ondate di calore avranno effetti anche sulle infrastrutture: pensiamo alla dilatazione di certi materiali, quali binari o asfalti, con costi di manutenzione e aumento dei rischi. Gli eventi meteorologici estremi, come temporali violenti, fulmini concentrati, inondazioni, esondazioni di fiumi, trombe d’aria, renderanno sempre più vulnerabili le aziende a rischio di incidente rilevante, con l’aumento delle probabilità di incidenti tossici e pericolosi, oltre al rischio per le popolazioni e le abitazioni civili. La pesca italiana potrebbe avere un serio problema, con la migrazione di pesci e l’arrivo di specie allogene e nocive.

Anche il turismo risentirà del cambiamento climatico, tanto che per gli impianti sciistici della Val d’Aosta si parla già di crisi per mancanza di neve; sempre più impianti saranno costretti a ricorrere alla neve artificiale, che ha forte impatto ambientale. La desertificazione, la perdita di biodiversità, le crisi idriche avranno impatti devastanti sull’agricoltura; basti pensare che, in base al Piano Nazionale di adattamento ai Cambiamenti Climatici (Pnacc) del 2017, è previsto che i raccolti di mais e grano tenero perderanno il 30% di resa. Anche il settore enologico, fiore all’occhiello dell’Italia, ha sottolineato il rischio dovuto ai cambiamenti climatici: le coltivazioni di viti e ulivi tenderanno sempre più verso l’alta quota, con un ridimensionamento quantitativo e qualitativo del prodotto, come già riconosciuto da studi scientifici del settore. Per non parlare delle ondate migratorie, milioni di persone in movimento sia fuori che dentro l’Europa, con i conseguenti problemi di carattere sociale ed economico.

Cambiamento climatico: i costi

L’Ipcc ipotizza diversi scenari e strategie di mitigazione, che hanno ovviamente dei costi. Con l’innalzamento della temperatura di 1,5 °C stima un costo medio di investimenti nel sistema energetico di 2-400 miliardi di dollari tra il 2016 e il 2035, cifra che corrisponde al 2,5% del Pil mondiale. Tra i costi vi sono le misure previste per scongiurare l’innalzamento delle temperature e quelle per l’adattamento al cambiamento climatico. Lo spiega bene Carlo Carraro, vicepresidente del Working Group III dell’Ipcc, in un’intervista rilasciata a ENEA Web TV, il portale dell’Agenzia per le nuove tecnologie, l’energia e lo sviluppo sostenibile, ripresa anche dal Centro Euro-Mediterraneo sui cambiamenti climatici.

“I costi del cambiamento climatico” sostiene Carraro “so-no difficili da stimare perché si tratta di un fenomeno di lungo periodo, non stiamo parlando di eventi che avranno un grande rilievo nel brevissimo termine, cioè nei prossimi dieci/vent’anni, ma di eventi che solo dopo il 2050 si manifesteranno in modo particolarmente intenso, e inoltre sono costi estremamente variabili nelle varie regioni del globo per cui è difficile parlare di un costo medio del cambiamento climatico. Ad esempio, nel Rapporto Stern pubblicato nel 2006 si stimava un costo del cambiamento climatico, in assenza di misure di intervento, pari a circa il 5-15% del Pil mondiale, ma questa è una misura aggregata che non dice molto, perché il cambiamento climatico avrà degli effetti probabilmente positivi in alcune regioni del mondo. Possiamo pensare alla Russia e, nel suo complesso, il Canada, che avranno dei benefici.

“Avranno degli effetti minimi o probabilmente neutri nei Paesi più sviluppati, nelle zone più temperate e sviluppate e avranno degli effetti catastrofici nei Paesi in via di sviluppo. Effetti catastrofici che poi si ripercuoteranno attraverso i mercati finanziari, attraverso il commercio internazionale anche negli altri Paesi. Quindi è una stima estremamente variabile. Il dato medio potrebbe essere, come detto, tra il 5 e il 10 o il 5 e il 15% nel caso peggiore tenendo conto degli impatti oltre il 2100; in questo secolo probabilmente l’impatto non andrà in media oltre il 2-3%, ma la variabilità e quindi le conseguenze disastrose nelle zone più vulnerabili del mondo, va tenuta in grande considerazione”.

Rispetto alla situazione italiana Carraro evidenzia che “l’Italia è una zona di confine e quindi avremo le regioni del Nord che saranno sostanzialmente risparmiate, anche perché hanno grandi capacità di adattamento, e le regioni del Sud che sono molto più vulnerabili perché sono al confine della regione climatica che subirà le variazioni più rilevanti e lì invece i danni potranno essere più consistenti. Le misure di mitigazione, vale a dire di riduzione delle emissione dei gas a effetto serra e le misure di adattamento, cioè l’adattamento dei sistemi economici a quello che rimane in termini di cambiamento climatico dopo aver mitigato, hanno dei costi che invece so-no più facilmente stimabili, anche perché sono costi di breve termine”.

In merito ai costi di mitigazione, sempre Carraro sostiene che “sono misure che dobbiamo prendere oggi o nei prossimi dieci/vent’anni, quindi più facilmente quantificabili. Qui c’è abbastanza consenso perché la gran parte degli studi, centinai di studi ormai a livello mondiale stimano, ancora una volta come media globale, un costo che va tra 1 e il 2% del Pil mondiale in questo secolo, costi più elevati mano mano che andiamo in là nel tempo. Allora se confronto questo numero con il valore dei costi del cambiamento climatico pensati prima, tra 1 e il 2% di costo di mitigazione e tra il 5 e 10% di costo del cambiamento climatico, mi accorgo che il costo per la mitigazione è sicuramente conveniente, cioè costa molto meno introdurre delle misure di mitigazione piuttosto che subire il cambiamento climatico. […]

“C’è da dire però che la mitigazione alla quale stiamo pensando non elimina completamente il cambiamento climatico. C’è un cambiamento climatico inevitabile che ci porterà comunque ad avere un incremento della temperatura di circa 2°C rispetto ai valori preindustriali e questo avrà degli impatti negativi. Quindi tenendo conto di questo costo, che è quello dell’adattamento, il costo complessivo potrebbe aggirarsi attorno al 3%. Comunque, in base alle stime che conosciamo oggi, è inferiore al costo del danno che il cambiamento climatico può infliggere soprattutto alle regioni più vulnerabili”.

Sempre Carraro, in uno studio a cura dell’Apat (Agenzia per la protezione dell’ambiente e per i servizi tecnici) in collaborazione con Jacopo Crimi e Alessandra Sgobbi della Fondazione Eni Enrico Mattei e del Centro Euro-Mediterraneo sui cambiamenti climatici, stila una dettagliata analisi della valutazione economica degli impatti del cambiamento. Questo documento, seppur un po’ datato (2008), dal titolo “La valutazione economica degli impatti dei cambiamenti climatici in Italia e delle relative misure di adattamento”, resta forse uno dei pochi studi sui reali impatti fatto da scienziati.

Vi si stima: “Per l’Italia, il modello utilizzato in questa analisi calcola che il cambiamento climatico condurrebbe a una perdita annua di Prodotto interno lordo compresa tra lo 0,12% e lo 0,16%, se la temperatura salisse di 0,93°C nel periodo 2001-2050, e tra lo 0,16% e lo 0,20% se la variazione di temperatura fosse di +1,2°C da qui al 2050. Poiché gli impatti dei cambiamenti climatici si avvertiranno soprattutto nella seconda metà del secolo, il danno espresso in termini di perdita di Pil raggiungerà nel 2100 un range tra 0,9% e l’1,14% del Pil (sempre del 2100 a prezzi correnti) nel primo scenario e tra 1,02% e 1,28% del Pil nel secondo scenario.

“Nel 2050 si registrerebbe quindi una perdita di benessere equivalente alla riduzione di reddito nazionale di circa 20-30.000 milioni di euro a prezzi correnti. Si tratta di una cifra rilevante, pari a un’importante manovra finanziaria. Il valore sarebbe sei volte più grande nel 2100. […] È infine interessante disaggregare queste stime, per identificare i settori italiani più colpiti dal cambiamento climatico. In uno scenario di innalzamento della temperatura di 0,93°C nel 2050 rispetto al 2001, i settori che registrano una maggiore riduzione nella quantità fisica prodotta sono quelli dei servizi – da (-)0,71% a (-)0,87% – e alcuni settori dell’energia – petrolio (-)1,88%, gas (-)3,72%. Questi ultimi riflettono un calo nella domanda mondiale di gas e petrolio, dovuto principalmente alle minori necessità di riscaldamento invernale, mentre aumenta la domanda e la produzione di energia elettrica (+1,8%), anche per il maggior utilizzo di condizionatori. In uno scenario in cui al cambiamento climatico si affianchi anche un aumento dei fenomeni di desertificazione, sarebbe ovviamente il settore agricolo a registrare un forte calo di produzione, soprattutto per quel che riguarda la produzione di grano – (-)1,45% – ma anche di frutta e verdura.

“Va infine sottolineato che la stima del danno macroeconomico qui proposta non considera i costi ‘non di mercato’, ovvero che influenzano realtà non soggette a scambio e quindi che non hanno un prezzo (ad esempio, la biodiversità o il patrimonio artistico e architettonico). Né siamo pervenuti a una stima degli impatti sulle famiglie distinta per fasce di reddito. Infatti, anche rispetto a questa dimensione, gli effetti dei cambiamenti climatici in Italia saranno essenzialmente distributivi con fasce della popolazione e del sistema economico che subiranno danni importanti e altre che non saranno probabilmente toccate o potranno più facilmente adattarsi”.

Lo studio di Carraro viene ripreso anche dalla Strategia nazionale di adattamento ai Cambiamenti Climatici 2015 (Snacc), documento predisposto dal Ministero dell’Ambiente: “Esistono pochi studi che tentano un’analisi complessiva degli impatti sul Pil italiano dei cambiamenti climatici” si legge nello Snacc, “Carraro si riferisce ancora alle ricerche condotte nell’ambito della Conferenza Nazionale sul Clima del 2007. La ricerca, che si basa sulla modellistica CGE11, dimostra che anche in uno scenario di minimo aumento della temperatura, circa 0,93°C rispetto al 2001, la perdita indotta dai cambiamenti climatici potrebbe essere compresa tra lo 0,12% e lo 0,16% del Pil nel 2050.

“Usando ad esempio il Pil dell’Italia nel 2009 come rifermento, ciò ammonterebbe a circa 2,5 miliardi di euro di mancata produzione di beni e servizi. La perdita economica potrebbe arrivare fi-no allo 0,2% del Pil se la variazione di temperatura fosse di +1,2 °C. Gli impatti aumentano in modo e-sponenziale nella seconda metà del secolo, con una riduzione del Pil nel 2100 sei volte più grande che nel 2050. Questi dati, sostanzialmente confermati dall’unico altro studio disponibile (McCallum et al., 2013), devono essere interpretati con cautela. L’approccio valutativo utilizzato considera solo marginalmente gli eventi estremi e non cattura né gli eventi catastrofici né le dimensioni più sociali degli impatti (quelle ad esempio legate al deterioramento della salute, all’incremento di mortalità, a e-ventuali spostamenti forzati delle popolazioni dalle zone colpite dal dissesto idrogeologico, etc.).

“Si basa poi sul Pil come indicatore economico di impatto. Questo, tra le sue molte limitazioni come indicatore di benessere, annovera anche quelle di non rilevare le perdite di stock, come ad esempio quelle relative ai valori fondiari, e quella di non rappresentare adeguatamente la dimensione ambientale ed ecologica. Lo stesso studio Carraro et al. (2008) ad esempio evidenzia co-me, se il danno, anziché in termini di Pil, venisse misurato in termini di conseguenze sulle possibilità di consumo delle famiglie, la perdita sarebbe molto più considerevole, nell’ordine di 20-30 miliardi di euro. I numeri evidenziati vanno quindi considerati co-me stime altamente per difetto dei danni potenziali”.

Sempre lo Snacc evidenzia: “Riguardo le valutazioni di danni diretti per settore, e tentando comunque di riassumere la grande eterogeneità di risultati, sembrerebbe che le perdite economiche più rilevanti da impatti climatici si materializzino nel settore turistico (17 e 52 miliardi di euro di perdita diretta nel 2050 per scenari climatici di +2°C e +4°C rispetto al 2000 rispettivamente). Anche questo dato necessita però di corretta interpretazione. L’alto ammontare dei costi diretti, e sul Pil complessivo, è infatti determinato dall’elevata importanza che questo settore ha nella produzione di valore aggiunto nel nostro Paese.

“Dipende inoltre da elementi altamente aleatori e di difficile determinazione come il comportamento futuro del turista tipo. Danni diretti elevati vengono evidenziati inoltre nel settore agricolo (fino a 13 e 30 miliardi di euro nel 2050 per un aumento di temperatura di 2°C e 4°C rispetto al 2000 rispettivamente) seguiti, ma a distanza, da quelli relativi ai fenomeni di dissesto idrogeologico (circa 550 milioni di euro annui nel 2050 associati per la precisione a fenomeni alluvionali derivanti dalla sola forzante climatica per uno scenario di aumento di circa 1°C rispetto al 2000). Anche quest’ultimo dato va interpretato con cautela.

“Da un lato infatti risulta molto difficile attribuire correttamente le componenti di costo al danno diretto o alle spese di adattamento; dall’altro individuare la componente di costo dovuta alla sola forzante climatica, è molto complesso. Inoltre, come più volte evidenziato nei vari studi presi in considerazione, aspetti come interruzione di servizi essenziali, costi di trasferimento delle popolazioni colpite e ovviamente impatti sulla salute hanno componenti non monetarie e sociali di difficile determinazione”.

C’è inoltre da considerare che queste stime dovrebbero essere riviste al rialzo, poiché l’ultimo rapporto IPCC discusso alla Cop 24 afferma che l’aumento delle temperature potrebbe superare 1,5°C.

È molto facile che i costi di mitigazione e di adattamento avranno un forte impatto sui bilanci pubblici e sulle fasce più deboli della popolazione. Direttamente o indirettamente, saranno i più poveri a pagare gli effetti della crisi ecologica. Pensiamo anche solo alla politica di aumento dei prezzi di carburante che ha scatenato il movimento dei Gilet Gialli in Francia, oppure al dibattito nostrano attorno all’ecotassa per le macchine inquinanti – non verranno colpite unicamente le auto di grossa cilindrata ma anche molte utilitarie medie – e all’ecobonus – che verrà concesso solo per macchine di un certo valore, intorno ai 30 mila euro. Ma questo varrà anche con le nuove norme di circolazione che colpiranno i veicoli di categoria da Euro 0 a Euro 4, ossia immatricolati fino al 2008, di certo in mano a chi non si può economicamente permettere di cambiare spesso l’auto.

E proprio mentre si discuteva a Katowice usciva un altro rapporto tecnico, il Global Carbon Project, che mette in evidenza come le emissioni di gas serra provenienti da combustibili fossili e industria siano tornate a crescere dal 2017, con la prospettiva di un ulteriore aumento nel 2018 del 2,7%, portando a 37,1 Gt (gigatone) di CO2 emessa a livello mondiale; un aumento sostanzioso, visto che il trend di crescita dal 2010 al 2017 è stato in media di 1% ogni anno (vedi Figura 1). In cima alla lista la Cina con 10,3 Gt (un aumento del 4,7% delle proprie emissioni), poi Stati Uniti con 5,4 Gt, Unione europea con 3,5 Gt, India con 2,6 Gt (vedi figura 2). Dati che ci fanno capire la disparità di emissione tra gli Stati: nel 2017 la Cina è stata responsabile del 27% delle emissioni totali, mentre gli Usa del 15%.

Quel che non si fa, invece, è affrontare la questione dei trasporti, fondamentale perché è un settore tra i primi responsabili dell’effetto serra e per altri inquinanti come il particolato, oltre a essere in cima alla lista anche per consumi energetici. Serve l’ammodernamento dei servizi pubblici per favorire qualitativamente e quantitativamente il pendolarismo e il disincentivo all’utilizzo dei mezzi su gomma, e lo stesso discorso vale per il trasporto merci, che sarebbe da passare su binario, ma non facendo grandi opere come Tav e Terzo Valico, perché le priorità sono ben altre.

Per scongiurare l’aumento oltre 1,5°C, il report uscito dalla Cop24 indica anche misure drastiche, come la riduzione entro il 2030 del 45% di emissioni di anidride carbonica rispetto ai livelli del 2010, e propone di raggiungere la neutralità carbonica entro il 2050. Vorrebbe dire un cambio totale di politica economica ed energetica a livello mondiale, con un forte ridimensionamento delle fonti fossili, non solo carbone ma anche petrolio e gas naturale. Ecco perché si è avuta l’opposizione dei principali Paesi legati alle fonti fossili.

A livello pro capite possiamo invece notare altri dati: negli Usa si producono in media 16,2 tonnellate di CO2 per persona, mentre nella Ue e in Cina 7 tonnellate, di fronte a una media mondiale di 4,8 tonnellate; in India, nonostante sia il quarto Paese per emissione, il livello pro capite è solo di 1,8 tonnellate, indice dell’estrema povertà del popolo indiano.

Nonostante gli impegni presi in questi anni dai vari vertici mondiali, la situazione non sembra quindi per nulla migliorare. I vertici sul clima sono belle passerelle che dimostrano la totale incapacità del capitalismo di risolvere il problema del cambiamento climatico. Se ne parla dal 1992 eppure non si trovano soluzioni se non marginali e di certo non incisive, perché i profitti attorno alle fonti fossili sono alti, mentre le rinnovabili registrano oggi l’impossibilità di produrre la stessa quantità di energia a parità di utili. Quindi nessun vertice mondiale riuscirà nel breve tempo a imporre uno stop al fossile. Proprio per questo le potenze mondiali e le principali corporation cercano soluzioni fantasiose intorno al concetto di ‘carbone pulito’ e di Carbon capture storage, cattura e stoccaggio sotterraneo di anidride carbonica, di fatto una creazione di discariche sotterranee di gas climalteranti.

Il problema del cambiamento climatico non troverà soluzione finché non verrà messo in discussione il modello di sviluppo economico capitalistico, basato sulla sovrapproduzione delle merci e l’irrazionalità.

1) Cfr. Enrico Duranti, Cambiamento climatico Kyoto e Cop 21: lo stoccaggio di CO2, Paginauno n. 52/2017

La strategia del governo non abbandona il fossile e avanza proposte di rinnovabili ad alto impatto ambientale

Trivelle trivelle!!! “Ripeto fino alla noia che c’è una bufala. Non c’è nessun referendum sulle trivelle o per le rinnovabili. Non c’è una sola trivella in discussione: solo la scelta se continuare a estrarre petrolio e gas fino all’esaurimento del giacimento, senza sprecare ciò che già stiamo utilizzando, o fermarsi a metà alla scadenza della concessione”. Così si esprimeva l’ex premier Matteo Renzi. E ancora: “Io spero che questo referendum fallisca perché potrebbe bloccare 11.000 posti di lavoro”; “Sto cercando di sbloccare un Paese per anni fermo. Per me è una medaglia al petto, anzi è il minimo che posso fare”.

