Dal primo ottobre, al via la chiusura del giacimento olandese. Venerdì, il Consiglio dei Ministri ha deciso di concedere estrazioni di gas soltanto in casi estremi come le temperature rigide
Ancora una settimana e poi il giacimento di gas di Groningen, il più grande di tutta l’Europa, chiuderà i battenti. Stop alle estrazioni, eccetto in piccole e rare quantità in casi come il freddo estremo. Venerdì 22 settembre, il Consiglio dei ministri del governo olandese ha ufficializzato il tutto.
Vediamo i dettagli e gli effetti per Italia e resto del continente.
CHE COSA SI E’ DECISO SUL GIACIMENTO OLANDESE
Il governo uscente guidato da Mark Rutte risolve una volta per tutte la vicenda del giacimento di Groningen decretandone la dismissione e quindi lo stop alle operazioni di estrazione del gas. A febbraio, come avevamo raccontato anche su Energia Oltre, era emerso dalle conclusioni di una inchiesta parlamentare che il governo olandese e le compagnie energetiche Shell ed Exxon Mobil (gestori del giacimento nel nord dell’Olanda, ndr) per anni hanno ignorato i rischi della produzione di gas a Groningen, a scapito degli abitanti della provincia.
Già in precedenza erano stati riconosciuti i rischi sismici (sono stati mille in vent’anni i terremoti registrati) della produzione di gas nella regione ma senza mai arrivare a successive decisioni in merito ai risarcimenti alla popolazione. Adesso, la storia del giacimento di Groningen si avvia alla conclusione. La demolizione di tutti i siti verrà effettuata entro l’ottobre 2024.
Con qualche eccezione, a dir la verità. Come riportava venerdì Oilprice, dettagliando la decisione sulla scadenza alle segnalazioni sul futuro di Groningen, il Consiglio dei Ministri ha deciso che “solo in situazioni speciali, come il freddo estremo, sarà possibile estrarre gas temporaneamente e in misura limitata il prossimo inverno”. Solo in queste circostanze sarebbe possibile avviare temporaneamente uno o più siti di produzione ai livelli di luce pilota, quando “è previsto un freddo molto grave”.
GLI ULTIMI ANNI DI PRODUZIONE A GRONINGEN E I GUADAGNI GENERATI PER SHELL ED EXXON MOBIL
La produzione di gas di Groningen, raccontavamo sempre a febbraio su questo giornale, nell’ultimo decennio si è ridotta in modo significativo e il prossimo anno verrà interrotta a causa dei rischi per la vita e le proprietà causati dai tremori. Tuttavia, per il comitato questa decisione è arrivata troppo tardi. “L’estrazione del gas a Groningen – ha dichiarato il comitato che ha indagato sui danni ambientali – è stata molto redditizia e di successo per il governo olandese, Shell ed Exxon Mobil, che hanno considerato a malapena i rischi a lungo termine e i segni sempre più chiari degli effetti dannosi per la popolazione di Groningen. Gli interessi della popolazione sono stati strutturalmente ignorati”.
Come ricordava anche Oilprice venerdì scorso, l’Olanda “ha accettato di eliminare gradualmente l’estrazione di gas nella provincia un paio di anni fa a causa di terremoti che si pensava fossero associati all’estrazione di gas naturale. Ma l’aumento dei prezzi del gas in mezzo alla crisi energetica negli ultimi due inverni ha dato origine alla speculazione che la provincia potrebbe mantenere i campi operativi per un po’ più a lungo”.
Sempre dalle indagini sul giacimento, inoltre, era emerso che, dall’inizio della produzione – negli Anni 60 – i profitti del gas abbiano consegnato al governo 363 miliardi di euro, gettando le basi per lo stato sociale olandese, mentre il profitto di Shell ed Exxon è stato di circa 66 miliardi di euro.
COSA CAMBIA PER L’UE CON LA CHIUSURA DEL GIACIMENTO OLANDESE DI GRONINGEN
La decisione presa in Olanda intaccherà inevitabilmente gli equilibri di produzione e distribuzione del gas in tutto il continente europeo.
Il momento, per il Vecchio Continente, è critico non tanto per l’approvvigionamento in vista dell’arrivo della nuova stagione invernale. Piuttosto, serve una strategia di autonomia da altri fornitori. Come ha raccontato al Financial Times Ditte Juul Jørgensen, direttore generale per l’energia della Commissione europea, “l’Europa dovrà fare affidamento sui combustibili fossili statunitensi per i prossimi decenni, nonostante stia cercando di diversificare il proprio approvvigionamento dal gas naturale russo e di aumentare le energie rinnovabili per aumentare la sicurezza energetica”. Secondo Jørgensen, l’Ue ha “gli strumenti necessari” per sopportare un’altra crisi energetica invernale in seguito alla guerra tra Russia e Ucraina. Ma ha affermato che la dipendenza del blocco dalle esportazioni di gas naturale liquefatto degli Stati Uniti persisterà. “Avremo bisogno di molecole fossili nel sistema nei prossimi due decenni. In questo contesto, ci sarà bisogno dell’energia americana”, ha dichiarato Jørgensen.
