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Idrocarburi non convenzionali: una lezione da imparare

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| Categoria: Energia

Il mercato mondiale dell’energia sta vivendo una fase di evoluzione straordinaria. La cosa è evidente a tutti, anche se è ancora accesa la discussione sui motivi e sulle conseguenze.
Un punto è però innegabile: l’importanza del ruolo giocato dalle nuove tecnologie di estrazione degli idrocarburi (gas e petrolio). Una importanza che non riescono a negare nemmeno quanti ancora si affannano a sperare nella fine imminente delle risorse petrolifere (sperare è la parola giusta, non perché siano masochisti, ma perché la cosa sembra ormai diventata una questione di fede).

Da almeno quindici anni le fonti rinnovabili mantengono il primato delle tecnologie su cui più si parla e si scrive. Contrariamente a quanto può sembrare, non sono però quelle di maggiore impatto e successo.

Il fotovoltaico e l’eolico hanno prodotto rilevanti effetti nel settore elettrico soprattutto in Europa, ma l’impatto sul sistema energetico mondiale è ancora modesto: inferiore all’1% della domanda energetica complessiva nel 2013.
Nello stesso anno l’insieme delle fonti diverse da quelle fossili (cioè il nucleare e tutte le rinnovabili, compresi il grande idroelettrico, la geotermia, i biocombustibili, le biomasse, i rifiuti eccetera) hanno contribuito alla domanda mondiale di energia per appena il 18%.

Dunque le fonti fossili pesano per l’82% sul mix energetico mondiale, esattamente come un quarto di secolo fa.
Il ruolo delle tecnologie rinnovabili crescerà sicuramente, ma per arrivare ad essere davvero incisivo occorreranno decenni: secondo l’Agenzia Internazionale dell’energia nel 2035 il 75% della domanda di energia sarà ancora coperto da carbone, petrolio e gas.

Fortissimo è invece stato l’impatto delle nuove tecnologie di estrazione degli idrocarburi non convenzionali, che in meno di un decennio hanno rivoluzionato lo scenario energetico.

 

Entrano in gioco gli idrocarburi non convenzionali e l’innovazione

 

Fino a 6-8 anni fa era opinione prevalente che il mondo si avviasse ad una fase di carenza strutturale dell’offerta di idrocarburi (in particolare di petrolio), con inevitabile scenario di prezzi crescenti o stabilmente elevati.

Questa opinione era supportata dalle stime delle riserve petrolifere mondiali, valutate in circa 1.300 miliardi di barili “provati”, ovvero sicuramente recuperabili ai costi e con le tecnologiche vigenti. Sebbene questa cifra sia superiore a tutto il petrolio che l’umanità ha consumato nei secoli, essa coprirebbe non più di 40-50 anni dell’attuale domanda mondiale (circa 30 miliardi di bl/anno; un barile è composto da 159 litri). Inoltre si tratta di riserve concentrate in pochi Paesi del medio oriente e dalla dubbia stabilità geopolitica.

In modo non dissimile era valutata la situazione del gas: anche se si dava maggiore fiducia alle riserve ancora da scoprire, le “riserve provate” si attestavano sui 160 mila miliardi di metri cubi, sufficienti a garantire meno di 50 anni di disponibilità.

In base a questi dati, quasi tutti gli analisti deducevano (e moltissimi ancora lo fanno) l’ineluttabilità di prezzi sempre più elevati, per quanto sapessero benissimo che oltre alle “riserve provate” esistevano anche quelle “probabili” (ovvero stimate con ragionevole attendibilità, ma non ancora accertate) e, soprattutto, le “riserve non convenzionali”.
Il fatto è che, per qualche misterioso motivo, nel valutare quest’ultime risorse si dava pochissimo credito alla variabile “innovazione tecnologica”: sembrava scontato che, essendo per definizione gli idrocarburi non convenzionali estraibili con più difficoltà e con maggiori esigenze ambientali, il loro contributo avrebbe potuto essere positivo solo sul lato delle disponibilità, ma non dei costi, che anzi avrebbero contribuito a tenere alti.

Si tratta di sabbie e scisti bituminosi, di idrocarburi intrappolati nelle argille (shales) o nelle formazioni sabbiose a bassa permeabilità (tight) o collocati in acquiferi profondi, di gas nei giacimenti di carbone (coal bed methane) e di altro ancora. Risorse non convenzionali, appunto, le cui riserve note erano valutate in circa 7.000 miliardi di barili di petrolio (oltre 5 volte le riserve convenzionali provate) e 500.000 miliardi di metri cubi di metano (oltre 3 volte le riserve provate). Esse inoltre non erano concentrate in pochi Paesi, ma più o meno presenti quasi ovunque, incluso il Nord America. E in queste risorse non era considerata quella che è la maggiore riserva potenziale di idrocarburi: gli idrati di metano (composti cristallini formati da molecole di gas intrappolate in reticoli di ghiaccio) che sono presenti sui fondali marini e nel permafrost in quantità stimate tra 1 e 5 milioni di miliardi di m3, pari a 300 – 1500 anni degli attuali consumi.