A sostegno del NO al referendum del 17 aprile 2016 sottolineava il contributo delle estrazioni al soddisfacimento del fabbisogno nazionale – “Dall’unità d’Italia abbiamo estratto circa 200 milioni di tonnellate di petrolio e 767 miliardi di metri cubi di metano. Tutto questo non ci serve a essere indipendenti energeticamente ma ci aiuta ad avere una parte delle riserve” – e auspicava che sul quesito referendario ci fosse “la massima informazione”: “Sapete qual è il quesito? Non ‘volete vivere in mondo meraviglioso con pale eoliche su cui noi siamo leader’ o ‘con il petrolio che vi esce dalle orecchie’, non è questo: il referendum è ‘volete che quando scadranno le concessioni vengano fermati i giacimenti in attività anche se lì c’è ancora gas e petrolio?’. Noi pensiamo che finché ce n’è in sicurezza si debba tirare fuori quel che c’è, poi si smonteranno le infrastrutture”.

E contemporaneamente il comitato per il NO dal suggestivo nome “Ottimisti e razionali”, con a capo l’ex legambiente Chicco Testa, calcava le stesse orme del presidente del Consiglio spiegando che votare SÌ era sbagliato e strumentale, perché con la vittoria del referendum le aziende sarebbero state costrette a licenziare in un settore ricco di professionalità e tecnologia, insistendo sull’importanza del contributo delle estrazioni nazionali per il fabbisogno energetico nazionale. Eppure, nonostante la sconfitta del referendum per il mancato raggiungimento del quorum, la Strategia Energetica Nazionale (SEN) di Calenda-Galletti lanciata a giugno di quest’anno non spende una riga propositiva rispetto alle nuove estrazioni. Ma come?

Non erano così fondamentali e indispensabili? Possibile che in un anno si siano già esaurite tutte le riserve? Avevano forse ragione i No Triv a sostenere che si trattava solamente di falsità e speculazioni? La SEN a tal proposito è molto chiara: “La produzione nazionale di gas nel 2016, nonostante le riserve ancora disponibili, è calata a circa 5,8 miliardi di metri cubi anno (-14,6% sul 2015), coprendo circa l’8% dei consumi”. “L’obiettivo che si propone nella SEN 2017 è di stabilire un percorso per arrivare a un sistema gas complessivamente più sicuro, competitivo, flessibile (anche per rispondere alle crescenti esigenze di back-up e flessibilità richieste dal crescente peso delle fonti rinnovabili non programmabili sulla produzione di energia elettrica) e resiliente (per fare fronte alla prevista diminuzione della produzione nazionale unita alla crescente esigenza di fronteggiare i rischi geopolitici connessi all’elevata dipendenza dagli approvvigionamenti di gas dall’estero)”.

E ancora: “La produzione nazionale, stabilmente in declino è stata considerata price-taker, in quanto non varia in funzione delle condizioni di mercato, ma è legata alle curve di produzione dei giacimenti”, che significa che non ha minimamente la possibilità di influire sul prezzo del gas. È già forse finita la bolla speculativa? Oppure la vittoria dei comitati che sono riusciti a far introdurre nello Sblocca Italia il divieto di fare il famigerato frackingfratturazione idraulica, ha bloccato le reali ambizioni delle lobby petrolifere? E nonostante le bufale sul fabbisogno energetico e la necessità degli investimenti in infrastrutture inutili e pericolose, la nuova SEN comincia a parlare anche di “Povertà energetica”.

La “Povertà energetica”

Negli ultimi quindici anni l’incidenza dei consumi delle famiglie sul totale della spesa energetica è aumentata (fino al 2013 di quasi un punto percentuale). Tale incremento è risultato maggiore per le famiglie meno abbienti, a causa della relativa incomprimibilità dei consumi energetici. La bassa elasticità della domanda, unita alla difficoltà di effettuare i necessari investimenti per migliorare l’efficienza energetica delle proprie abitazioni, suggerisce l’emergenza di un fenomeno, noto anche come Povertà energetica (PE), oggetto di forti attenzioni da parte della Commissione europea. Per farvi fronte si è istituito un bonus elettrico e gas sotto forma di sconto in bolletta, che nel 2015 copriva in media due mensilità di spese energetiche, per un totale complessivo erogato ai beneficiari pari a 78,6 milioni per il bonus elettrico e 63 milioni per il bonus gas, entrambi coperti dagli oneri generali di sistema.

L’Aeegsi (Autorità per l’energia elettrica il gas e il sistema idrico) ha segnalato come solo un terzo circa delle famiglie potenzialmente beneficiarie abbia richiesto i bonus, a fronte di una platea stimata, sulla base della soglia ISEE in vigore al 2014, in circa 3,9 milioni di famiglie. Alcuni studi hanno criticato la regola dell’accesso al bonus, sia per la soglia ISEE, sia per il prerequisito di connessione alla rete: molte famiglie infatti usano metodi alternativi al metano per il riscaldamento, e quindi non vengono neppure considerate nel provvedimento.

In base al metodo britannico di monitoraggio della PE con l’approccio “Low Income – High Costs75”, risulta che nel periodo 2004-2015 la percentuale di famiglie italiane in stato di PE era circa l’8% del totale (2,1 milioni di famiglie), con un’incidenza nel Mezzogiorno pari al 14%. Questa quota di povertà energetica deve seriamente far riflettere e tentare di dare altre alternative per farvi fronte. Ma per il governo e la SEN le famiglie in condizioni di PE potrebbero trarre beneficio da un intervento di efficientamento energetico delle loro abitazioni che, oltre a migliorare il riscaldamento/raffrescamento dell’alloggio, con conseguente diminuzione dei rischi per la salute, ridurrebbe il costo della bolletta energetica, permettendo così di rientrare dall’investimento fatto.

Però la stessa SEN, senza mezzi giri di parole, evidenzia come le famiglie in povertà energetica non possano investire, per mancanza di risorse e possibilità a indebitarsi, e nulla viene detto su come risolvere questo problema, se non un timido: “A tale riguardo, la cessione del credito, unita a una garanzia pubblica, potrebbe favorire l’accesso delle famiglie in PE allo strumento eco bonus”.

Il problema della PE è urgente ma come sempre la classe dominante non trova soluzioni per le classi meno abbienti. Una realtà evidenziata anche dalla storica sentenza 39884 del 4 settembre scorso della Cassazione, che ha condannato una donna del leccese per essersi allacciata abusivamente alla rete. Per la Suprema Corte l’energia elettrica non è un bene di prima necessità, non è indispensabile alla vita, ne derivano agi e opportunità ma la sua mancanza non mette a rischio l’esistenza. E proprio a partire da questa sentenza occorre fare un serio ragionamento.

Per i vari governi, la privatizzazione e la liberalizzazione dell’energia sono state fondamentali. Le diverse strategie energetiche continuano a creare business per le imprese private e non viene mai affrontato il concetto di energia come bene comune. Anzi, proprio nella SEN possiamo leggere: “Il protagonista centrale della liberalizzazione deve essere il consumatore, che rimane il vero pilastro della riforma”. Quindi chi non consuma non ha diritto all’energia, perché il punto è essere ‘consumatori’ e non ‘cittadini’. Una strategia che affonda di fronte alla vera situazione del Paese, fumosa, con poche reali proposte e concentrata a favorire la speculazione delle grandi compagnie energetiche.

La SEN

La strategia si divide in alcuni capisaldi: il mercato elettrico e il tema delle rinnovabili, il mercato del gas, l’efficienza energetica, la questione della raffinazione e dei prodotti petroliferi.
Quasi superfluo ricordare che il nostro Paese è un importatore di energia e che necessariamente risente delle ricadute geopolitiche a livello mondiale, principalmente nel settore petrolifero e del metano. È la stessa SEN a enfatizzare il problema geopolitico.

La dipendenza del greggio dall’import è del 94%, soprattutto dal Medioriente da cui importiamo il 38% del totale. La produzione della Basilicata incide solamente per il 6,2%. Ma se il mercato del petrolio non vede gravi rischi di sicurezza, quello del gas pone serie preoccupazioni per il governo. Anche se l’obiettivo che si propone la SEN 2017 è stabilire un percorso per arrivare a un sistema gas complessivamente più sicuro, competitivo, flessibile e resiliente, il contesto denota una forte sofferenza e una certa mancanza di chiarezza rispetto a molte incognite.

Sono diversi i fattori che incidono sulla sicurezza e sulla prospettiva del mercato del metano. Nel 2019 termineranno i contratti di fornitura gas con l’Algeria e si dovrà puntare a una rinegoziazione; sempre nel 2019 scadranno i contratti di transito del gas algerino attraverso il gasdotto TTPC in Tunisia; la situazione in Libia poi è totalmente fuori controllo, e ciò mina l’importazione di gas sia per la produzione che per il trasporto. Sempre nel 2019 scadranno i contratti di transito di gas russo attraverso l’Ucraina, e Gazprom ha già dichiarato di non voler rinnovare gli accordi con la controparte ucraina ma di voler portare avanti i progetti per aggirare quella rotta, attraverso il Nord Stream2 e il Turkstream.

Proprio con la realizzazione del Nord Stream l’Italia rischierebbe di doversi approvvigionare per tutto il gas russo via Germania; un mutamento delle rotte europee che oltre a ridimensionare enormemente il progetto di fare dell’Italia l’hub del gas del Mediterraneo, con rischi concreti per gli investimenti miliardari fatti negli ultimi anni, potrebbe comportare anche costi addizionali per il prezzo all’ingrosso in Italia. Di fatto il Nord Stream renderebbe la Germania un hub centroeuropeo e lì si formerebbero i prezzi, rendendo strutturale lo spread tra il sistema italiano e il nord Europa, dato che il costo all’ingrosso al PSV (Punto di scambio virtuale) diverrebbe pari a quello tedesco più i costi addizionali di trasporto, aumentando il divario di competitività per le imprese italiane. A questo si aggiunge un altro fattore di incertezza, il calo della produzione nei Paesi produttori europei come Olanda e Regno Unito.

Per far fronte a queste situazioni, la SEN propone le sue ricette. Innanzitutto chiede l’apertura del Corridoio Sud, operativo dal 2020, con il Tap e con l’arrivo del gas azero per 8,8 miliardi di metri cubi. A questo deve essere aggiunta la scoperta del giacimento Zohr in Egitto da parte dell’Eni e che entrerà in produzione nel corso di quest’anno, aumentando la possibilità di esportazione tramite Gnl (Gas naturale liquefatto) e quindi tramite navi metaniere. Inoltre lo sviluppo dei giacimenti nel Mediterraneo orientale (Israele, Libano, Cipro) potrebbe portare a infrastrutture comuni di trasporto con quelle del giacimento Zohr. Oltre ai due terminali di rigassificazione di Damietta e Idku, viene proposto il progetto East Med, con gasdotto off shore da Creta alle coste italiane. Un progetto ritenuto fattibile anche dalla Commissione europea in quanto utile alla diversificazioni delle fonti e delle rotte di approvvigionamento, e oggetto di discussione nel G7 tra Italia e Israele.

Per concludere si punta all’avvio dello sviluppo del Turkstream, che assieme al ITGI-Poseidon (gasdotto da Grecia a Italia) bilancerebbe il raddoppio del russo-tedesco Nord Stream, supportando lo sviluppo dell’hub italiano. Ma tutte queste possibilità restano per ora sulla carta (figura 1).

Resta dunque ferma l’idea di fare dell’Italia un grande hub del gas nel Mediterraneo, e con tale obiettivo è stato avviato un percorso di incremento della capacità di trasporto della rete gas nazionale, che comprende la possibilità dell’inversione dei flussi fisici dal sud verso il nord del Paese, con un investimento di oltre 700 milioni di euro, in gran parte già effettuato da Snam Rete Gas.

Il progetto si divide in due parti: “La prima fase è finalizzata all’aumento della capacità di trasporto della rete nella Pianura Padana, per garantire la continuità delle forniture nel caso di interruzioni prolungate delle importazione dal nord Europa e creare i presupposti per l’export verso la Svizzera (tramite il gasdotto Transitgas) e l’Austria (tramite il gasdotto Tag). Già da ottobre 2015 è possibile trasportare circa 5 milioni di metri cubi al giorno di gas (circa 2 miliardi di metri cubi l’anno) verso la Svizzera, attraverso il punto di interconnessione di Passo Gries (in alternativa ai 18 milioni di metri cubi/giorno esportabili verso l’Austria). La seconda fase del progetto, il cui completamento è previsto nel 2018, prevede l’incremento della capacità di export dall’Italia fino a 40 milioni di metri cubi/giorno (circa 13 miliardi di metri cubi/anno), che potranno transitare tutti a Passo Gries o fino a un massimo di 18 milioni di metri cubi al giorno a Tarvisio e la parte restante al nodo elvetico.

Il gas arrivato in Svizzera dall’Italia potrebbe poi proseguire verso la Francia (fino a 9,5 milioni di metri cubi al giorno) e la Germania (fino a 22 milioni di metri cubi al giorno). Ma per fare questo occorrono nuovi gasdotti come l’East Med e il Poseidon con fino a +20 bcma, in caso di realizzazione del progetto Poseidon alimentato per 10 bcma attraverso il progetto East Med, per l’import di gas dal bacino offshore israelo-cipriota, e per 10 bcma da gas russo via Turkstream. I volumi di gas russo via Turkstream non andrebbero considerati come aggiuntivi ma evidentemente sostitutivi di parte degli import attuali al punto di entrata di Tarvisio, al confine austro-italiano, non contribuendo pertanto alla diversificazione delle fonti di approvvigionamento ma solo a quella delle rotte. Inoltre si punterebbe a un raddoppio della portata del Tap che passerebbe da 8 miliardi di metri cubi a 18 miliardi che avverrebbe tramite aumento di spinta da centrale in Albania”.

Creare una cosa simile significa costruire sia nuovi punti di entrata che il collegamento tra sud e nord Italia, e viene proposto un progetto devastante che passerà dalle zone terremotate: “Completare la nuova linea della dorsale adriatica. Questo progetto, che traguarda il 2023, servirà a incrementare la capacità di import da sud e superare le difficoltà di interventi sull’attuale dorsale costiera, che attraversa territori fortemente urbanizzati. Il progetto renderà disponibile nuova capacità di trasporto da sud (sia dalla Sicilia che dall’Adriatico) per circa 24 Msm3/g”.

Il Gnl (Gas naturale liquefatto)

A tutto questo si deve aggiungere l’investimento nel Gnl, cioè nella rigassificazione. La SEN spende non poche parole per questi progetti, da qua al 2030: “Incrementare la diversificazione delle fonti di approvvigionamento, attraverso l’ottimizzazione dell’uso delle infrastrutture esistenti e con lo sviluppo di nuove infrastrutture di importazione, sia via gasdotto, che Gnl, a carico di soggetti privati”; “Incrementare la capacità di import di Gnl per favorire la partecipazione dell’Italia al mercato globale del Gnl in concorrenza con i terminali del nord Europa”.

Per il governo la capacità di rigassificazione sarà quindi un asset fondamentale per l’Italia del futuro, perché consentirà di cogliere le opportunità di un mercato Gnl che si prevede in over-supply fino alla prima metà del prossimo decennio, e allo stesso tempo di gestire la maggior volatilità delle importazioni da sud (in particolare dall’Algeria). Un mercato Gnl anche nel Mediterraneo dovrebbe infatti consentire l’accesso a un portafoglio più ampio di fornitori (oltre al Qatar, per esempio Algeria, Mozambico, Usa, Egitto, Angola e Trinidad e Tobago) a prezzi competitivi, anche rispetto al gas via pipeline, in virtù dell’abbondanza di offerta (e del lieve vantaggio logistico rispetto al nord Europa per i carichi provenienti da Suez). Per il governo è dunque strategico rivedere il posizionamento dell’Italia sul mercato del Gnl nel Mediterraneo, prima di tutto attuando una revisione del meccanismo di remunerazione dei servizi di rigassificazione (da tariffa ad asta) per migliorare la competitività degli impianti esistenti, e poi valutando anche lo sviluppo di nuova capacità di rigassificazione (come già previsto nella SEN 2013), al fine di superare le limitazioni degli impianti attualmente in esercizio.

È ovvio che nei prossimi mesi vedremo ritirare fuori i vari progetti di Gnl presentati negli ultimi anni, visto che la SEN parla di un fabbisogno annuale di Gnl di 11 miliardi di metri cubi. La politica di Gnl servirà inoltre a diminuire la dipendenza energetica dalla Russia, visti i nuovi scenari geopolitici sempre più di scontro mondiale (1).

Dal 2016 è stato attivato dal Ministero dello Sviluppo economico un sistema innovativo, e unico in Europa, per i terminali di rigassificazione esistenti, che prevede offerte con aste di un servizio integrato di rigassificazione e stoccaggio del Gnl. Le gare 2017-2018 hanno offerto circa 1,3 miliardi di metri cubi di stoccaggio per fini industriali. Una questione che pone un’ulteriore riflessione, visto che la rigassificazione e lo stoccaggio vengono fatti per creare stock di energia per i grossi complessi industriali: per profitti di pochi quindi, viene compromesso l’ambiente e aumenta il rischio per le popolazioni.

Ma questo è la visione della politica energetica governativa, che si prefigge di sostituire il consumo energetico industriale attuale con l’utilizzo del gas metano: invece di investire e obbligare a una politica al rinnovabile, il governo rilancia di nuovo il fossile, su un settore che consuma circa il 20% del totale dell’energia usata in Italia.

Particolare attenzione merita anche la questione dello stoccaggio del gas, perché in un sistema logistico servono le vie di rifornimento ma anche i magazzini. L’Italia è il Paese che stocca più gas a livello pro capite, seconda in Europa per quantità totale dopo la Germania. Negli ultimi anni abbiamo visto i governi insistere sulla questione dei vari progetti, con tutti i rischi ambientali connessi. La nuova SEN, pur lasciando la porta aperta a nuovi impianti di stoccaggio, per ora si limita a parlare della necessità di un miglioramento del margine di sicurezza tramite incremento della capacità di erogazione giornaliera di punta dagli stoccaggi, per recuperare il calo registrato negli ultimi tre anni, e soprattutto per avere la flessibilità necessaria a gestire un mercato potenzialmente più volatile: “L’impresa maggiore di stoccaggio sta realizzando interventi per ripristinare entro il 2020 circa il 30% della capacità di erogazione di punta persa negli ultimi anni. Ulteriori interventi dovrebbero essere quindi programmati per il recupero integrale delle capacità di erogazione preesistenti, anche mediante la realizzazione di nuovi pozzi nelle aree già in esercizio, in sostituzione di quelli esistenti.