C’è bisogno di rendersi indipendenti, dunque. Gli obiettivi climatici incombono e questo ha, per ora, fatto stringere un’alleanza con Washington per cui ogni anno almeno fino a fine decennio arriveranno dall’altro lato dell’oceano ulteriori 50 milioni di metri cubi all’anno di Gnl statunitense. Tutto per affrontare la domanda crescente, ovvio. Ma non per rafforzare la soggettività energetica europea. Secondo gli analisti, infatti, le dichiarazioni di Jørgensen contribuiranno a “spianare la strada” agli acquirenti europei che hanno esitato a firmare accordi con i fornitori statunitensi oltre il termine del 2030.
Basti guardare già i dati del 2022. Le esportazioni statunitensi di Gnl verso l’Ue sono infatti più che raddoppiate lo scorso anno e saliranno a 56 miliardi di metri cubi nel 2022, rispetto ai 22 miliardi dell’anno precedente. Alla fine del 2022, il gas russo rappresenterà il 16% delle importazioni di gas dell’UE, in calo rispetto al 37% del marzo 2022.
GLI EFFETTI ITALIANI DELLO STOP AL GIACIMENTO OLANDESE
Più nello specifico, per l’Italia la dismissione del giacimento di Groningen metterà ancor più in primo piano il protagonismo negli approvvigionamenti di Algeria e Azerbaijan. Rispettivamente, primo e secondo fornitore del Belpaese.
La Russia, come noto, ha perso la sua leadership energetica in Europa e soprattutto verso Germania e Italia dalla nuova invasione dell’Ucraina.
Verso il prossimo inverno 2023-2024, però, la situazione è tranquilla. Attualmente gli stoccaggi europei sono pieni ad una media che si aggira sul 95%, in Italia al 95.42% (dati al 23 settembre).
LA VIA ITALIANA DELLE ESTRAZIONI E’ CONCRETA?
Quanto alle altre strategie del nostro Paese per acquisire autonomia energetica, la soluzione delle estrazioni è già tornata di attualità.
A luglio, infatti, è entrato in funzione il giacimento di gas di Selva Malvezzi, a Budrio (Bologna). “Il deposito, sfruttato in passato per quasi trent’anni da Eni ma fermo dal 1984”, ricordava Wired quest’estate, è tornato attivo con la partnership tra Po Valley Energy (Australia) e Prospex (Uk).
Anche se, nel caso in questione, secondo gli esperti sentiti da Il Sole 24 Ore, non verranno estrattipiù di 150mila metri cubi al giorno dal pozzo Podere Maiar-1. Tanto meno nelle prime fasi dopo la riapertura.
A QUANDO IL DECRETO TRIVELLE?
Più a monte della questione estrattiva, c’è il decreto trivelle annunciato dal ministro dell’ambiente Pichetto Fratin per questo mese ma ancora assente dall’agenda.
“I primi giorni di settembre presento un decreto energia dove all’interno ci metterò tutta una serie di interventi vari che dobbiamo assolutamente fare per riordinare un po’ il quadro energia. Significa correggere una serie di cose, comunque adeguarle ai tempi, compresa l'”opportunità di utilizzare anche i giacimenti di gas dei nostri territori. Perché altrimenti corriamo il rischio in alcune realtà, in Adriatico, che peschino solo altri Paesi”, aveva detto il capo del dicastero di via Cristoforo Colombo al Forum delle Energie rinnovabili in Valle D’Aosta.
COME PROCEDE L’HUB DEL GAS ITALIANO?
Ancora più a monte, vale la pena ricordare le intenzioni del governo in carica a Roma di fare dell’Italia un hub del gas mediterraneo. Una formula esaltante ma ancora poco chiara nei contenuti, un po’ come quella del Piano Mattei in Africa.
Secondo un report della Farnesina, il Governo Meloni, con il suo piano di fare dell’Italia uno snodo energetico euromediterraneo, punta a tradurre questa posizione della penisola italiana in risorsa geoeconomica e geopolitica tangibile. Da terminale (cioè punto di arrivo infrastrutturale o energetico), l’Italia diverrebbe così uno snodo, cioè un punto di arrivo e di (ri)partenza, di smistamento, progettato per soddisfare i fabbisogni di una comunità più ampia di quella locale.
Per divenire reale – spiega il dossier del Ministero degli Esteri – un tale spostamento dei flussi energetici ha come necessario complemento una dotazione infrastrutturale in grado di ricevere, processare e trasportare tali flussi lungo le nuove direttrici o lungo quelle che devono sopportare tali maggiori flussi. Per far fronte alla necessità di importare quantità maggiori di GNL, Snam (l’operatore della rete italiana di trasmissione del gas) ha già acquistato due rigassificatori galleggianti, entrambi con una capacità di rigassificazione di 5 BCM ciascuno: uno installato a Piombino ed entrato in esercizio lo scorso maggio, e uno a Ravenna con l’entrata in funzione programmata per i primi mesi del 2024.
Serviranno investimenti infrastrutturali per assicurare vantaggi economici, energetici ma anche geopolitici. La strada è ancora lunga.