In pochi anni le stime delle risorse non convenzionali sono fortemente aumentate: in particolare quelle di gas, che, secondo l’IEA, già nel 2005 ammontavano (esclusi gli idrati) a poco meno di 1 milione di miliardi di metri cubi, di cui oltre la metà definita facilmente accessibile.

Ma soprattutto è entrata in gioco la variabile innovazione tecnologica, che ha drasticamente ridotto i costi di produzione di almeno due tipologie di idrocarburi non convenzionali, ovvero quelli da scisti argillosi (shale) e quelli da formazioni sabbiose a bassa permeabilità (tight).

Le tecniche di fratturazione idraulica e le perforazioni orizzontali e pluridirezionali consentono oggi lo sfruttamento di giacimenti considerati in precedenza non accessibili per ragioni tecniche o economiche. È per questi motivi che il mondo vive l’attuale fase di straordinaria evoluzione della disponibilità di idrocarburi.
Lo scenario mondiale è quindi cambiato non perché gli usi di petrolio e gas sono stati sostituiti da altre fonti di energia o perché la domanda ha subito le conseguenze della peggiore crisi economica del dopoguerra, ma perché l’offerta si è moltiplicata in termini quantitativi e differenziata per allocazione geopolitica.

 

I giochi mondiali sono cambiati, con l’Europa che ancora resta a guardare

 

Il primo tangibile impatto di questa rivoluzione ha riguardato gli Stati Uniti, dove in soli due anni (2008–2009) la produzione di gas è aumentata del 15% (oltre 80 miliardi di m3/anno, più del totale dei consumi italiani). Un incremento che in realtà era solo la punta di un iceberg: nel 2013, infatti, la produzione di shale gas negli USA è arrivata a superare quella del gas tradizionale, con oltre 400 miliardi di m3 su un totale di circa 680 miliardi.

Subito dopo – sempre negli Usa – è stata la volta del petrolio, la cui produzione è cresciuta dai 6,8 milioni di barili/giorno del 2007 (in lento declino da molti anni) ai 10 milioni di bl/g del 2013. La prospettiva è di raggiungere i 15 milioni di bl/g entro i prossimi 4-5 anni, rendendo così l’insieme del Nord America (Canada, Stati Uniti e Messico) del tutto indipendenti da importazioni di petrolio e di gas.

Quasi sicuramente le nuove produzioni di idrocarburi non convenzionali si diffonderanno nel mondo. Ma con tempi e quantitativi anche molto diversi tra le aree geografiche interessate, in relazione non solo alla dimensione dei giacimenti, ma soprattutto a due particolari fattori:

—   sensibilità ambientale: che varia molto non solo da Paese a Paese, ma anche nel tempo e in base alle circostanze economiche di contorno

—   capacità tecnologica, intesa non tanto come abilità nel saper fare, ma come disponibilità di impianti di estrazione adeguati per qualità e quantità. Infatti i nuovi metodi di estrazione richiedono un numero di pozzi molto superiore a quello dei metodi tradizionali. Il che comporta la necessità di disporre di un numero elevato di infrastrutture che attualmente sono prevalentemente (per circa il 70%) di proprietà di industrie americane e canadesi e anche coperti da brevetti.

In Europa la produzione di idrocarburi non convenzionali è fortemente osteggiata, soprattutto per esigenze ambientali, benché importanti attività esplorative siano in corso in Polonia, Ungheria e Germania e a breve dovrebbero partire anche in Gran Bretagna.

È tuttavia è evidente che la rivoluzione shale realizzata in America pone l’urgente esigenza di impostare una nuova e seria politica per la sicurezza e per la competitività energetica dell’Europa. Oggi stretta nella morsa tra Usa e Cina, che hanno nell’energia un rilevante vantaggio competitivo. Questo perché entrambi soddisfano la maggior parte della propria domanda di energia con fonti fossili a basso costo (carbone e/o gas). Per ridurre i costi l’Europa può invece far conto solo su una moderata quota di carbone, poiché il gas che importa ha un costo più che triplo rispetto a quello shale americano.

Per capire l’impatto dello shale gas sui costi energetici negli Stati Uniti, si consideri che la sua penetrazione nel settore elettrico ha portato ad un vero tracollo del prezzo industriale del kWh, che nel 2012 è stato mediamente inferiore di circa il 40% a quello cinese, e di circa il 55% a quello europeo (vedi tabella sotto).
E per concludere con uno sconsolato riferimento al nostro Paese, è forse appena il caso di ricordare che il prezzo medio del kWh italiano è a sua volta di oltre il 30% superiore a quello medio europeo.

[Valter Cirillo]

Idrocarburi non convenzionali impatto prezzi

 

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