I progetti per nuovi stoccaggi già autorizzati dal Ministero dello Sviluppo economico dovrebbero portare entro il 2020 circa 57 Msm3/g di punta addizionale di erogazione (e 4,5 bcm di spazio addizionale)”. In pratica l’obiettivo è aumentare la dinamica di stoccaggio, cioè aumentare la capacità di iniezione ed estrazione. Per far questo si lavorerà su nuovi pozzi e sull’aumento della pressione, e cioè mandando gli stoccaggi in sovrappressione, cosa concessa dal ministero per Sergnano, Ripalta, Minerbio e Fiume Treste, con enormi rischi per l’ambiente e soprattutto per la sismicità indotta e innescata (2).

Il governo mira quindi a creare uno scenario di mercato che si sposterà progressivamente dai contratti long-term Take-or-Pay verso forniture spot approvvigionate dai principali hub europei, dove la sicurezza e la competitività di approvvigionamento dipenderanno sempre di più dalla capacità di mettere in competizione rotte e Paesi alternativi, via gasdotti e Gnl. L’obiettivo sarà massimizzare i flussi commerciali per le importazioni a migliori condizioni economiche. Perché, come la stessa SEN ammette, esiste un problema serio rispetto ai prezzi: “In termini di prezzi, il mercato italiano continua infatti a essere penalizzato da uno spread di circa 1,8 €/MWh rispetto ai mercati nord europei, ben più elevato rispetto al solo costo variabile del trasporto”.

Uno spread che per il governo è dovuto alla mancata integrazione del mercato italiano con quello europeo, e al poco sviluppo di Gnl, ma che è anche fortemente condizionato “dalla presenza di contratti di importazione long-term Take-or-Pay per oltre 90 bcm/y che, essendo ancora basati in modo preponderante su aggiornamenti oil–linked del prezzo, incidono in modo significativo sui meccanismi di formazione dei prezzi al PSV”. Quindi paghiamo gli errori degli investimenti degli anni passati che si sono basati sui contratti Take or pay. Per questo, con i contratti oil indexed (direttamente legati al prezzo del petrolio) e contratti a lungo termine con clausole take-or-pay (per cui gli operatori sono obbligati ad acquistare un volume minimo contrattuale di gas indipendentemente dalle condizioni della domanda), si formano prezzi non competitivi e non rappresentativi delle logiche di mercato con forti ricadute anche nelle bollette energetiche.

Una situazione che ha comportato anche grandi squilibri nel mercato, come la stessa SEN ammette: “D’altra parte i contratti longterm non sono di per sé sufficienti a garantire la disponibilità dei flussi di importazione e la stabilità dei prezzi al PSV: infatti nei primi mesi del 2017 la volatilità dei flussi dall’Algeria, in concomitanza con condizioni climatiche particolari, ha spinto a incrementare significativamente le importazioni da Passo Gries, fino a saturare la capacità di import e creare un momentaneo distacco del mercato italiano dai mercati nord europei, con conseguente innalzamento del prezzo PSV (fino a40 €/MWh, circa 2 volte la media del periodo) e dello spread rispetto a TTF (salito a 20 €/MWh rispetto ai 2 €/MWh medi nel resto del periodo)”.

Per far fronte al problema dei prezzi si punterà al cosiddetto “Corridoio di Liquidità”. Il governo parte dalla considerazione che le fonti dal nord Europa, approvvigionabili attraverso il Corridoio di Liquidità, sono in genere marginali e pertanto i relativi volumi sono price-maker; favorire dunque l’accesso alla capacità di import dai mercati del nord Europa (in particolare quella del gasdotto Transitgas), attraverso l’introduzione del Corridoio di Liquidità, dovrebbe contribuire ad allineare il prezzo in Italia (PSV) al prezzo dei mercati liquidi del nord Europa (TTF) (al netto dei soli costi variabili di trasporto).

In pratica importeremo gas dai Paesi del nord. Altro che hub del gas sud europeo! Resta però l’estremo rischio di un costo netto per i consumatori di qualche centinaio di milioni di euro, come già fatto notare da alcune società di studio del mercato energetico; il progetto ha già inoltre ricevuto forti critiche dal parte della Commissione energia Ue, dopo uno studio commissionato a Ernst & Young e Rekk (Regional centre for energy policy research).

Oltre al corridoio si punta all’introduzione della figura del Market Maker sul mercato del gas. “La presenza di un mercato liquido del gas costituisce un presupposto fondamentale per lo sviluppo del settore del gas naturale nazionale, in quanto favorisce la possibilità per gli operatori di bilanciare le proprie posizioni e garantisce la formazione di un prezzo di riferimento trasparente, anche per le negoziazioni a termine, riducendo il rischio di manipolazioni”. Si vuole dunque introdurre un operatore o un’istituzione finanziaria capace di influenzare il mercato attraverso l’acquisto o la vendita di un numero considerevole di pacchetti di gas, che significa speculare nel mercato dell’energia, con i relativi rischi per i cittadini.

Una strategia insomma che non vuole per nulla abbandonare il fossile, come mostra anche una delle proposte più concrete introdotte, per la quale sono già partiti i progetti di valutazione di impatto ambientale, e che riguarda la metanizzazione della Sardegna. Un progetto che prenderebbe forma attraverso la costruzione di nuove condutture e diversi impianti di rigassificazione di piccola portata nei vari porti sardi. In pratica il metano approderebbe via nave, con impatti del tutto da calcolare: la Sardegna potrebbe essere sventrata da nord a sud per far passare le nuove linee. Una regione talmente ricca di vento e sole che potrebbe azzerare la prospettiva del gas metano, ma il governo non ne vuole sapere e le lobby metanifere, in primis la Snam, stanno già facendo pressione. Senza considerare che servirebbe un piano di efficienza energetica per le abitazioni, e che la Sardegna è ricca di sughero, ottima materia prima isolante per l’edilizia.

Le energie rinnovabili

Gran parte della SEN analizza il ruolo delle rinnovabili nel processo di de-carbonizzazione e nel calo del petrolio e del nucleare in Paesi europei. In coerenza con gli impegni presi a Kyoto e in anticipo rispetto alla COP 21 di Parigi, ma anche con l’obiettivo di garantire competitività e crescita economica durante la transizione energetica, i leader della Ue hanno preso atto nel 2011 della comunicazione della Commissione europea sulla roadmap di de-carbonizzazione per ridurre le emissioni di gas serra di almeno l’80% entro il 2050 rispetto ai livelli del 1990. Entro il 2030 è prevista la riduzione delle emissioni al 40%, e per farlo si punta alle rinnovabili al 27% rispetto al consumo totale. La SEN vanta i risultati dell’Italia nel raggiungimento degli obiettivi, evidenziando che già nel 2016 la quota di rinnovabili incideva per il 17,5%, quando l’obiettivo del 17% era previsto entro il 2020 a livello europeo.

Occorre però approfondire questo dato per capire di quali rinnovabili stiamo parlando; solo in questo modo potremo fare un serio ragionamento rispetto alle proposte del governo. Nel 2015 nel settore elettrico il contributo alla produzione di energia è stato del 33,5% (Figura 2).

Un buon dato, visto che la maggior parte viene da idroelettrico e fotovoltaico, e dipendente anche dalla particolarità geografica del nostro Paese rispetto ad altri Stati europei. Da un punto di vista di costi di generazione, gli impianti di grande dimensione di eolico e fotovoltaico hanno portato alla cosiddetta market parity: l’idroelettrico di grande scala resta conveniente, mentre le biomasse come il biogas e l’idroelettrico piccolo non lo sono. In particolar modo le biomasse hanno costi largamente imputabili all’acquisto del combustibile poco comprimibile anche se autoprodotto, come già denunciavano i vari comitati contro biomasse e biogas, sostenendo la non economicità di questi impianti. E ora per la prima volta la SEN ammette anche che sono inquinanti, soprattutto per le emissioni di polveri sottili.

Sempre nel 2015 nel settore del riscaldamento e raffrescamento le rinnovabili coprivano il 19,5%, di cui la quasi totalità (il 73%) è rappresentato dalle biomasse, altamente impattanti sull’ambiente. Stiamo parlando principalmente delle stufe a pellet, e il dato trova ragione nei bassi costi dello stesso pellet. Per quanto riguarda i trasporti, la penetrazione del rinnovabile rappresenta appena il 6,4%, di cui il 76% è dato dai biocarburanti di prima e seconda generazione, e soprattutto quelli di prima hanno un impatto ambientale non trascurabile.

Particolare attenzione, per analizzare le rinnovabili, deve essere data al consumo nazionale per settore (Figura 3). I trasporti, i servizi e il residenziale incidono sul 75% del fabbisogno totale di energia: i trasporti consumano in gran parte petrolio, il residenziale consuma gas. Partendo da questi dati si deve riflettere sull’utilizzo delle rinnovabili. La sostituzione nei trasporti dei prodotti petroliferi con i biocarburanti avrebbe comunque un impatto, soprattutto sul consumo di suolo per le coltivazioni, oltre che per le emissioni. Anche nel residenziale la sostituzione del gas metano con biomasse (pellet) non risolverebbe il problema ambientale per le emissioni.

La SEN propone dunque aumenti delle rinnovabili, ma di quali aumenti si parla? L’obiettivo del 27% minimo di rinnovabili entro il 2030 è declinato in un 48%-50% di rinnovabili elettriche, 28-30% di rinnovabili per riscaldamento e raffrescamento e 17-19% di rinnovabili per trasporti. “Per i nuovi impianti a bionergie di media e grande taglia, come detto caratterizzati da costi di generazione elevati, da costi variabili elevati e connessi ai prezzi delle materie prime per l’intera vita tecnica, nonché per i significativi problemi di emissioni inquinanti, si ritiene che non debbano più essere previste forme di sostegno tariffario”: almeno biogas e biomasse resteranno senza incentivi.

“Per quanto riguarda le bio-energie già esistenti, è opportuno segnalare come queste fonti rappresentino una singolarità nel panorama delle rinnovabili. Come già più volte rimarcato, a differenza delle altre, le bio-energie sono caratterizzate da alti costi variabili, imputabili soprattutto ai costi della materia prima, da cui deriva la richiesta di mantenimento di generosi incentivi anche dopo l’ammortamento (argomento oggetto di una recente legge e di una imminente notifica alla Commissione europea). Il settore dunque esprime una richiesta di incentivo pubblico costante e apparentemente non riducibile, nemmeno nei casi in cui la materia prima dovrebbe provenire da un’autoproduzione agricola. In ogni caso, al fine di ridurre il peso degli oneri di sistema in bolletta e di stimolare soluzioni che a tendere possano raggiungere la market parity, è necessario ridimensionare le forme di incentivazione per le bio-energie esistenti, poiché il costo variabile della materia prima non dà segnali di riduzione nel tempo, e anzi, probabilmente, si mantiene alto proprio a causa degli incentivi”.

La SEN tende dunque a valutare le potenzialità del biometano, che sembra essere un’alternativa efficiente per convertire biogas in energia. Già oggi il biometano può contare su un potenziale di circa 2,5 miliardi di metri cubi, con un potenziale massimo teorico di crescita stimato al 2030 pari a 8 miliardi di metri cubi. “Lo sviluppo del biometano consentirà di destinare almeno una parte del biogas usato per la produzione elettrica soprattutto ai trasporti, nel quale potrà sostituire biocarburanti di importazione senza oneri aggiuntivi per i consumatori. Anche l’immissione del biometano nella rete gas per la generazione di energia elettrica all’interno di impianti CCGT può portare una serie di vantaggi al sistema elettrico italiano rispetto al semplice utilizzo di biogas in turbine tradizionali”.

Quindi la produzione di biogas verrà trasformata in biometano. Ma i problemi rimarranno, infatti i costi di produzione restano alti e non comprimibili e la combustione del biometano, sia nei trasporti che in turbine, avrà impatti negativi sull’ambiente. Il bioetano è infatti da mettere al pari del metano. In conclusione, nel settore riscaldamento e raffreddamento le rinnovabili, pur aumentando, non vedranno grandi novità, lasciando un grande punto interrogativo, mentre in quello dei trasporti l’incremento arriverà dai biocarburanti e dal biometano, con effetti sull’ambiente già evidenziati. Il settore biocarburanti viaggerà anche attraverso la riconversione del settore della raffinazione italiana; la truffa del biometano dunque si sta per compiere, attraverso incentivi che avranno ricadute in bolletta.

Di fatto il governo sta quindi avanzando proposte di rinnovabili con forti impatti ambientali, mentre il lavoro da fare dovrebbe andare nella direzione di un incremento delle rinnovabili a impatti ridotti, come il fotovoltaico e soprattutto l’efficienza energetica.

I trasporti

La questione dell’auto elettrica è appena citata nella SEN: “Atteso al 2030 un importante contributo anche dai veicoli elettrici e PHEV, che appaiono essere la migliore soluzione per la mobilità urbana privata. Ci si aspetta una particolare efficacia degli investimenti in questa tipologia di veicoli tra 5-7 anni, con una diffusione complessiva di quasi 5 milioni di veicoli al 2030”. Un Ministero dello Sviluppo economico non può risolvere la questione auto elettriche in questo modo, visto che proprio l’auto elettrica potrebbe essere una delle principali soluzioni all’abbattimento del fossile nel settore con più consumo di energia. È ovvio che una simile discussione non può che incrociarsi con il settore produttivo automobilistico, ma nessun ragionamento viene fatto in merito a investimenti seri e mirati, per sostenere una ricerca che generi prodotti competitivi sul mercato.

Un altro tema è l’incentivo del trasporto pubblico per abbattere quello su gomma. L’Italia è terza in Europa nella graduatoria dei Paesi con la maggiore quota di trasporto merci su strada, dopo Spagna e Gran Bretagna. L’86% delle merci viaggia su gomma; su rotaia viaggia appena il 6%. Nelle grandi città italiane il mezzo di trasporto privato è il preferito, come confermano gli ultimi dati: la quota degli spostamenti in auto è passata dall’8,1% del 2014 al’8,3% del 2015, mentre è diminuita quella effettuata con mezzi pubblici, dal 14,6% (2014) all’11,7% (2015) (Fonte Cdp, Asstra). Dunque anche per il settore del trasporto pubblico servirebbe un serio ragionamento, sul suo tornare a essere davvero un comparto pubblico – gestito dalle varie comunità – e oggetto di forti investimenti strutturali: oggi spesso dietro la scelta dell’auto privata c’è l’impossibilità ad avere un’alternativa.

La questione abitativa

Il 77,4% delle famiglie italiane è proprietaria della casa in cui vive: si tratta di quasi 20 milioni di nuclei familiari. Solo l’8,8% dello stock abitativo è dato in locazione. È la fotografia del patrimonio immobiliare italiano al 31 dicembre 2014, scattata dall’Agenzia delle Entrate e dal Dipartimento delle Finanze del Ministero dell’Economia.

Secondo quanto pubblicato dall’Istat nel “Rapporto Bes 2016: il benessere equo e sostenibile in Italia”, nel 2015 “circa il 9,6% della popolazione lamenta condizioni abitative difficili”. Percentuale molto più alta rispetto alla media Ue: fanno peggio solo i Paesi dell’Est (Polonia, Bulgaria, Lettonia, Ungheria e Romania), meglio di noi anche Grecia, Portogallo e Spagna. Aumenta il fenomeno del sovraffollamento (dal 27,2% del 2014 al 27,8% del 2015). Stando alle definizioni Eurostat, per sovraffollamento si intende la situazione in cui non ci sono abbastanza locali per tutti (per rispettare gli standard minimi ci deve essere una stanza per la coppia, una ogni due bambini e una per ogni adulto).

Il 24,1% lamenta problemi strutturali di infiltrazioni, umidità da soffitto o infissi. Il rapporto “Report urbano 2015” del Fiaip (Federazione italiana agenti immobiliari professionali) mostra che il mercato rimane dominato da edifici di qualità energetica scadente, con un peso di quelli di classe G che varia dal 72% per i monolocali al 57% per le villette. Questi numeri pongono un problema serio per l’efficientamento, soprattutto quando lo si abbina alla questione della Povertà energetica: la ristrutturazione degli edifici dovrebbe quindi essere sostenuta con forti investimenti pubblici.

Energia bene comune

La questione energia è strettamente legata a molti settori che impattano sulla vita sociale ed economica. Per questo sia la produzione che l’uso non possono che partire da un’attenta riflessione intorno al concetto di bene comune. L’odierno modello energetico basato su una struttura centralizzata e una gestione monopolistica o oligopolistica è il paradigma dell’attuale sistema economico globale, che si sta rivelando insostenibile ambientalmente, economicamente e socialmente. Il processo di liberalizzazione messo in atto negli anni passati ha di fatto mercificato e privatizzato l’energia, ma l’energia non può essere considerata una merce con cui fare profitti perché è un bene comune; e da questo semplice concetto non possono che ripartire i vari movimenti di lotta. L’energia deve essere sviluppata su un modello decentrato e comunitario, dove ogni comunità non sia più solo un soggetto consumatore ma diventi anche produttore e utilizzatore; in tal modo l’uso energetico non risponderà più a criteri speculativi o di mercato ma a un bisogno razionale, evitando una dissipazione dannosa tanto per l’ambiente che sul piano economico.

Le aziende energetiche dovrebbero tornare a essere pubbliche e la loro gestione data in mano alle comunità, che in modo consiliare dovrebbero decidere produzione e utilizzo. Per farlo è necessario riconsiderare anche la proprietà (pubblica) e il ruolo della Cassa Depositi e Prestiti, che potrebbe sostenere finanziariamente il progetto energia bene comune.

Proposte di cui si è parlato il 15, 16, 17 settembre scorso a Melendugno, Lecce, all’interno di una partecipata iniziativa contro le grandi opere energetiche: partita dal movimento No Tap, ha coinvolto decine di comitati e movimenti nazionali che lottano per la difesa dei propri territori. Divisi per tavoli tematici, non solo si è discusso e fatto sintesi delle battaglie e delle esperienze di lotta, ma si è rilanciata una base comune, un programma alternativo a quello del governo, delle multinazionali energetiche e delle banche. Al centro della discussione la questione di un modello di sviluppo differente in chiave anticapitalista, e l’importanza dell’unità delle lotte a livello nazionale e internazionale per la difesa dei territori; si è parlato di modelli alternativi decentrati e comunitari e di diritto alla resistenza e all’autodeterminazione. Un importante punto di partenza che porterà a mobilitazioni nazionali al grido di Né qui Né altrove.

1) Cfr. Enrico Duranti, L’Italia Hub del gas: disastrose scelte di politica energetica, Paginauno n. 51/2017

2) Cfr. Enrico Duranti, Sismicità indotta: un rischio concreto, Paginauno n. 53/2017

Il dibattito scientifico, il sisma emiliano e i documenti della Commissione, la situazione lombarda, il caso Castor e l’inutilità dei sistemi di monitoraggio

Il 7 aprile scorso il Ministero dell’Ambiente, di concerto con quello dei Beni culturali, ha emanato il decreto di sovrapressione per lo stoccaggio di Ripalta Cremasca nel cremonese. Risultano molto interessanti le prescrizioni imposte dai ministri Galletti e Franceschini, in particolare quella relativa al monitoraggio della sismicità indotta. Viene prescritta la necessità di una rete microsismica e di una serie di accorgimenti: si legge che “qualora la microsismicità riconducibile alle attività di esercizio dello stoccaggio eguagli o superi la Magnitudo Locale di 2.2, dovranno essere adottati dal soggetto gestore responsabile tutti gli accorgimenti opportuni atti a riportare la Magnitudo Locale massima dei sismi a valori inferiori a tale valore”.

In pratica il ministero ammette la possibilità che attività antropiche possano determinare e causare terremoti indotti e che semplicemente, con il monitoraggio e operazioni correttive, si possa mantenere la sismicità entro un certo limite. Questa prescrizione è alquanto strana ed è dubbio – come vedremo in questo articolo – il fatto che con il semplice monitoraggio si possano controllare i terremoti indotti da attività antropiche.

La questione della sismicità indotta è stata al centro di forti dibattiti e polemiche a livello nazionale dopo il terremoto del maggio 2012 dell’Emilia. Attraverso la disinformazione giornalistica e il sentito dire si è creata una grande confusione mediatica, che non ha sicuramente giovato ai comitati ambientalisti che da tempo denunciano i pericoli di sismicità antropica.

Con il terremoto di Amatrice la situazione poi è ancora peggiorata, con articoli sul web che cercavano di attribuire il sisma a cause umane. Nulla di più sbagliato. Il terremoto del centro Italia non è stato determinato da attività quali le trivelle, ma è del tutto naturale.

Occorre dunque fare chiarezza sui reali pericoli e sulla storia del dibattito scientifico sulla sismicità indotta, in corso in Italia e all’estero; perché spesso, come nel caso di Ripalta Cremasca, viene prescritta la possibilità di sismicità antropica in assenza di una reale pianificazione territoriale, e senza considerare i reali rischi per i cittadini, l’ambiente, le abitazioni e i beni culturali.

A che punto è il dibattito scientifico

La questione della sismicità indotta non è poi così recente. Con il terremoto del 1951 di Lodi, l’ex presidente dell’Istituto nazionale di geofisica, dal 1937 al 1972, Pietro Caloi, collegò l’evento sismico alle estrazioni del giacimento di Caviaga nel lodigiano, denunciando una possibile sismicità indotta dalle operazioni metanifere. Sempre Caloi, in una serie di articoli, attribuì ad attività antropiche la sismicità registrata al Vajont prima della frana, la subsidenza presso il delta del Po per le attività di estrazione di gas, i terremoti di Raibl/Cave del Predil nel Friuli Venezia Giulia nelle aree minerarie.

Purtroppo, mentre a livello mondiale si moltiplicavano gli studi e le ricerche sulla sismicità indotta, in Italia la questione rimaneva tabù. All’ultima Conferenza europea di sismologia (ESC2012) sono stati presentati quattordici lavori su sismicità indotta da dighe, miniere, estrazione idrocarburi e altre attività antropiche, mentre l’Associazione sismologica internazionale (Iaspei) ha un suo gruppo di lavoro dedicato solo alla sismicità indotta (Tais). Al congresso di European Geosciences Union General Assembly EGU 2014, a Vienna, sono stati presentati sessanta lavori in merito. In Italia sono usciti appena otto articoli in quarantotto anni, e nessuno tra il 1964 e il 1994.

Solo con il terremoto del 2012, come già accennato, la questione è diventata di pubblico dominio, nonostante già nel 2010 alcuni documenti ufficiali parlassero della possibilità di questo evento antropico. È il caso del protocollo d’intesa “Linee d’azione per lo stoccaggio di gas naturale nel sottosuolo” sottoscritto tra il Ministero dello Sviluppo economico e la Regione Lombardia il 22 febbraio 2010 dove, all’art. 2, viene richiesto di promuovere iniziative comuni per il controllo e la valutazione sperimentale in tema ambientale e di sicurezza degli stoccaggi, e in particolare per quanto riguarda il monitoraggio degli effetti sismici indotti dall’esercizio degli impianti di stoccaggio.

Anche nei documenti presentati dalla Stogit (Stoccaggi gas italiani, del gruppo Snam) per la valutazione di impatto ambientale per la sovrappressione al 105% nello stoccaggio di Sergnano (Cremona) viene indicata la possibilità. Nel rapporto “Concessione Sergnano stoccaggio progetto, tecniche e programma di monitoraggio” dell’aprile 2010 si legge: “Monitoraggio microsismico e geodetico di pozzo. La metodologia di monitoraggio si basa sulla rilevazione di eventuali modifiche allo stato di stress causate dalla diminuzione (attività di erogazione) o dall’aumento (attività di iniezione) della pressione dei pori. Lo studio e il monitoraggio di una eventuale microsismicità associata all’esercizio dell’attività di stoccaggio può inoltre contribuire a una migliore caratterizzazione del comportamento meccanico del reservoir”.

Contemporaneamente al protocollo sopracitato tra il ministero e la Regione Lombardia, l’8 febbraio 2010 la Regione Emilia Romagna emanava un decreto di giunta il cui contenuto faceva proprio il parere tecnico di un pool di esperti (tra cui molti professori universitari) in merito alla “Pronuncia di compatibilità ambientale sul progetto di stoccaggio sotterraneo di gas naturale denominato ‘Rivara’”.

Nell’allegato della delibera si legge: “Per sismicità indotta si intende solitamente la sismicità minore causata direttamente o indirettamente da varie attività antropiche, quali scavi minerari o tunnel, grandi laghi artificiali, estrazione di idrocarburi, o, infine, di campi idrotermali. Si può parlare in questi casi di sismicità realmente indotta e cioè di terremoti sostanzialmente di origine antropica, in quanto le tensioni crostali che generano i sismi è in gran parte attribuibile a cause non naturali (Eagar et al., 2006). Si tratta peraltro di terremoti piccoli, solitamente registrati solo dagli strumenti, i cui valori di magnitudo Richter variano da -2 a 3, per cui questa sismicità non è in grado di provocare danni alle costruzioni, anche se, con gli eventi più grandi, può arrecare disturbo alla vita dei residenti.

“Esiste però un altro tipo di sismicità indotta, dagli effetti molto più gravi, che è corretto chiamare sismicità attivata. In questo caso si tratta di sismi ‘grandi’ e distruttivi, causati da stress tettonici accumulatisi in centinaia di anni, ai quali le attività antropiche danno l’ultima e decisiva ‘spinta’, scatenando la rottura catastrofica delle rocce crostali. Questi sono sismi che avverrebbero ineluttabilmente prima o poi, ma che, verificandosi in concomitanza temporale e spaziale con un’attività umana ben definita, sono a essa direttamente riconducibili. Utilizzando un concetto storiografico, è possibile in questo caso parlare dell’attività tettonica naturale come causa remota del terremoto e dell’intervento antropico come causa prossima […] La sismicità attivata è l’espressione più pericolosa della sismicità indotta.

“Poiché essa si verifica a causa dell’attivazione di strutture tettoniche in cui la concentrazione di tensioni è già indipendentemente alta, essa può essere evitata solo escludendo ogni attività antropica potenzialmente sismogenica attorno a esse […]. Dal punto di vista degli interventi antropici che possono potenzialmente attivare la sismicità naturale, questo obbliga cautelativamente a mantenersi a una distanza dalle strutture attive tale da potere escludere ogni interazione. In pratica, nel caso più comune al mondo e tipico di tutto il territorio italiano, in cui le strutture sismogeniche sono sepolte e non sono note con precisione, ogni perturbazione antropica allo stato di tensioni crostali che vada al di là dell’intervallo naturale di variazione o che comunque non faccia parte della storia pregressa del sistema e abbia una ragionevole certezza di non sismogenicità, va valutata con estrema cautela”.

Non solo. Dopo una seria analisi sul comportamento del sito, il pool di esperti scrive nelle conclusioni: “A fronte delle numerose e rilevanti incertezze appena descritte è indispensabile inoltre registrare il determinante grado di consapevolezza che emerge dalle elaborazioni progressivamente compiute per quanto riguarda le condizioni di criticità derivanti dalla presenza, nell’area interessata dal progetto, di strutture sismotettoniche attive, con le potenziali aggravanti conseguenze che ciò può comportare in termini di sismicità indotta”. Ovviamente, il parere del pool al progetto – stoccaggio sotterraneo di gas naturale denominato ‘Rivara’ (Modena) – fu negativo.

Sempre in questa relazione vengono citati studi italiani e stranieri, come quello dell’Ingv (Istituto nazionale di geofisica e vulcanologia) del 2009 sulla sismicità indotta in Val d’Agri in Basilicata, attribuibile al ciclo di invaso/svaso del bacino artificiale del Pertusillo e agli eventi causati dalle acque di reiniezione dei reflui petroliferi dal centro oli di Viggiano (PZ); il caso dell’Olanda, dove su quasi tutto il territorio nazionale la maggiore pericolosità sismica è data da eventi indotti e non tettonici, derivanti dai campi di giacimento on-shore (a terra) di Groninbergh – proprio recentemente, il governo olandese ha condannato le multinazionali Shell ed Exxon a pagare un risarcimento pari a 1,2 miliardi di euro per i danni provocati a 30.000 case –; il terremoto del ‘51 di Lodi, già sopra menzionato, e l’evento più importante di sismicità attivata, quello della diga di Koyna in India, costruita in prossimità di una grande faglia attiva, che ha provocato un terremoto di magnitudo Richter M=6.5, è costato la vita a 150 persone e ha raso al suolo l’80% delle case della cittadina di Koyna Nagar, oltre a distruggere la diga stessa.

Il terremoto in Emilia: la Commissione Ichese

Ma, come già sottolineato, solo con il terremoto del 2102 in Emilia la questione della sismicità indotta è divenuta di pubblico dominio; e dopo molti dubbi, accentuati dalle proteste delle popolazioni locali, nel dicembre 2012 il governo ha nominato una commissione di esperti internazionali denominata Ichese (International commission on hydricarbon exploration and seismicity in the Emilia region) per far luce sulle possibili cause del terremoto e il possibile collegamento con attività antropiche.

La commissione doveva rispondere a due quesiti: “1) È possibile che la crisi emiliana sia stata innescata dalle ricerche nel sito di Rivara, effettuate in tempi recenti, in particolare nel caso siano state effettuate delle indagini conoscitive invasive, quali perforazioni profonde, immissioni di fluidi, ecc.? 2) È possibile che la crisi emiliana sia stata innescata da attività di sfruttamento o di utilizzo di reservoir, in tempi recenti e nelle immediate vicinanze della sequenza sismica del 2012?”

La storia di questa commissione e della pubblicazione delle sue valutazioni è alquanto grottesca, a causa di presunti conflitti di interesse e soprattutto per il fatto che le conclusioni sono state tenute chiuse e nascoste al pubblico nei cassetti del potere, fino a quando un giornalista, Edwin Cartlidge della rivista Science, nell’aprile 2014 ha pubblicato il rapporto. Cartlidge ha anche dichiarato di aver ricevuto pressioni per non pubblicare l’articolo.

Le conclusioni del rapporto Ichese hanno segnato un passo importante. Vi si legge: “La Commissione ritiene altamente improbabile che le attività di sfruttamento di idrocarburi a Mirandola e di fluidi geotermici a Casaglia possano aver prodotto una variazione di sforzo sufficiente a generare un evento sismico ‘indotto’. L’attuale stato delle conoscenze e l’interpretazione di tutte le informazioni raccolte ed elaborate non permettono di escludere, ma neanche di provare, la possibilità che le azioni inerenti lo sfruttamento di idrocarburi nella concessione di Mirandola possano aver contribuito a ‘innescare’ l’attività sismica del 2012 in Emilia”.

È in quel “non permettono di escludere ma neanche di provare” che si muove il dilemma scientifico, lo spazio in cui si è innescato lo scontro tra compagnie petrolifere e tecnici, ambientalisti, comitati e popolazioni, che hanno cominciato ad appellarsi al principio di precauzione ambientale per fermare le attività antropiche a rischio di indurre o innescare terremoti.

Per tagliare la testa al toro, il team di esperti internazionali del rapporto Ichese suggerisce una serie di accorgimenti per il monitoraggio della sismicità indotta e innescata. Innanzitutto crea distinzione tra la prima e la seconda, come il team che ha dato parere (negativo) allo stoccaggio gas di Rivara sopra citato: “Un terremoto innescato è un particolare tipo di terremoto tettonico, nel quale piccoli effetti prodotti da attività umane hanno anticipato il momento in cui il terremoto sarebbe avvenuto e pertanto è ancora più difficile da trattare. Più semplice è il caso della sismicità indotta, in quanto le azioni umane hanno una influenza significativa; pertanto possono essere studiate variazioni nelle metodologie operative utilizzabili per abbassare significativamente la probabilità di questi eventi”.

Tra i suggerimenti viene introdotto il concetto di monitoraggio: “Sistemi di monitoraggio con livelli crescenti di allarme (i cosiddetti sistemi a semaforo) sono in effetti stati sviluppati e applicati solo per casi di sismicità indotta”. “La sismicità indotta e innescata dalle attività umane è un campo di studio in rapido sviluppo, ma lo stato attuale delle conoscenze, e in particolare la mancanza di esperienza in Italia, non permette la elaborazione di protocolli di azione che possano essere di uso immediato per la gestione del rischio sismico. Ha quindi carattere prioritario lo sviluppo delle conoscenze attraverso l’acquisizione di dati dettagliati, alcuni dei quali devono essere forniti dagli operatori, e attraverso una ricerca che possa migliorare la conoscenza delle relazioni tra operazioni tecnologiche e sismicità innescata.

“Potrebbero essere studiati casi di sismicità nelle immediate vicinanze di campi di sfruttamento di idrocarburi, quali ad esempio quello di Caviaga (1951) e di Correggio (1987-2000) e probabilmente anche altri, eventualmente utilizzando le metodologie applicate in questo rapporto dalla Commissione. Sarebbe necessario analizzare in dettaglio sia la sismicità che i parametri di produzione, ed è essenziale avere informazioni su più di un caso per poter sviluppare strumenti utili alla gestione del rischio, quale ad esempio i sistemi a semaforo”.

E proprio nel suggerire il sistema a semaforo, la commissione indirizza anche sul modello di analisi del monitoraggio. Viene specificato che “le attività di sfruttamento di idrocarburi e dell’energia geotermica, sia in atto che di nuova programmazione, devono essere accompagnate da reti di monitoraggio ad alta tecnologia finalizzate a seguire l’evoluzione nel tempo dei tre aspetti fondamentali: l’attività microsismica, le deformazioni del suolo e la pressione di poro”.

Altro aspetto importante è che la conclusione non è stata validata dal massimo ente di ricerca italiano in materia, l’Ingv, che ha validato il modello ma non i risultati finali. Ed è su questo punto, e sul fatto che il team della commissione Ichese fosse composto da esperti internazionali pagati dall’Eni, che nasce lo scontro anche tra persone di spicco del mondo scientifico italiano, tra cui il sismologo Enzo Boschi, ex presidente per ventidue anni dell’Ingv ed ex membro della Commissione ministeriale Grandi rischi.

Proprio dai suoi articoli, usciti principalmente sul giornale online Il Foglietto, si evince il carattere dello scontro su questa vicenda, da lui stesso definita grottesca, soprattutto per la non validazione dei dati da parte di Ingv, ma anche per il palese conflitto di interessi tra gli esperti pagati dalla stessa Eni: “Ci trovavamo insomma nella classica situazione italiana di controllati che si controllano da soli per star sul sicuro”.

Nell’articolo dell’ottobre 2015 Boschi sottolinea inoltre: “Non dimentichiamo mai che a causa dei terremoti del 2012 ci fu un considerevole numero di vittime. E che la successiva creazione della Commissione Ichese, con tutto quello che ne seguì, servì soprattutto a distrarre l’attenzione da responsabilità politiche e scientifiche del tutto evidenti”.

Il principio di precauzione

Subito dopo il terremoto emiliano, ancora in assenza della Commissione Ichese, il Ministero dell’Ambiente si è adoperato per trovare soluzioni alla questione assai complessa della sismicità indotta e delle attività antropiche.

Il 27 luglio 2012, appena due mesi dopo il sisma, la Commissione ministeriale nazionale per la Valutazione di Impatto ambientale – Commissione Via-Vas – emana il parere per la concessione dello stoccaggio di Sergnano (Cremona) per un aumento in sovrappressione al 105% rispetto alla pressione statica di fondo del giacimento. Nel documento è indicata la seguente prescrizione: “Qualora la sismicità indotta superi Magnitudo 3.0 – considerando l’epicentro all’interno di un’area definita di raggio uguale a dieci chilometri attorno alla tesa del pozzo – la pressione di esercizio massima e la frequenza del ciclo di iniezione e di estrazione dovranno essere ridefinite in modo da riportare la magnitudo al di sotto di tale valore”.

La prescrizione diviene parte integrante del decreto ministeriale del 15 ottobre 2012, impugnato dai comitati davanti al tribunale amministrativo in nome del principio di precauzione. Anche la Regione Lombardia, il 19 dicembre 2014, per bocca dell’assessore all’Ambiente Terzi, emana un decreto di giunta contro l’ampliamento della capacità di stoccaggio di Sergnano, sempre appellandosi alla precauzione. Come riportato sul sito della Regione Lombardia: “Il diniego all’incremento della capacità di stoccaggio della concessione ‘Sergnano Stoccaggio’ – ha spiegato l’assessore Terzi – è stato deciso in applicazione del principio generale di precauzione, considerate le elevate capacità di stoccaggio oggi presenti in Lombardia e, in particolare, nella provincia di Cremona, di assoluta rilevanza e tali da richiedere una particolare attenzione ai fini della valutazione degli effetti dell’attività nell’ambiente circostante relativamente alla sismicità indotta/innescata”, e riporta gli esiti dello studio condotto dalla commissione Ichese sulle caratteristiche dei due tipi di sismicità.

Una delibera che ha rappresentato una vittoria, seppur momentanea, per i comitati ambientalisti; prescrizioni simili a quelle di Sergnano infatti sono poi state applicate in tutti i successivi decreti italiani relativi agli stoccaggi, tra cui Bordolano (Cremona).

Le linee guida per il monitoraggio

Il 27 giugno 2014 viene pubblicato lo studio dell’Ispra (Istituto superiore per la protezione e la ricerca ambientale) “Rapporto sullo stato delle conoscenze riguardo alle possibili relazioni tra attività antropiche e sismicità indotta/innescata in Italia”, redatto dal tavolo di lavoro composto da Dpc (Dipartimento protezione civile), Mise (Ministero dello Sviluppo economico), Ispra, Ingv, Cnr (Consiglio nazionale delle ricerche), Ogs (Istituto nazionale di oceanografia e geofisica sperimentale di Trieste); uno studio importante, visto il gruppo messo in piedi.

Vi si legge: “Sismicità indotta/innescata in Italia. Alcuni studi su episodi di sismicità indotta/innescata sono stati condotti in Italia, in passato, anche da ricercatori di enti pubblici o privati non partecipanti al Tavolo di Lavoro che ha redatto il presente Rapporto. Per fornire un quadro riassuntivo degli episodi di sismicità indotta/innescata, documentati o ipotizzati, sui quali sono in corso ulteriori studi, si ritiene opportuno fornire una tabella con le indicazioni degli articoli pubblicati in cui si possono trovare i dettagli relativi” (Figura 1).

Aspetto interessante del rapporto è l’accento posto sul ruolo del monitoraggio e di banche dati: “A fronte della disponibilità di dati, informazioni prodotte e infrastrutture di monitoraggio e ricerca tecnologicamente avanzate, precedentemente elencati, resta irrisolto in Italia il problema della difficoltà di accesso ad alcune tipologie di informazioni legate alle attività di esercizio (volumi e pressioni di iniezione di fluidi, livelli di invaso, ecc.) e del relativo monitoraggio effettuato con reti gestite dalle società. Talvolta tali dati sono addirittura impossibili da reperire in quanto dispersi o non preservati. Tali informazioni, fondamentali per consentire lo sviluppo di ricerche indipendenti sul tema della sismicità indotta/innescata da attività antropica, sono talvolta rese disponibili dai gestori solo nell’ambito di specifici progetti di monitoraggio e/o ricerca.

“Appaiono quindi estremamente opportune azioni, incluse quelle di tipo normativo, volte a raccogliere, organizzare, preservare e rendere disponibili tali dati, come quelle previste nelle Linee Guida in via di definizione da parte del Gruppo di Lavoro per la definizione di indirizzi e linee guida per il monitoraggio della microsismicità, delle deformazioni del suolo e della pressione di poro nell’ambito delle attività antropiche, istituito dal Ministero dello Sviluppo economico”.

Su suggerimento della commissione Ichese e del tavolo Ispra, con decreto del 27 febbraio 2014 nasce il gruppo di lavoro sopra indicato tra Dpc, Cnr, Ingv e Ogs, costituito nell’ambito della Commissione per gli idrocarburi e le risorse minerarie, che il 24 novembre successivo consegna il documento contenente indirizzi e linee guida per il monitoraggio della microsismicità, delle deformazioni del suolo e della pressione di poro nell’ambito delle attività antropiche, predisposte in base ai più alti livelli di sviluppo e conoscenza a quel momento disponibili. Linee guida sviluppate per il monitoraggio delle attività di coltivazione di idrocarburi e stoccaggio sotterraneo di gas naturale che potranno essere applicate, attraverso opportuni adattamenti, a tutte le attività antropiche che interessano grandi bacini artificiali, attività geotermiche, stoccaggio sotterraneo di CO2, estrazioni minerarie e più in generale attività di sottosuolo, e divenute parte integrante e strumento scientificamente provato con decreto direttorio del decreto Sblocca Italia nel marzo 2015.

Tra le motivazioni si legge: “Le presenti Linee Guida hanno l’obiettivo di definire gli standard iniziali di osservazione degli effetti delle attività antropiche a seguito di operazioni di reiniezione di fluidi nel sottosuolo (acque di strato) e di estrazione/stoccaggio di idrocarburi e, in particolare, di stabilire le procedure e i protocolli di monitoraggio, includendo tra questi le modalità di analisi dell’evoluzione spazio-temporale di alcuni parametri descrittivi della sismicità, della deformazione del suolo e della pressione di poro.

“Tali standard dovranno essere aggiornati e perfezionati mediante una fase sperimentale su casi pilota rappresentativi di diverse casistiche, prima di una loro applicazione generalizzata”. In merito alle finalità: “In particolare, mediante il monitoraggio sismico si intende individuare e localizzare la sismicità in un volume circostante il luogo delle attività antropiche, con l’obiettivo di distinguere la sismicità naturale da quella eventualmente causata da tali attività. Il monitoraggio deve consentire di seguire l’evoluzione spazio-tempo-magnitudo della sismicità al fine, ove occorra, di rimodulare o, nei casi previsti, di sospendere le attività stesse. Mediante il monitoraggio delle deformazioni del suolo si intende identificare eventuali fenomeni di deformazione superficiale legati alle attività in esame, per misurarne e analizzarne le variazioni spazio-temporali rispetto alle condizioni di fondo. Con il monitoraggio delle pressioni di poro (o di giacimento) si intende misurare la pressione a fondo pozzo ed effettuare eventuali prove di interferenza con pozzi limitrofi, allo scopo di verificare il modello fluidodinamico del sottosuolo interessato dalle attività antropiche e valutare l’evoluzione nello spazio e nel tempo delle pressioni”.

Il monitoraggio è quindi diviso tra sismicità indotta e sismicità innescata, e vengono creati dei domini di rilevazione della sismicità indotta – Dominio interno di rilevazione DI – che per le attività di stoccaggio è da misurare in un raggio di 2-3 km attorno al giacimento, per le estrazioni di 3 km, e per le reiniezioni di fluidi di 8 km; per la sismicità innescata – Dominio esteso di rilevazione DE – per tutte le attività si chiede il monitoraggio di un ulteriore raggio dai 5 ai 10 km.

Importante in queste linee guida è anche la caratterizzazione geologica, strutturale e sismotettonica dell’area di monitoraggio. Infine, le reti di monitoraggio previste devono avere una sensibilità elevata in grado di percepire sismi di Mg da 0 a 1 e con incertezza di localizzazione di ipocentro di alcune centinaia di metri. In base all’elaborazione di dati tra magnitudo registrate e parametri di iniezione e produzione, oltre ad altri dati geologici sulla deformazione del suolo e sulla pressione di poro, deve essere predisposto il ‘sistema a semaforo’, dove si passa dal livello zero di ‘ordinarietà’, a uno di ‘attenzione’, due di ‘riduzione delle attività’, tre di ‘sospensione delle attività’.

Aspetto non del tutto chiaro, tuttavia, in termini di trasparenza dati e possibili conflitti di interesse, è il rapporto che si deve instaurare tra la struttura preposta al monitoraggio e il gestore concessionario, ossia l’impresa.

La situazione in Lombardia

Cerchiamo di applicare le linee guida alla realtà lombarda. Innanzitutto, qual è il quadro della sismicità naturale della regione.

La cartina (Figura 2) mostra tutte le sorgenti sismogenetiche composite e individuali, strutture geologiche in grado di scatenare magnitudo naturali in ogni loro punto. Nel territorio interessato abbiamo le sorgenti:

• ITCS 115 – profondità da 2 a 6 km in grado di scatenare terremoti fino a magnitudo 6.0
• ITCS 002 – profondità da 6 a 13 km in grado di scatenare terremoti fino a magnitudo 6.0
• ITCS 072 – profondità da 1 a 6 km in grado di scatenare terremoti fino a magnitudo 6.0
• ITCS 116 – profondità da 2 a 6 km in grado di scatenare terremoti fino a magnitudo 5.5
• ITIS 104 – sorgente sismogenetica individuale che ha provocato il terremoto del 1802 di Soncino (CR) di Mg 5.7, profondità tra 2,5 e 5,8 km.

I cerchi gialli (Figura 3) sono i campi di dominio della sismicità indotta degli stoccaggi esistenti, di raggio 2/3 km, come previsto dalle linee guida. I cerchi bianchi (Figura 4) sono i campi di dominio della sismicità innescata di raggio 10 km.

Come si può notare, i campi di dominio coincidono con le sorgenti sismogenetiche e quindi il rischio di indurre sismicità, e soprattutto di innescare sismicità, è alquanto probabile e possibile. Il territorio lombardo sarà, insieme alla Basilicata e non solo, la grande scommessa per la sperimentazione del monitoraggio della sismicità indotta da operazioni metanifere, e occorre quindi puntare il faro sulla situazione. Perché, come ha dichiarato la stessa commissione Ichese, sismicità innescata significa “terremoti innescati, per i quali una piccola perturbazione generata dall’attività umana è sufficiente a spostare il sistema da uno stato quasi-critico a uno stato instabile. L’evento sismico sarebbe comunque avvenuto prima o poi, ma probabilmente in tempi successivi e non precisabili. In altre parole, il terremoto è stato anticipato.

In questo caso lo sforzo perturbante ‘aggiunto’ è spesso molto piccolo in confronto allo sforzo tettonico pre-esistente. La condizione necessaria perché questo meccanismo si attivi è la presenza di una faglia già carica per uno sforzo tettonico, vicina a un sito dove avvengono azioni antropiche che alterano lo stato di sforzo, dove vicina può voler dire anche decine di chilometri di distanza a seconda della durata e della natura dell’azione perturbante. In alcuni casi queste alterazioni possono provocare l’attivazione della faglia già carica. È importante ricordare che, poiché in questo caso le operazioni tecnologiche attivano solamente il processo di rilascio dello sforzo tettonico, la magnitudo dei terremoti innescati può essere grande, dello stesso ordine di quella dei terremoti tettonici, e dipenderà dall’entità della deformazione elastica accumulata sulla faglia a causa del carico tettonico”.

I rischi sono evidentemente enormi, trattandosi di una delle zone a più alta densità abitativa in Italia, essendo coinvolte cinque province lombarde con più di tre milioni di abitanti. Eppure si va avanti su questa strada, realizzando opere messe in cantiere in nome del profitto delle imprese e di giochi geopolitici sull’energia (1).

Serve il monitoraggio? Il caso Castor

Punto focale: saranno reali e funzioneranno le prescrizioni ministeriali e le operazioni previste dalle linee guida? Funzionerà quel “adottare tutti quegli accorgimenti utili a riportare la magnitudo al disotto di tale valore”? Una domanda legittima visto che il progetto di stoccaggio Castor in Spagna non ha di certo dato risposte incoraggianti. Nel settembre 2013, in fase di iniezione nello stoccaggio (per fortuna) off shore, a 20 km dalla costa di Castellòn, si è scatenato uno sciame sismico. Il governo spagnolo, allarmato per le continue scosse e la progressione positiva dell’intensità della magnitudo, ha deciso di inviare la Guardia civile e interrompere tutte le attività. Nonostante questo, la sismicità ha continuato aumentando ancora fino a Mg 4.3.

Il caso dimostra quanto non si è affatto certi che l’interruzione delle attività possa portare a un ridimensionamento del terremoto, ma soprattutto, citando ancora la commissione Ichese: “Ricerche recenti sulla diffusione dello sforzo suggeriscono che la faglia attivata potrebbe trovarsi anche a qualche decina di chilometri di distanza e a qualche chilometro più in profondità del punto di iniezione o estrazione, e che l’attivazione possa avvenire anche diversi anni dopo l’inizio dell’attività antropica”.

Ai primi di maggio il governo spagnolo ha indetto una conferenza nella quale ha ufficializzato il blocco totale del progetto Castor, deciso dopo uno studio di ricercatori del Mit (Massachusetts Institute of Technology) e dell’Università di Harvard, proprio perché, nonostante l’interruzione delle operazioni, le scosse sono state centinaia, e c’era il rischio di stimolare e innescare una struttura geologica in grado di scatenare terremoti fino a Mg 6.8.

Come ha scritto il sismologo Enzo Boschi l’11 maggio scorso su Il Foglietto nell’articolo “Dal Ministero della Ricerca serve maggiore chiarezza su questioni di sicurezza nazionale”, mettendo in dubbio il sistema a semaforo in merito al caso della Val D’Agri: “In ciò che scrive il Ministero, si arriva a dire che l’Ingv con il sistema di monitoraggio della sismicità naturale consentirà «immediatamente di segnalare alle istituzioni pubbliche territoriali, al Ministero dello Sviluppo Economico, all’Ufficio Nazionale Minerario per gli Idrocarburi e le Georisorse e al Dipartimento della Protezione Civile eventuali anomalie che potrebbero indicare la generazione di sismicità indotta o innescata». Questo sarebbe molto interessante se venisse anche spiegato come si riuscirà a capire che l’induzione o l’innesco è avvenuto.

“In altre parole, l’Ingv organizzerà il cosiddetto sistema ‘a semaforo’: appena si registra qualcosa, qualunque cosa, si sospende ogni attività. La cosa, però, è inutile ed estremamente pericolosa perché basta conoscere un po’ di geofisica moderna per sapere che certi processi possono essere innescati o indotti oggi ma produrre tragedie fra qualche anno. Inoltre, poco si sa di come inneschi e induzioni avvengano e, quindi, in realtà non sappiamo come monitorarli. In altre parole, l’instabilità e i moti della crosta terrestre sono imprevedibili e non possono essere fermati, come avviene per le auto in prossimità di un semaforo al rosso”.

Dichiarazioni forti da parte di uno dei massimi esperti in materia a livello nazionale e internazionale. Il rischio è enorme. Eppure non si fermano i progetti. Perché il punto è sempre quello, come evidenziato anche negli articoli pubblicati sui numeri precedenti di Paginauno: gli stoccaggi si inseriscono in un modello di sviluppo che va in un’unica direzione, quella del fossile; fino a ora non è neanche stata presa in considerazione l’ipotesi di sganciarsi e progettare sistemi rinnovabili, puliti e sicuri. Anche nella Nuova Strategia Energetica Nazionale da poco presentata dai ministri Galletti e Calenda, la creazione dell’hub del gas resta al centro del progetto e del dibattito; l’hub, questo grande corridoio energetico meridionale per l’Europa, intorno al quale ruotano gli interessi enormi delle lobby finanziarie e delle multinazionali energetiche, che porta con sé i siti di stoccaggio, con portano con loro i rischi appena analizzati di sismicità indotta e innescata.

1) Cfr. Enrico Duranti, L’Italia Hub del gas: disastrose scelte di politica energetica, Paginauno n. 51/2017, e Cambiamento climatico Kyoto e Cop 21: lo stoccaggio di CO2, Paginauno n. 52/2017

Dietro la bandiera ambientalista si promuove una pratica estremamente rischiosa: in cosa consiste e quali interessi economici spingono i progetti di stoccaggio nel sottosuolo di CO2

Con il protocollo di Kyoto e la Cop 21 di Parigi, si è ben pensato di abbattere le emissioni di anidride carbonica per scongiurare il cambiamento climatico attraverso l’utilizzo di quote di emissione di CO2: a ogni Stato viene affidato un tetto massimo di quote, che possono essere vendute o comprate. Lo scambio a livello mondiale ha permesso di creare un equilibrio: un Paese a debito è costretto a comprare crediti di quote, per restare nei limiti prefissati dagli obiettivi dei protocolli mondiali – attualmente le nazioni inquinatrici acquistano le quote di emissione dai Paesi poveri, e si è così creato un mercato borsistico del carbonio – oppure può investire in nuove tecnologie, idonee all’abbattimento delle emissioni, tra cui la Carbon capture storage (CCS), stoccaggi geologici di anidride carbonica, creando vere e proprie discariche sotterranee. In pratica la tecnica CCS è fatta tramite la cattura precombustione o postcombustione delle emissioni che, successivamente, vengono convogliate in stoccaggi sotto il suolo.

Ma nei protocolli mondiali non si parla solamente di CCS; la questione è più complessa. Lo scambio mondiale delle quote di CO2 ha creato un business a tutti gli effetti, comprensivo di speculazione, con il relativo abbassamento del prezzo a tonnellata del carbonio, prezzo attorno al quale si gioca il fattore cruciale dello scambio di quote di CO2. Ne consegue che attualmente le aziende inquinatrici hanno più convenienza a comprare quote di CO2 sul mercato, piuttosto che investire in nuove tecnologie che permettano la riduzione delle emissioni.

Con la crisi economica e i prezzi del carbonio bassi, lo stoccaggio è dunque per il momento accantonato; ma quando i prezzi risaliranno la pratica di CCS prenderà sempre più piede, anche perché con il solo scambio di quote non si stanno ottenendo i risultati sperati in termini di abbattimento di emissioni. I governi europei e mondiali, inoltre, puntano all’aumento del prezzo del carbonio e all’investimento nel CCS storage: stando ai documenti ufficiali della stessa Commissione europea, sembra che l’obiettivo sia di far partire progetti per il 2020.

C’è poi la questione dei combustibili fossili, in particolare il metano. L’uscita dal fossile è lontana e il metano, anche per la rivoluzione dei gas non convenzionali, è diventato un ‘ottimo’ combustibile per produrre energia elettrica, ovviamente con sostanziali emissioni di anidride carbonica; per compensare il continuo utilizzo delle fossili e con l’aumento dei prezzi del carbonio imposto dai governi, le industrie si lanceranno quindi nel CCS storage. In prospettiva, lo stoccaggio è dunque funzionale al continuo utilizzo delle fonti fossili.

Anche il business delle rinnovabili è diventato utile per le compagnie petrolifere. Nella maggioranza dei casi, dietro alla produzione di biometano, biocarburanti, elettricità di biogas, energia elettrica da fonti rinnovabili, si nasconde la mano lunga di lobby petrolifere e inquinatrici: producendo energia ‘Green’ a basso contenuto di CO2, attraverso i certificati verdi vengono assicurate le quote di CO2 nello scambio mondiale dei pacchetti di inquinamento.

Attorno allo scambio di emissioni possiamo dunque parlare di un una sorta di colonialismo 2.0. Di fatto le lobby comprano interi paesaggi, coltivano per biocarburanti o per progetti giganteschi di pannelli solari e creano surplus di energia pulita per compensare gli squilibri delle emissioni dei Paesi inquinatori; oppure comprano territori per stoccare CO2, o quote di emissioni, limitando le economie e l’industrializzazione dei Paesi poveri. E così siamo al paradosso che il cambiamento climatico è diventato un cavallo di battaglia degli speculatori e dei petrolieri, e i nuovi paladini della giustizia ambientale sono proprio i soggetti che hanno contribuito maggiormente a inquinare e alterare il clima con il surriscaldamento del pianeta.

Sono infatti le compagnie petrolifere, i produttori di energia elettrica da fonti fossili e le principali aziende inquinatrici che, associati in lobby, puntano a risolvere il problema con studi sullo stoccaggio CCS e sull’opportunità dello scambio mondiale di quote di emissione. Diversi analisti ed economisti hanno paragonato la questione del cambiamento climatico e delle quote di emissione a un giro d’affari simile a quello di una nuova rivoluzione industriale, e anche in Italia non mancano lobby dai nomi addirittura ambientalisti: GreenHouse, Co2geonet, Concawe CCS… e vi collaborano anche enti di ricerca pubblici italiani, pur di promuovere studi e rapporti scientifici. E così troviamo studi dell’INGV (Istituto nazionale di geofisica), dell’OGS (Istituto di oceanografia e geofisica sperimentale di Trieste), dell’ENEA, dell’RSE, del CNR…

Ci sono anche studi sponsorizzati e promossi dallo stesso Ministero dello sviluppo economico, in collaborazione con la Commissione europea, e addirittura con il Dipartimento dell’Energia degli Stati Uniti. Siamo di fronte a un potente intreccio tra aziende, multinazionali, governi, lobby, istituzioni nazionali, regionali, locali ed enti di ricerca. Il tutto, ovviamente, senza la minima trasparenza e il minimo coinvolgimento delle popolazioni. Sperimentazione e monitoraggi di fronte a cittadini ignari. E poiché lo stoccaggio CCS è considerata la soluzione per il futuro, la sperimentazione aumenterà sempre più nel prossimo periodo e le istituzioni si stanno apprestando alla concessione dei relativi permessi.

Il progetto lombardo

Anche se progetti di stoccaggio geologico di CO2-CCS in Lombardia e in Italia sono una novità, la possibilità è studiata da anni. Il 30 dicembre 2009, la ex giunta regionale capitanata da Formigoni deliberava il Programma delle ricerche e sperimentazione in materia di “Cattura e confinamento dell’anidride carbonica”, nel quale veniva ricercato un sito idoneo dove poter sviluppare un impianto pilota di confinamento geologico della CO2.

Le aree indagate risultavano quattro: la zona del pavese, il lodigiano, Poggio Rusco nel mantovano e il bacino della Malossa tra la bassa bergamasca e il cremasco. L’obiettivo della ricerca intendeva individuare e studiare i siti geologici, misurare gli impatti dell’intervento, creare come fattore cruciale la “public acceptance”, ossia l’accettabilità sociale, definire un progetto pilota e arrivare a un’intesa con il Ministero dello sviluppo economico.

Non passava molto tempo; già il 22 febbraio 2010 la Regione Lombardia e il Ministero, attraverso il Dipartimento per l’energia, sottoscrivevano un protocollo d’intesa nel quale, tra le linee d’azione, venivano promosse le ricerche per lo sviluppo di nuove tecnologie per la cattura, il trasporto e lo stoccaggio di CO2, oltre a individuare nell’ambito della regione un impianto pilota da utilizzare in via sperimentale ai fini dello stoccaggio. Sempre in base all’intesa, si prevedevano forme di accordo volontario con le imprese inquinatrici, e collaborazioni con istituti di ricerca e università per lo sviluppo di interventi tecnologici innovativi.

Il 14 febbraio 2014, la Regione Lombardia concludeva il rapporto finale “Cattura e stoccaggio geologico di CO2. Studi e valutazioni per il possibile avvio di un impianto pilota”. Il progetto, oltre a una panoramica sulle potenzialità della cattura e stoccaggio di CO2 a livello internazionale e anche nell’ambito italiano, fornisce una panoramica sui principali progetti esistenti e sulle possibili tecnologie combinate tra stoccaggio geologico e operazioni minerarie, e si concentra sulla valutazione potenziale di stoccaggio nel sistema lombardo.

L’area interessata è di circa 1.500 km quadrati, ricadente su cinque province: Milano, Lodi, Bergamo, Cremona, Brescia (figura 1). Quello proposto è uno stoccaggio in acquifero salino profondo, quindi non si parla di cavità naturali o giacimenti depleti come quelli degli stoccaggi e delle estrazioni di idrocarburi convenzionali; un acquifero salino è contenuto nella roccia denominata “conglemerati di Sergnano (gravel sergnano)”.

Lo studio si è basato principalmente sui dati dei pozzi di idrocarburi esistenti, sulle linee sismiche e sui relativi approfondimenti geologici. Tutta l’area è stata analizzata, sia per quanto riguarda la roccia di copertura (argille del santerno), sia per la profondità e lo spessore dell’acquifero, attraverso rielaborazioni tridimensionali estratte dai profili di pozzo; un lavoro reso possibile dall’altissima concentrazione di pozzi metaniferi e petroliferi in Lombardia, la regione, assieme all’Emilia Romagna, più bucata d’Italia. Nello studio sono stati presi in considerazione anche i titoli minerari esistenti, dalle coltivazioni di idrocarburi agli stoccaggi di metano, e ne sono emerse le zone idonee e quelle escluse, che corrispondono ai progetti di stoccaggio metano già esistenti: l’area di Sergnano, Ripalta Cremasca, Settala. Idonea e in fase di ulteriore ricerca è stata ritenuta la zona del lodigiano.

Lo studio si è spinto anche a simulare tre possibili iniezioni, utili a capire l’idoneità del sito e la possibile tenuta della roccia di copertura. Le simulazioni hanno eseguito iniezioni di volumetrie pari a 300.000 t/anno per un arco temporale di trent’anni, e hanno concluso l’idoneità dell’area per lo sviluppo di un impianto pilota per lo stoccaggio di CO2, sia per la possibile roccia di copertura che ha uno spessore variabile dai 500 ai 2.500 metri, sia per il possibile giacimento che avrebbe uno spessore da pochi metri fino a 600.

Le simulazioni effettuate sono in linea con il progetto presentato dalla Techint, che prevedeva la cattura della CO2 presso la centrale a ciclo combinato da 110 Mw presente nello stabilimento siderurgico di Dalmine (BG), e lo stoccaggio in acquifero salino. È interessante come questo vecchio studio della Techint prevedesse la possibilità di stoccare una quantità pari a 370/380 milioni di tonnellate di CO2, dato fornito attraverso un’analisi statica precedentemente eseguita e basata sulla metodologia suggerita dal Department of Energy (DOE) americano; un volume che equivarrebbe alla quantità di emissioni prodotte dalle principali aziende inquinatrici della Lombardia in un arco temporale di trent’anni.

Perché stoccare CO2 nel sottosuolo

La pratica del CCS è studiata da diversi anni, ma è ancora in fase sperimentale. Non si può nascondere che gli impianti esistenti non hanno ancora dimostrato un’effettiva sicurezza, tanto che il dibattito scientifico è molto acceso. I rischi maggiori riguardano la sismicità indotta e innescata (ne parleremo nel prossimo articolo), la contaminazione delle falde acquifere e la possibile fuoriuscita in atmosfera della CO2 da fughe preferenziali, per la cattiva tenuta delle rocce geologiche di copertura – e le emissioni, in grandi quantità sono molto pericolose perché asfissianti. Per questo deve essere ricordato il caso del lago vulcanico Nyos in Camerun nel 1986, con la morte nel sonno di 1.700 persone e 3.500 capi di bestiame, proprio per l’emissione dovuta a una fuoriuscita naturale di CO2 disciolta nelle acque.

Nonostante i rischi, vogliono stoccare; perché? La relazione finale prodotta dalla Regione Lombardia contiene alcune risposte. Dichiara che l’attuale stoccaggio CCS non è attualmente redditizio e conveniente se non attraverso l’utilizzo combinato con altri tipi di tecnologie. Viene per esempio proposta la combinazione con l’estrazione di idrocarburi, la tecnica denominata CO2 EOR (Carbon dioxide Enhanced oil recovery, Recupero assistito di greggio tramite l’iniezione di CO2) (figura 2). In pratica, spingendo la CO2 nei giacimenti si possono estrarre quantità non trascurabili di idrocarburi, che con il metodo tradizionale non sarebbe possibile; di fatto, si vuole raschiare il fondo del ‘barile’.

Oppure si propone l’utilizzo della CO2 come cushion gas negli stoccaggi di metano. Il cushion gas è quella quantità di metano utilizzato e non movimentato commercialmente necessario per la movimentazione del gas stoccato e commercializzato (working gas); in pratica serve per dare la pressione necessaria per l’estrazione e l’iniezione. Sostituendo il cushion gas con la CO2 si potrebbero recuperare quantità notevoli di metano da vendere, con un bel profitto per le aziende di stoccaggio.

Un’altra tecnica ipotizzata è la Enhanced Coal Bed Methane (Recupero di metano da strati carboniferi), che consiste nell’iniettare CO2 negli strati geologici carboniferi, in modo da liberare il metano presente negli interstizi delle rocce carbonatiche. È un metodo molto invasivo e tipico delle operazioni da fracking; proposto per il bacino carbonifero del Sulcis in Sardegna, non è da escludere il suo utilizzo in determinati bacini geologici carboniferi, come quello della Malossa in Lombardia – bacino su cui si basa il progetto della Regione – e in altre aree lombarde, come Lacchiarella e Zibido San Giacomo nel sud milanese, dove sono in corso trivellazioni per la ricerca di idrocarburi proprio in conformazioni carbonatiche a 4.000 metri di profondità.

Il progetto lombardo di CCS, in riferimento allo stoccaggio CO2 associato a tecniche EOR, riporta: “[…] si stima che durante gli ultimi 40 anni siano state iniettate nel sottosuolo circa 1 milione di tonnellate di CO2 con lo scopo di migliorare il recupero di olio greggio dai giacimenti (recupero migliorato del petrolio tramite iniezione di CO2, CO2 EOR). Alla luce di questo dato, la tecnica CO2
Eor è sempre più considerata una tecnica per progredire nello sviluppo di grandi progetti di stoccaggio della CO2, visti i vantaggi commerciali rispetto alle tecniche CCS tradizionali e dedicate al solo stoccaggio della medesima […] la maggior parte delle compagnie petrolifere che sviluppano e gestiscono tali progetti non hanno mai avuto come obiettivo l’aumento della capacità di stoccaggio CO2 che offrono i loro progetti, poiché oggi non vi è una spinta normativa o finanziaria che consideri la componente stoccaggio come parte integrante e remunerativa dell’attività”.

È chiaro il tentativo di inserire fin da subito possibili incentivi finanziari e normativi. Continua infatti il documento: “[…] al fine di rendere l’attività di stoccaggio una parte industriale e remunerativa dell’attività CO2 EOR, pare quindi necessario implementare forme di incentivazione (prezzi, tassazione, normativa ecc..). […] al momento, le attività CO2 EOR giocano (e giocheranno sempre più) un ruolo fondamentale nel campo delle tecniche CCS applicate a scala commerciale, che spesso giustificano un parziale bilancio dei costi per lo sviluppo degli impianti di cattura.

Ciononostante, è necessario sviluppare uno scenario gestionale affidabile (anche politico e di accettabilità sociale), relativo a norme legislative, di controllo e sicurezza, che fornisca incentivi a investire nelle tecniche CCS includendo anche un necessario sviluppo di siti dedicati al solo stoccaggio di CO2. […] Infatti, i soli giacimenti in via di esaurimento (sia di greggio, sia di gas naturale), non possiedono la capacità di stoccaggio necessaria a poter contribuire significativamente all’abbattimento delle emissioni di CO2 a lungo termine tramite l’applicazione delle tecniche CCS […] La potenzialità di stoccaggio in giacimenti di olio potrebbe aumentare prendendo in considerazione parti del giacimento di solito non considerate negli scenari di progetto della CO2 EOR. Infatti, nelle zone basali del giacimento spesso è presente una zona di transizione tra acqua e olio (frangia capillare, caratterizzata da una saturazione in olio residua), di solito valutata non economica ai fini dell’EOR.

“Questa parte del giacimento potrebbe essere riconsiderata ai fini di aumentare la capacità di stoccaggio, sia di un possibile recupero addizionale di greggio, in questo momento non considerato economico […] inoltre, spesso vi sono acquiferi salini posti a fianco, sopra o sotto le formazioni produttive a olio, ma il loro utilizzo è generalmente precluso a causa di normative (proprietà del sottosuolo) o dalla mancanza di benefici economici. Se, dopo attenta valutazione, tali acquiferi fossero ritenuti idonei per lo stoccaggio ‘dedicato’ della CO2, essi potrebbero essere utilizzati in modo più conveniente degli stoccaggi ‘dedicati’ tradizionali, potendo avvalersi a costo ridotto delle infrastrutture esistenti messe in opera per l’implementazione del processo CO2 EOR”.

Quanto l’obiettivo prefissato sia dietro spinta delle lobby, è chiaro: si andranno a creare incentivi e normative idonee per queste opere, compreso il rischio concreto di una privatizzazione del sottosuolo, dopodiché ci si occuperà anche di creare l’accettabilità sociale nei confronti di questi progetti.

Il problema dell’accettabilità sociale

Un aspetto, quello dell’accettabilità sociale, per nulla da sottovalutare, oggetto di progetti di ricerca appositi e di seminari tenuti negli stessi convegni per la promozione degli stoccaggi di CO2. È il caso del convegno “Next Generation Energy storage Technologies: challenges and opportunities”, tenuto a Taormina il 2-3 dicembre 2015 e organizzato da Science and Technology Foresight Project del CNR italiano (Centro nazionale della ricerca); e del progetto di ricerca “Public Acceptance e attività di supporto alla regolamentazione delle attività di sequestro geologico della CO2” del Cesi Ricerca, del febbraio 2008.

Il Cesi Ricerca, ora Ricerca sul Sistema Energetico s.p.a., è controllato dal Gestore dei servizi energetici GSE s.pa. – guarda caso l’azienda che gestisce lo scambio di quote di emissioni italiane – oltre a essere una società per azioni controllata al 100% dal Ministero dell’economia e delle finanze. In questo progetto è spiegato quanto siano fondamentali gli stakeholder (dalle autorità locali e regionali a istituzioni governative operanti nel settore energetico, ambientale, sociale, dell’istruzione, sanitario; dalle industrie coinvolte nell’ambito della CCS alle associazioni ambientalistiche e gli istituti di ricerca) per pubblicizzare la pratica di CCS, e quanto essi debbano essere rappresentativi delle diverse posizioni esistenti riguardo allo stoccaggio di CO2.

L’accettabilità sociale, infatti, è sottolineato nel documento, si può ottenere solo se i cittadini credono che la tecnica CCS sia una fase di passaggio che porterà all’adozione di tecnologie alternative, come le fonti energetiche rinnovabili, e non qualcosa che alimenta l’industria dei combustibili fossili. E quindi bisogna operare su più fronti, agire attraverso i mezzi d’informazione di massa come fare interventi mirati sul territorio, adattando la propaganda al target a cui di volta in volta ci si rivolge. Di basilare importanza è il settore scolastico, dalla scuola primaria all’università, che deve essere oggetto di un ben costruito programma d’educazione ambientale, strutturato attraverso lezioni, incontri e dibattiti, nei quali la CSS deve essere presentata come una possibilità per contrastare l’effetto serra, perché mostrarne solo la bilancia rischi/benefici, evidenzia il documento, potrebbe risultare fuorviante se non controproducente.

Siamo quindi davanti a un’operazione di propaganda ben programmata, per manipolare l’opinione pubblica e fare accettare la pratica CSS. Occorre dunque riconsiderare tutti i progetti energetici sotto una nuova luce, e la questione del cambiamento climatico e dello stoccaggio di CO2 ne sono al centro. La battaglia contro la privatizzazione del sottosuolo e per la sua difesa come bene comune è necessaria e fondamentale fin da subito.

Metanodotti che sventrano la penisola da sud a nord, stoccaggi di gas nel sottosuolo, impianti di rigassificazione in mare, nuove estrazioni e centrali a biometano: un disastroso progetto che passa sotto silenzio

Strategia energetica nazionale e Sblocca Italia

Le opere energetiche sono state una delle priorità degli ultimi governi italiani, secondo i quali esse ricoprono un ruolo prioritario e strategico per il Paese. L’esecutivo Monti ha elaborato la Strategia energetica nazionale (Sen), mentre Renzi ha continuato il lavoro approvando il cosiddetto Sblocca Italia. Due leggi basate su un’eventuale riforma del titolo V della Costituzione, tentativo fallito per la sconfitta registrata al referendum costituzionale di dicembre.

Se da una lato la Strategia energetica nazionale punta al rilancio degli stoccaggi di metano e della rigassificazione, lo Sblocca Italia rende le opere per l’approvvigionamento e il trasporto del gas di carattere strategico e prioritario. All’art. 37 di quest’ultimo si legge: “Al fine di aumentare la sicurezza delle forniture di gas al sistema italiano ed europeo del gas naturale, anche in considerazione delle situazioni di crisi internazionali esistenti, i gasdotti di importazione di gas dall’estero, i terminali di rigassificazione di GNL (Gas Naturale Liquefatto, n.d.a.), gli stoccaggi di gas naturale e le infrastrutture della rete nazionale di trasporto del gas naturale, incluse le operazioni preparatorie necessarie alla redazione dei progetti e le relative opere connesse, rivestono carattere di interesse strategico e costituiscono una priorità a carattere nazionale e sono di pubblica utilità, nonché indifferibili e urgenti”.

Per capire quanto queste opere siano strategiche occorre prendere in mano la Strategia energetica nazionale, che contempla la creazione di un corridoio energetico sud-nord europeo per il trasposto del gas. Di fatto, la nostra penisola diventerebbe un porto logistico per il passaggio e la rivendita del gas.

Nero su bianco, la Sen prevede: “Da un punto di vista dell’integrazione e sviluppo delle reti, la Commissione punta ad assicurare che tutte le infrastrutture di connessione e di stoccaggio ritenute strategiche per l’integrazione e la sicurezza energetica europea siano completate entro il
2020. In questo abito, a ottobre 2011 la Commissione ha adottato la proposta di Regolamento Guidelines for Trans-European Energy Infrastructure identificando 9 corridoi prioritari e 3 aree di interesse che coprono le reti di trasporto e stoccaggio di elettricità e gas, oleodotti per il trasporto del petrolio, smart grids e reti per il trasporto e la reiniezione della CO2. La Commissione si propone di selezionare un certo numero di ‘progetti di interesse comune’ importanti per il conseguimento degli obiettivi energetici e climatici.

“I progetti che avranno ottenuto questa qualifica godranno di diversi vantaggi: beneficeranno di una speciale procedura per il rilascio delle autorizzazioni, che sarà più semplice, rapida e trasparente, e di finanziamenti dell’Ue nonché di incentivi tariffari e della ripartizione cross border dei costi delle infrastrutture transfrontaliere (per il periodo 2014–2020 dovrebbero essere stanziati 5,1 miliardi di euro nell’ambito del Regolamento Connecting Europe Facilities-CEF).

“L’Italia è interessata da ben 5 corridoi (2 per l’elettricità e 3 per il gas) e, come tutti gli Stati membri, dalle 3 aree tematiche prioritarie. In particolare, sono di interesse per l’Italia: 1) Per il settore elettrico i corridoi Nord-Sud (NSI West Electricity e East Electricity); 2) Per il settore gas i corridoi Nord-Sud (NSI West Gas, East Gas, e Southern Gas); 3) Le aree tematiche di sviluppo delle reti intelligenti, delle autostrade elettriche e dello sviluppo reti per il trasporto della CO2. Il regolamento dovrebbe entrare in vigore nel corso del 2013. Si avrà così abbastanza tempo per compilare il primo elenco di progetti di interesse comune a livello dell’Unione (al quale si sta già lavorando intensamente sulla base di criteri provvisori), suscettibili di essere finanziati nel quadro del CEF che entrerà in vigore nel 2014”.

L’obiettivo principale infrastrutturale delle energie è dunque la creazione in Italia di un Hub del gas, sistema composto da stoccaggi di metano nel sottosuolo (ex giacimenti), impianti di rigassificazione in mare per il Gas Naturale Liquefatto (GNL), metanodotti di grande portata che percorrono la penisola da sud a nord e opere connesse utili alla regolazione di scambio del gas, come nuove estrazioni o centrali a biometano (vedi box Biometano e GNL, in coda all’articolo).Un Hub che vede la concentrazione di stoccaggi in Lombardia ed Emilia Romagna.

Lombardia ed Emilia Romagna, terre di stoccaggio

Più del 70% del gas immagazzinato nel sottosuolo è nelle due principali regioni del nord. Attualmente vengono stoccati 16 miliardi di metri cubi di metano,ma l’obiettivo finale previsto dalla Sen è 30 miliardi (Figura 1).

Un raddoppio finalizzato non ad aumentare le riserve nazionali in caso di crisi energetica, ma esclusivamente a un’eventuale esportazione in Europa, sia a ovest (Francia e Gran Bretagna), sia verso est. Non è un caso che, di fronte alla crisi russo-ucraina, l’ex amministratore delegato della Snam Carlo Malacarne dichiarava pubblicamente che l’azienda era pronta a trasportare gas verso i Paesi dell’Est qualora la Russia avesse chiuso i rubinetti. È proprio il Gruppo Snam che, attraverso la partecipata Stogit (Stoccaggi Gas Italiani), controlla l’80% del mercato dello stoccaggio di metano.

Questo sistema complesso di Hub è possibile grazie all’interconnessione di grandi metanodotti che sventrano la penisola e la Pianura Padana. Quello principale è l’opera Cervignano-Zimella e Cervignano-Mortara, metanodotto da 1.500mm a 75 bar di pressione (un gasdotto internazionale) che permette al gas di arrivare alle ‘porte italiane’ del Tarvisio (est) e di Passo Gries (ovest) (Figura 2).

Ancora in costruzione, questo metanodotto vede come snodo focale la costruenda centrale di compressione gas di Sergnano (CR), che gestirebbe in bidirezione il gas verso l’Europa. Proprio a Sergnano si concentrerebbe il punto finale del sistema stoccaggi metanodotti, ed è infatti la Lombardia a detenere il maggior numero di gas stoccato. Completa l’Hub il nuovo corridoio energetico che dal metanodotto salentino Tap, che porterebbe il gas dai Paesi caucasici, dovrebbe percorrere tutta la dorsale appenninica Adriatica (comprese le zone recentemente terremotate) e arrivare in Emilia, nei pressi dello stoccaggio di Minerbio (BO), per poi ricollegarsi a Sergnano (Figura 3); a questo corridoio si connetterebbero altre opere, come stoccaggi utili a immagazzinare gas e rigassificatori.

È evidente che la creazione di una simile struttura necessiterebbe di un’unica valutazione strategica ambientale, e invece la si è voluta frammentare in piccoli progetti proprio per eludere la valutazione nella sua complessità e unità.

Perché l’Hub? La situazione geopolitica

Il prezzo attuale del metano è una delle ragioni del progetto Hub. In passato l’Italia si è garantita l’importazione con contratti Take or pay principalmente dalla Russia, che forniva più del 50% del gas in Europa e del 30% in Italia. Con il progetto South Stream (gasdotto russo sud-europeo), bocciato dalla Ue all’ultimo minuto, la Russia avrebbe potuto incrementare quasi del doppio la fornitura agli Stati dell’Europa meridionale, scavalcando l’Ucraina, Paese con cui i rapporti erano tesi da anni proprio per la questione del trasporto del gas.

Le potenzialità del South Stream erano di 60 miliardi di metri cubi annui, quindi un metanodotto di grande portata che dal mar Nero sarebbe sbarcato alle porte italiane del Tarvisio, risalendo i Paesi balcanici. Ma in Europa non era ben visto, e altri progetti erano concorrenti. Tra questi il Nabucco e il Tap, metanodotti di portata inferiore (il Tap porterebbe 10 miliardi annui, un sesto rispetto al South Stream), che sono stati tuttavia ritenuti strategici dalla Ue – il Tap è già stato finanziato dalla Bei, Banca Investimenti Europea (Figura 4).

Quale la differenza tra il South Stream e il Tap? La risposta è semplice: il primo avrebbe portato gas russo, il secondo trasporta attualmente gas dell’Azerbaijan, e in futuro anche dai Paesi arabi. Si tratta dunque di strategie geopolitiche ben precise nei rapporti tra Russia e Stati Uniti e Paesi alleati. La questione energetica è da anni al centro dello scontro mondiale e del clima teso tra Usa e Russia. Una situazione frutto della ‘rivoluzione del Fracking’ e dei gas non convenzionali, che ha portato i prezzi dei contratti Take fuori mercato: le quotazioni spot sono infatti molto inferiori a quelle contemplate nei contratti sottoscritti oltre un decennio fa, in condizioni del tutto differenti (Figura 5).

Con il Fracking gli Stati Uniti hanno raggiunto l’indipendenza energetica e sono attualmente potenziali esportatori tramite il sistema del GNL. Un cambiamento che ha portato a un tracollo dei prezzi del petrolio e del metano, che ha causato crisi economiche devastanti in molti Paesi produttori per i quali, come Venezuela e Russia, il pareggio di bilancio è basato su prezzi petroliferi intorno ai 100 dollari al barile. Con l’attuale quotazione di circa 50/60 dollari, alcuni Stati rischiano il default (Figura 6).

È chiaro che questo ha portato una instabilità economica e politica sul piano mondiale, con tentativi disperati per potersi salvare. Non a caso, tra i Paesi produttori si continua a discutere se ridurre la produzione, in modo da bloccare la svalutazione del prezzo, oppure aumentarla, per rendere antieconomico anche il gas non convenzionale da Fracking. La questione è stata al centro del dibattito dell’Intesa di Vienna del dicembre scorso tra i Paesi Opec e non Opec. Dopo un lungo braccio di ferro è prevalsa la posizione di tagliare la produzione, in modo da permettere ai prezzi di risalire. Tra gli Stati favorevoli Russia e Arabia Saudita, fortemente contrari Iran e Iraq.

È evidente che ci troviamo in una situazione di sovrapproduzione di energia sul mercato mondiale, e nonostante i tentativi di accordo sulla produzione e sui prezzi la fase non è certo tranquilla. Un peggioramento della crisi petrolifera porterà con sé un ulteriore peggioramento della crisi mondiale, con l’inevitabile scoppio di altre bolle speculative e crisi sovrastrutturali delle economie anche di Paesi importanti come la Russia, l’Iran e le monarchie arabe.

Non si può escludere nemmeno una bolla finanziaria legata al Fracking, con il fallimento di centinaia di aziende americane. A ciò deve essere aggiunta anche la questione del Medioriente e della Siria, Paese chiave nel passaggio di corridoi energetici, sia per le monarchie arabe che per l’Iran. Proprio il futuro dell’Iran è centrale, poiché è uno degli Stati con il maggior potenziale di gas. La sua entrata sul mercato mondiale energetico lo porterebbe a essere un esportatore principale, al pari di Russia, Usa e delle monarchie arabe – per questo il Paese era fortemente contrario al taglio della produzione: un aumento porterebbe a un’ulteriore svalutazione dei prezzi, permettendogli di inserirsi nel mercato energetico.

L’instabilità dunque domina, e possiamo aspettarci di tutto in termini di alleanze e scontri mondiali. In questo clima, tutti i Paesi che in passato hanno stipulato contratti Take hanno chiesto a gran voce la rivisitazione delle condizioni, con l’abbassamento dei prezzi. Gli Stati fornitori non hanno però un gran margine di trattativa, a causa dei bilanci statali. È il caso dell’Europa, che tra il 2012 e il 2013 ha chiesto alla Russia di rinegoziare i contratti Take, ma quest’ultima non ha potuto concedere granché. È in questo contesto che si inserisce lo scontro Ue-Russia con il conflitto ucraino.

L’Europa ha dunque guardato altrove e i rapporti con Putin sono diventati sempre più tesi. Sul piano energetico ha rivisto l’intera strategia, nel tentativo di svincolarsi dal gas russo, e si è concentrata sulla rigassificazione e sul corridoio meridionale con i Paesi arabi, l’Azerbaijan e in prospettiva l’Iran. Ed è in questo contesto che si è consumata la pace con l’Iran. Nello scacchiere mondiale l’Italia gioca un ruolo chiave. Se da un lato la posizione europea per l’approvvigionamento da nord è la rigassificazione con terminali nel mare del Nord, per il sud la scelta ricade sulla rigassificazione con Spagna e Italia, e via tubo principalmente su quest’ultima. Ma grosse quantità di metano devono essere immagazzinate e quindi servono gli stoccaggi, con tutti i problemi ambientali connessi, tra cui quelli della sismicità indotta e la deformazione del suolo (ne parleremo in prossimi articoli).

Da importatori a esportatori

Per esportare un prodotto bisogna averlo o produrlo, a meno che non si pensi di diventare grossisti e terzisti, ma per far questo occorrono grandi magazzini e una sofisticata logistica per far arrivare la merce in tempi rapidi e senza interruzioni. Da qui i rigassificatori, gli stoccaggi e i metanodotti, le nuove trivellazioni e il biometano, opere non strategiche se si pensa alle risorse italiane, ma progettate per divenire Hub.

L’Italia basa il proprio consumo energetico sull’utilizzo del metano. Già in passato il nostro Paese è stato consumatore di metano, molto prima degli altri Stati europei. Una scelta che si è sempre basata su tre fattori di natura principalmente politica: la mancanza di nucleare, le scoperte metanifere dell’Eni, soprattutto con gli investimenti di Mattei, e l’importazione via tubo dalla Russia e dall’area nord africana.

La composizione percentuale delle fonti energetiche impiegate per la copertura della domanda italiana nel 2015 è stata caratterizzata dal petrolio per il 34,5%, dal metano per il 32,2%, dai combustibili solidi per il 7,8%, dall’energia elettrica per il 5,9% e dalle rinnovabili per il 19,3%. Il 2015 dimostra che siamo ancora un Paese importatore di energia, anche per la scarsità concreta di fonti rinnovabili. Quello che deve far riflettere è che comunque, in un quadro generale di diminuzione di produzione nazionale di energia, diminuisce anche la produzione di rinnovabili, con un calo del 3,7% rispetto al 2014. Aumentano invece le importazioni nette, +6,4% rispetto l’anno precedente, con un aumento delle importazioni di gas (+10%) e petrolio (+6,6%), mentre le fonti rinnovabili subiscono un forte calo (-16% rispetto al 2014): ciò dipende principalmente dalla scelta politica di puntare più sui fossili e meno sulle rinnovabili.

Nel 2015 la domanda di gas naturale è stata coperta per il 10% dalla produzione nazionale e per il 90% attraverso il ricorso all’importazione, che è stata pari a 61,2 miliardi di metri cubi, con un incremento del 9,8% rispetto al 2014; si è registrata inoltre un’iniezione netta di gas nei giacimenti di stoccaggio per circa 0,2 miliardi di metri cubi.

Le importazione via gasdotto hanno rappresentato il 90% del totale delle importazioni di gas naturale, registrando un incremento di 4 miliardi di metri cubi. In particolare le forniture provenienti dall’Algeria (7,2 miliardi di metri cubi), dalla Russia (29,9 miliardi), dalla Libia (7,1 miliardi) e dal nord Europa (10,6). Il GNL (6 miliardi di metri cubi) ha visto un incremento del 32% rispetto al 2014. Complessivamente nel 2015 si è registrato un consumo di gas pari a 67,5 miliardi, con un incremento del 9,1% rispetto al 2014, reso possibile dall’aumento del settore civile e termoelettrico.

Per soddisfare le esigenze domestiche nel 2015, secondo le stime preliminari effettuate nell’ambito dei conti ambientali dell’Istat, si è utilizzato per il 51% gas naturale (metano), per il 21% biomasse (in particolare legna da ardere), per il 20% energia elettrica, per il 4% gasolio, per quasi il 4% GPL e in quantità trascurabile altri prodotti energetici.

Un dato importante riguarda l’energia elettrica, in quanto più del 60% è prodotta con fonti fossili attraverso impianti termoelettrici tradizionali. Sul totale prodotto, il 40% viene da gas naturale, che dunque diventa fondamentale per il bilancio energetico anche nel settore elettrico. Ma è proprio nei consumi finali di energia che si nota come il maggior uso venga dal settore civile, con un 37,6%, e dai trasporti con un 32%. Due ambiti che rappresentano il 67,6% dei consumi finali. In questo contesto il gas è pari al 30% e il petrolio al 43%. Il nostro consumo energetico rimane dunque principalmente legato ai fossili.

Una scelta politica

Da questi dati possiamo trarre importanti conclusioni. L’Italia, essendo un Paese importatore, ha bisogno di grandi svolte per poter ridurre la dipendenza energetica. E poiché il settore civile e quello dei trasporti sono i due principali energivori con dipendenza da fonti fossili (gas e petrolio), solo una scelta politica consapevole può andare a scardinare una strategia energetica antiquata. E la scelta non è certo quella di diventare Hub.

L’efficienza energetica delle abitazioni potrebbe abbattere drasticamente l’utilizzo di gas. Attualmente esistono le case passive, e un serio piano di investimento pubblico in questa direzione potrebbe essere la reale soluzione. Stesso discorso vale per i trasporti. Il continuo investimento su gomma e su strada è la scelta più sbagliata per poter mettere mano al bilancio energetico, mentre un piano nel settore del trasporto pubblico e della riorganizzazione delle merci potrebbe abbattere drasticamente il consumo di petrolio.

L’Hub del gas, gli stoccaggi, la rigassificazione, il biometano, le trivellazioni sono al contrario scelte finalizzate a mantenere la situazione attuale, se non a peggiorarla vista la prospettiva di esportazione nell’area europea. Quello che deve essere messo in discussione è il modello di sviluppo attuale, che si basa esclusivamente sul fossile e a volte sulla speculazione anche nel rinnovabile. Dobbiamo ragionare in modo differente sulla questione energetica. Dobbiamo rifarci a un modello basato sul minor impatto energetico, sulla minimizzazione del consumo, sull’efficienza. Un modello che può essere sviluppato solo su basi anticapitaliste, nelle quali l’energia non è più riconosciuta come merce ma diventa bene comune.

Anche l’utilizzo del sottosuolo pone importanti riflessioni. È tendenza diffusa considerarlo proprietà privata, mentre è per legge un bene comune; le concessioni minerarie vengono infatti rilasciate con gara pubblica e non con vendita del giacimento. Di fatto quello che viene concesso è la possibilità di usufruire dell’utilizzo del giacimento. Ecco perché con il referendum dell’aprile scorso sulle trivelle si voleva introdurre il concetto di vita utile, che porta a decadere la durata della concessione. La vita utile è il primo passaggio verso la privatizzazione del sottosuolo, scelta richiesta dalle compagnie petrolifere e metanifere.

Ma il sottosuolo deve rimanere bene comune, soprattutto con la scelta politica attuale di sfruttamento illimitato dei geopotenziali a scopi di stoccaggio. L’energia è alla base del progresso e del modello di sviluppo economico. Un modello irrazionale e illogico come quello attuale sarà per forza basato sul massimo consumo e sullo spreco. Si pensi, per esempio, allo spostamento delle merci anche di prima necessità: importiamo alimenti dall’estero per poter coltivare i nostri campi per produrre energia. Nel bilancio finale energetico, quanta energia viene utilizzata per farlo? La risposta non è certo quella del protezionismo in chiave nazionale, ma un diverso modello di sviluppo, dove l’energia è un bene da preservare nel rispetto dell’ambiente e dell’intera umanità. Attorno alla questione del sottosuolo e dell’energia deve ripartire la battaglia per la difesa dei beni comuni.

Carbosulcis, Alcoa, Eurallumina ecc.: storia di una colonizzazione

Alcoa, Vinyls, Keller, Rockwool. E poi ancora Carbosulcis, Eurallumina e altre ancora. I nomi di queste aziende che operano in Sardegna ritornano ciclicamente alle cronache sugli organi di stampa italiani.
Situazioni lavorative altamente instabili che di volta in volta vengono rappresentate come l’emergenza di turno. Gli onori della cronaca però non durano che una settimana o poco più, poi tutto sembra tornare alla normalità. Vertenze, scioperi, manifestazioni, tavoli di confronto: il quadro sembra essere sempre lo stesso.
Sullo sfondo, aziende che vogliono ristrutturare, riacquistare competitività o per cui investire in Sardegna non è più conveniente, che minacciano di mettere in mobilità o licenziare migliaia di operai.
Mettendo in crisi, di fatto, una fetta cospicua della società sarda.

Raramente però la situazione viene descritta nel suo insieme e si tenta di andare alla ricerca delle vere cause che generano questo tipo di vertenze. Problemi che non è più possibile definire occasionali, ma anzi sono inscritti nel tessuto economico della Sardegna ormai da decenni.
Un problema strutturale dunque, che paradossalmente è allo stesso tempo causa e conseguenza della situazione economica dell’isola, in un circolo vizioso da cui non sembra esserci uscita. Occorre dunque avere uno sguardo d’insieme e cercare di capire perché il settore dell’industria in Sardegna è in crisi perenne e le soluzioni che arrivano hanno vita breve, permettendo rinvii semestrali o annuali di tensioni che nel giro di poco tempo tornano a riacutizzarsi.

Nascita e crisi

Andare a ricercare l’origine dell’industria in Sardegna significa andare a cercare l’origine stessa del concetto di Sardegna come regione autonoma all’interno dello Stato italiano. È infatti l’articolo 13 dello Statuto speciale del 1948 a enunciare: “Lo Stato col concorso della Regione dispone un piano organico per favorire la rinascita economica e sociale dell’isola”. La commissione parlamentare istituita appositamente studiò per ben sette anni, dal 1951 al 1958, le possibili strade da intraprendere per creare un nuovo sviluppo dell’isola tramite un Piano di rinascita. In un primo momento il Piano prevedeva un sostanziale finanziamento nei confronti del settore primario, ma il cambiamento socioeconomico dovuto al boom industriale del nord Italia fece rimodulare le quote di finanziamento previste. I piani nella strategia di sviluppo italiana, e conseguentemente in quella sarda, necessitavano di un cambiamento.

Il principale strumento utilizzato per finanziare il Piano di rinascita fu il Cis (Credito industriale sardo), ente pubblico nato nel 1953 con lo scopo di finanziare il credito a medio termine per le piccole e medie imprese industriali.
Al momento dell’approvazione del Piano di rinascita da parte del Parlamento italiano – legge n. 588 dell’11 giugno 1962 – le condizioni erano dunque mutate.
Il finanziamento inizialmente previsto era di 400 miliardi di lire che, sommati ad altri interventi di tipo straordinario, portarono il totale a 2.000 miliardi. Il Piano cambiò dunque i suoi destinatari principali che, dal settore agricolo, diventarono gli imprenditori del settore industriale. Nello specifico il settore petrolchimico.

Dalla fine degli anni ’50 il settore petrolchimico aveva cominciato a svilupparsi in determinate zone dell’isola a opera di investitori provenienti dal nord Italia: è del 1959 la nascita della Sir di Nino Rovelli, imprenditore brianzolo che insediò l’industria a Porto Torres. Grazie ai finanziamenti pubblici in questo settore Porto Torres si trasformò in uno dei poli industriali petrolchimici più grandi d’Europa, e la sua popolazione passò nel giro di qualche anno da 8.000 a circa 23.000 abitanti.
Al sud dell’isola si stabilì invece Angelo Moratti, imprenditore milanese nel settore della raffinazione e del commercio di prodotti petroliferi, già proprietario dello stabilimento di Augusta, in Sicilia.
A pochi chilometri da Cagliari, a Sarroch, Moratti decise di insediare quella che in breve tempo sarebbe diventata la più grande raffineria di tutto il Mediterraneo: la Saras, che grazie al Piano di rinascita beneficiò da sola di un contributo di 40 miliardi di lire.

La pianificazione economica da parte dello Stato italiano proseguì a livello statale con la nazionalizzazione dei settori dell’energia elettrica e degli idrocarburi.
A questo scopo vennero istituite l’Enel e l’Eni. L’Ente nazionale per l’energia elettrica arriva in Sardegna con l’obiettivo di rivitalizzare il settore carbonifero del Sulcis, entrato in crisi alla fine degli anni ’50.
Le miniere del Sulcis, fortemente volute e potenziate nel periodo dell’autarchia fascista, entrarono in crisi subito dopo il periodo della ricostruzione, in concomitanza con la nascita della Comunità europea del carbone e dell’acciaio (Ceca).
La costruzione di una centrale termoelettrica a carbone da parte dell’Enel nel 1962 e la presenza di un immediato sbocco a mare portarono alla nascita e allo sviluppo di un altro polo industriale nel sud-ovest della Sardegna: quello di Portovesme. Principalmente dedicato alla lavorazione dell’alluminio, è oggi il centro nevralgico di quella profonda crisi che parte dal Sulcis e attraversa l’intera isola. Qui hanno, o meglio avevano, sede le aziende di nome Alcoa, Eurallumina, Rockwool, ma che un tempo si chiamavano Ammi Sarda, Alsar o Eni.

Contemporaneamente, dalla metà degli anni ’50, per la precisione dal 1956, in Sardegna lo Stato italiano decide di sviluppare un’altra industria pesante ed estranea al territorio: l’industria militare.
Nel 1956 nascono infatti i due più grandi poligoni militari di tutta Europa: il Poligono interforze del Salto di Quirra, che si estende per 12.700 ettari, e il Poligono di Capo Teulada, con un’estensione di 7.200 ettari (1). Seppure non direttamente connessa all’idea di sviluppo industriale della Sardegna che sottostava al Piano di rinascita, anche l’industria militare ne modifica sostanzialmente il tessuto economico.

L’ingresso nell’economia e nel territorio sardo di questo tipo di attività, fino ad allora totalmente estranee, ebbe due effetti immediati sul piano socio-economico. L’agricoltura e la pastorizia, da sempre fonte primaria di sostentamento per i sardi e inizialmente principali destinatari dei finanziamenti, videro progressivamente calare sia l’estensione di territorio a loro disposizione sia il numero di popolazione attiva coinvolta.
Conseguentemente subì un’accelerazione il processo di spostamento della popolazione dall’interno verso le coste e nello specifico verso i poli di attrazione lavorativa. Producendo un’improvvisa impennata del fenomeno di spopolamento ancora oggi in atto e che rischia di trasformare la Sardegna in un vero e proprio atollo demografico.

Proprio questo fenomeno di spostamento demografico e di accumulo di manodopera nelle zone dei poli industriali fu uno dei principali fallimenti di quel Piano di rinascita. La concezione iniziale era infatti quella di creare uno sviluppo armonioso e diffuso in tutte le zone della Sardegna. Ma così non fu.
E a certificarlo ci pensò un’altra commissione parlamentare, il cui campo d’analisi era tutt’altro: il banditismo. Nata sulla fine del 1969 la Commissione d’inchiesta parlamentare sul banditismo, presieduta dal senatore Giuseppe Medici, aveva il compito di trovare una soluzione al fenomeno del banditismo della Barbagia e delle zone interne della Sardegna. Le statistiche del triennio precedente l’istituzione della commissione erano allarmanti: oltre cento latitanti presenti in Sardegna, altrettanti omicidi e almeno trentaquattro sequestri di persona. Per cercare di arginare questo fenomeno lo Stato italiano provò, nel 1969, a creare un altro poligono militare nella zona di Pratobello, frazione di Orgosolo. I militari vennero però bloccati dalla popolazione che riuscì, in quello che viene ricordato come uno dei momenti storici fondamentali nella storia della Sardegna moderna, a costringere lo Stato ad abbandonare il progetto.

La Commissione Medici dopo due anni e mezzo di studi presentò nel 1972 un documento in cui si sosteneva che “la criminalità caratteristica della Sardegna è propria del mondo pastorale che trova nella Barbagia il suo centro. […] Nella Barbagia e nelle contrade vicine vi è una criminalità caratteristica, le cui origini profonde debbono essere cercate nel mondo pastorale che la produce”. La soluzione dunque era quella di trasformare radicalmente il tessuto sociale e culturale dell’interno Sardegna.
Le conclusioni della commissione diventarono un disegno di legge nel 1972, poi approvato nel 1974, passato alla storia come ‘secondo Piano di rinascita’. L’intento era infatti quello di correggere e modificare i finanziamenti del primo Piano del 1962, cambiando i destinatari dei finanziamenti e responsabilizzando interamente la Regione e la classe politica sarda sulla destinazione dei fondi.

All’interno di quest’ottica si sviluppa dunque un altro polo industriale: quello di Ottana, paese nel pieno centro Sardegna. Luogo adatto per avviare la trasformazione della società barbaricina e dei suoi pastori. Le cifre presentate dal Consorzio di sviluppo della Sardegna centrale nel 1972 erano clamorose: si parlava della creazione di un totale di 18.000 posti di lavoro per tutta l’area interessata.
Ma, annunci a parte, le difficoltà emersero nel giro di poco tempo.
All’irragionevolezza della pretesa di creare un’attività petrolchimica nel centro della Sardegna, lontano dal mare e con infrastrutture per i trasporti del tutto carenti, si aggiunse la totale assenza di reali prospettive occupazionali. Fu subito chiaro che l’unico scopo per cui quel polo industriale era stato creato era quello di sradicare la società e la cultura del luogo. Le previsioni furono ovviamente disattese: gli operai impiegati arrivarono a stento al numero di 3.000 – nelle aziende principali come Eni o Enichem – mentre altre, come la Salcim di Rovelli, patron della Sir, non furono mai avviate, ma rimasero sempre società di facciata utilizzate per richiedere altri finanziamenti pubblici in cambio di promesse occupazionali mai concretizzate.

Se è vero che il termine cattedrale nel deserto viene spesso abusato, mai come nel caso di Ottana è adatto a definire la situazione del polo industriale, che non è certo migliorata con il passare degli anni.
È il caso del Contratto d’Area. Proposto da sindacati e imprenditori sardi nel 1998, venne presentato come l’occasione per rilanciare l’industria chimica in crisi. Furono stanziati 178 milioni di euro per creare 29 nuove aziende e oltre 1.300 posti di lavoro. Buona parte dei progetti finanziati non sono andati in porto, nonostante l’erogazione di oltre 110 milioni di euro di finanziamenti.
Una truffa di proporzioni enormi ai danni dello Stato ma soprattutto ai danni degli operai e della Sardegna.

Industria e territorio

Come visto nel caso di Ottana, lo sviluppo industriale in Sardegna è stato utilizzato anche come arma per modificare il rapporto dei sardi con il loro territorio.
Ma il rapporto dell’industria con il territorio sardo porta con sé un altro tema spinoso: l’inquinamento. Parlare di industria in Sardegna significa necessariamente affrontare il tema dell’inquinamento ambientale.
L’immagine della Sardegna terra da cartolina con la natura incontaminata fa letteralmente a pugni con il paesaggio industriale che è stato messo in piedi dal 1962 fino a oggi. E non soltanto a livello ipotetico e di immaginario, ma anche e soprattutto sul piano pratico.
Le principali aree industriali della Sardegna coincidono infatti con due dei più estesi Sin (Siti di interesse nazionale): aree che il ministero dell’Ambiente definisce come “aree contaminate molto estese classificate più pericolose dallo Stato italiano e che necessitano di interventi di bonifica del suolo, del sottosuolo e/o delle acque superficiali e sotterranee per evitate danni ambientali e sanitari”. Queste aree, in Sardegna, sono le aree di Porto Torres e dell’intero Sulcis Iglesiente, che comprende le zone industriali di Portovesme, Sarroch e l’area mineraria.

L’estensione di questi due Sin porta la Sardegna in testa alla classifica delle regioni italiane per l’estensione delle aree contaminate: 445 mila ettari, seguita al secondo posto dai 315 mila ettari della Campania.
Ma la contaminazione del territorio non è immune da effetti sull’uomo che lo abita. È lo studio epidemiologico SENTIERI – Studio Epidemiologico Nazionale dei Territori e degli Insediamenti Esposti a Rischio da Inquinamento, realizzato dall’Istituto Superiore di Sanità in collaborazione con l’Università La Sapienza di Roma – a dare un quadro chiaro della situazione. A fronte dell’analisi di 44 Sin circoscritti in Italia, tra cui appunto i due di Porto Torres e del Sulcis, si osservano “incrementi della mortalità per cause per le quali il nesso causale con l’inquinamento ambientale è sospettato ma non accertato, per esempio il tumore polmonare, che mostra un aumento di circa il 10% sia tra gli uomini che tra le donne in siti contaminati da poli siderurgici (Taranto) o petrolchimici (Porto Torres)”. Per renderci conto del problema: nella darsena del porto industriale di Porto Torres sono stati registrati livelli di benzene 417 mila volte superiori alla norma.

E proprio a Porto Torres si è aperto lo scorso anno un processo contro alcune aziende del Gruppo Eni accusate di disastro ambientale e avvelenamento doloso.
Paradossalmente, a costituirsi parte civile sono stati il ministero dell’Ambiente e la presidenza del Consiglio, ovvero lo Stato italiano. Stato che, oltre ad aver favorito lo sviluppo di quell’area industriale, è anche azionista di maggioranza e di controllo dell’industria imputata: l’Eni.
A fronte di uno scenario del genere, appare dunque difficile continuare a credere nei tentativi di sviluppo per via di finanziamenti pubblici di un settore industriale fortemente in crisi che, in cinquant’anni di tentativi, non ha portato ai frutti sperati.

Cosa resta

I casi più eclatanti degli ultimi mesi sono senza dubbio quelli della Carbosulcis, azienda regionale che gestisce le miniere del Sulcis, e della multinazionale dell’alluminio Alcoa. Per quanto diverse entrambe le storie hanno un filo comune.
Si è passati dalla dismissione di aziende statali all’ingresso nelle aziende di soggetti privati, grazie a incentivi pubblici; imprese che ciclicamente, spesso con la scadenza di questi ultimi, entrano in crisi e sono costrette a minacciare ristrutturazioni e licenziamenti. Passaggi di proprietà e cambi di nome si ripropongono non solo nel Sulcis, ma anche a Porto Torres, Ottana, Villacidro.
A distanza di cinquant’anni emergono dunque in tutta la loro criticità gli errori commessi dallo Stato italiano, dai capitani d’industria e dalla classe politica sarda, che hanno tentato di trapiantare artificialmente in Sardegna un settore industriale senza verificarne realmente le conseguenze. Un trapianto che ha avuto come esito una evidente crisi di rigetto.

La tattica dell’imposizione, del calare le decisioni dall’alto all’interno di un territorio totalmente diverso e differente da quello che è il nord industriale, e in un’ottica principalmente contrastiva e di repressione – come nel caso della Commissione Medici – non ha avuto gli effetti sperati. La trasformazione dei pastori in operai ha creato sì posti di lavoro, ma non di certo nel numero sperato e comunque in un rapporto totalmente sproporzionato rispetto alla mole immensa di fondi pubblici stanziati. Posti di lavoro che si sono trasformati nel giro di pochi decenni in posti di cassa integrazione e disoccupazione. Lasciando però dietro di sé l’abbandono e la devastazione
di una cultura che stava alla base dell’intera società sarda: quella agricola e pastorale.

Allo stesso tempo è fallito un altro degli obiettivi che il Piano di rinascita si era posto: la creazione di una classe industriale isolana con effettiva sede ed operatività nell’isola non ha raggiunto i livelli sperati e, salvo rari casi, le aziende che ancora oggi arrivano in Sardegna provengono solitamente dall’Italia o da altre parti del mondo, ancora e spesso grazie ai finanziamenti pubblici.
Ma forse, prima ancora della formazione della classe imprenditoriale, va affrontato il nodo della gestione politica.
Perché è indubbio che all’origine degli errori commessi e dell’impossibilità di riuscire a risolverli si trovi l’inadeguatezza della classe politica sarda che praticamente in nessun caso, dalla nascita della Regione Autonoma, ha saputo tutelare gli interessi della collettività sarda facendo forza sui propri reali poteri.

La situazione attuale non è chiara: l’Alcoa è intenzionata a chiudere entro i primi mesi del 2013 lasciando in strada di fatto cinquecento operai. La Carbosulcis è stata, momentaneamente, salvata dalla crisi. Ma il rischio che tra dodici mesi si riproponga lo stesso scenario di agosto 2012 con i minatori asserragliati in profondità è quasi una certezza.
Lo stesso vale per diverse altre vertenze ancora aperte. L’unica cosa certa, al momento, è la situazione al limite in cui si ritrovano migliaia di operai e, con loro, le loro famiglie e l’economia sarda.

Cambiare prospettiva

Se esiste una possibilità per far ripartire l’economia della Sardegna questa non può che passare tramite gli operai. È necessario però un drastico cambio di prospettiva e su tutta la questione dello sviluppo industriale in Sardegna. Si deve prendere atto che industrie energivore che continuano a essere alimentate da centrali elettriche a carbone non possono, per forza di cose, essere competitive sul mercato attuale. E si deve prendere atto che il territorio su cui sorgono le industrie non è a loro esclusivo uso e consumo.
Quella delle bonifiche ambientali potrebbe dunque essere la prima strada da intraprendere per evitare il collasso non solo del sistema economico sardo, ma anche e soprattutto del territorio in cui quegli stessi operai vivono. La direttiva comunitaria sulla responsabilità ambientale (2004/35/CE) è stata concepita interamente intorno al principio ‘chi inquina paga’. Di norma dunque, sono le stesse aziende che hanno inquinato il territorio a dover operare la bonifica. Ma non ci si può aspettare che lo facciano di loro iniziativa.

Cambiare idea e prospettiva quando è in gioco il proprio futuro e quello dei propri cari non è una cosa facile. Ci hanno provato gli operai della Rockwool, azienda del polo di Portovesme produttrice di lana di roccia entrata in crisi nel 2009.
Durante i quattordici mesi di presidio, passati all’interno di un bus parcheggiato davanti ai cancelli dell’azienda, gli operai hanno lottato per riavere il posto di lavoro e, in barba alle opinioni di politici e sindacati, hanno preteso di essere ricollocati come operai per la bonifica ambientale. A dicembre 2011 l’accordo tra Regione e sindacati è stato firmato e quella che appare come una prima reale possibilità di riconversione del territorio e degli operai sembra finalmente concretizzarsi. Gli operai frequentano i corsi di riqualificazione regionali, ma a oggi, pur avendo firmato l’intesa, l’inserimento come operai per la bonifica non è ancora effettivo.

Il caso degli operai Rockwool rappresenta però un’importante precedente nella situazione di crisi attuale. Sono stati gli operai stessi a mettersi in gioco e a rischiare in prima persona pretendendo non la riapertura della fabbrica ma il reinserimento tramite riqualificazione. Hanno immaginato un’alternativa.
Un cambio di prospettiva importantissimo che si potrebbe rivelare fondamentale non solo per gli operai, ma per interi settori dell’economia sarda. Perché a questo punto il nodo di tutta la questione diventa: chi decide per chi? Diventa dunque ovvio che a decidere il destino degli operai, ma anche di altri settori dell’economia, saranno soltanto le persone che in quel settore operano in prima persona. La tattica della dipendenza e dell’attesa della soluzione esterna è ormai fallita, e i frutti che ha portato sono sempre stati avvelenati.

A decidere del futuro dei sardi e della Sardegna non potranno che essere i sardi stessi. E questo vale ancora di più per una classe politica che in sessant’anni di autonomia si è dimostrata perennemente subalterna alle segreterie dei partiti italiani e totalmente incapace di rivendicare per sé lo spazio di autonomia che pur le spettava di diritto.
La promessa riscrittura dei rapporti Stato-Regione, con due schieramenti opposti che spingono da un lato per la riduzione dei poteri di autonomia, e dall’altro per l’aumento degli stessi, sarà un evento fondamentale per decidere il futuro dell’isola.
Una presa di coscienza collettiva da parte dei sardi sembra essere l’unica alternativa rimasta per evitare il tracollo.

(1) Cfr. La Sardegna sotto tiro. Il poligono del Salto di Quirra, di Franciscu Sedda e Omar Onnis, Paginauno n. 21/2011