La crisi del gas vista da Kiev

La crisi del gas fra Russia e Ucraina è scoppiata, come al solito, all'inizio di gennaio, quando i prezzi e il costo del transito, ridiscussi ogni anno, finiscono ostaggio del clima politico tra i due Paesi. In pochi giorni, il blocco delle forniture russe mette in ginocchio mezza Europa, fortemente dipendente dal metano che arriva dai confini orientali. Il 9 gennaio Roberta Merlo, responsabile del dispacciamento del gas per Edison, è a Kiev, nella delegazione di 18 rappresentanti delle industrie del gas europee, inviata sul posto da Bruxelles per sbloccare la situazione. “La missione doveva durare pochissimo, perché tutti credevamo che appena avviato il monitoraggio, russi e ucraini si sarebbero messi d'accordo”, spiega Roberta, 38 anni, che lavora in Edison da un decennio e si è occupata soprattutto di logistica. Ma non è stato così. Le pressioni del Cremlino sulle repubbliche ex-Urss che godono ancora di un prezzo di favore per le forniture di gas, non sono uguali per tutti. E l'arbitrarietà di queste decisioni non aiuta il dialogo. Bielorussia e Armenia, rimaste fedeli a Mosca, sono ancora sussidiate dal Cremlino. L'Ucraina no. La determinazione di Gazprom di alzare il prezzo scatta, guarda caso, con la vittoria della Rivoluzione Arancione di Viktor Yushchenko, nel 2005. All'epoca l'Ucraina pagava solo 50 dollari per mille metri cubi di gas. Al rinnovo del contratto, a fine anno, la nuova richiesta di Aleksej Miller, capo di Gazprom, lascia Kiev senza fiato: 230 dollari. Il 1° gennaio 2006, davanti alle resistenze dell'interlocutore, Gazprom passa alle vie di fatto. Siamo al primo taglio delle forniture. Ma le proteste dell'Europa, che riceve l'80% del gas russo attraverso l'Ucraina, convincono Gazprom a più miti consigli: l'accordo fissa il nuovo prezzo a 95 dollari per mille metri cubi. Seconda puntata. Nel corso del 2008, il Cremlino accusa l'Ucraina, nel frattempo sull'orlo della bancarotta, di non pagare il gas. A fine anno, il dramma si ripete. Taglio delle forniture, salvo quelle destinate all'Europa. Così dice Gazprom. L'Ucraina invece sostiene di non ricevere nulla, causa la caduta di pressione nei gasdotti, che blocca completamente il flusso. In un modo o nell'altro, gli europei sono a secco. Il Cremlino accusa Kiev di “rubare” il gas destinato all'Europa. Bruxelles di mette di mezzo e manda gli osservatori. “Una volta a Kiev – racconta Roberta – abbiamo avuto accesso ai dati del traffico, in entrata al confine russo-ucraino e in uscita verso l'Europa. Non abbiamo potuto far altro che constatare che il gas non passava. Il sistema, infatti, era già sbilanciato e mancava la pressione”. Fino al 15 gennaio, non accade nulla. I colloqui politici continuano, ma l'accordo non c'è. “Dal 15 – ricorda Roberta – abbiamo avuto accesso alle richieste di transito da parte di Gazprom per il gas da inviare all'Europa, che gli ucraini respingevano, adducendo motivi tecnici”. L'accordo politico arriva il 20. “Verso le 12 – spiega Roberta – è entrato il primo gas al confine”. Già il giorno dopo tutto il sistema funziona regolarmente. Ora non resta che aspettare la terza puntata.

Gas, una liberalizzazione finita in farsa

L'Italia consuma quasi 90 miliardi di metri cubi di metano l'anno, di cui 80 importati dall'estero. E la domanda cresce: ogni anno partono nuove centrali elettriche alimentate a gas, che nell'ultimo decennio hanno ingigantito i consumi di metano del Paese. Il fabbisogno di queste centrali inghiotte oltre il 40% di tutto il gas che arriva in Italia, i consumi civili solo il 35%. A fronte di questa crescita, le infrastrutture di approvvigionamento restano sempre le stesse. Pur con i dovuti potenziamenti, il mercato italiano continua a dipendere essenzialmente da quattro tubi, che fanno capo all'Eni: per un terzo dalla Russia, per un altro terzo dall'Algeria e per il resto dal Mare del Nord e dalla Libia. L'unica novità è il rigassificatore di Rovigo, che entrerà in funzione nel giro di un paio di mesi, con una capacità di 8 miliardi di metri cubi l'anno: un apporto notevole, in capo a Edison, che introdurrà un minimo di flessibilità e di concorrenza in un mercato sostanzialmente bloccato. Malgrado la liberalizzazione introdotta quasi dieci anni fa, infatti, per i consumatori finora si sono visti ben pochi vantaggi. Lo dimostra lo Yellow Book, uno studio sul mercato del gas naturale, realizzato dal centro di ricerca Utilitatis in collaborazione con FederUtility, la federazione delle imprese dei servizi locali. Dallo studio si evince che ben pochi utenti hanno sfruttato la libertà di cambiare operatore, semplicemente perché le differenze di prezzo sono talmente minime da non valere la pena. Il problema, dunque, sta alla fonte: l'alto costo della materia prima da Russia e Algeria, le pretese dei Comuni nei confronti dei gestori e le tasse italiane sul gas, fra le più alte d'Europa (incidono sul prezzo finale per il 31,1% contro una media Ue del 20,5%), contribuiscono a spingere in alto i prezzi, senza consentire una reale concorrenza fra gli operatori. Per un consumo standard di 1400 metri cubi all’anno, nel Lazio si spendono 1.320 euro (seguite da Sicilia e Calabria) e in Trentino 1.123 euro (seguito da Abruzzo e Basilicata). I 200 euro di differenza, spalmati nell’arco di un anno, non sono uno stimolo sufficiente per indurre i consumatori ad avviare un cambiamento di gestore, mettendo a confronto le varie offerte. In dieci anni soltanto il 3,1% degli utenti domestici ha cambiato gestore. Le cose vanno meglio per le grandi industrie, che potendo negoziare sul prezzo hanno approfittato di più (nel 35% dei casi) della libera concorrenza. Ma il tasso complessivo di cambiamento del gestore (chiamato "tasso di switch") nel mercato italiano, al 3,4%, resta comunque fra i più bassi d'Europa.Fra le cause più evidenti dei prezzi ingessati c'è il "canone" che i Comuni chiedono ai gestori, che toglie mediamente il 53% degli incassi all’operatore. I 140 esiti delle gare presi in esame dallo studio dimostrano chiaramente che nel decidere quale offerta scegliere tra quelle presentate, per i Comuni conta molto la cifra che possono incassare dal gestore (l’offerta economica pesa per il 63% della decisione e circa metà della voce è rappresentato dal valore del canone), mentre conta poco la qualità tecnica e gestionale del servizio (pesa per il 37%) e conta pochissimo il prezzo all’utente che il gestore dichiara di voler applicare (pesa appena per lo 0,5% sulll’offerta economica). Il rischio di questo meccanismo - fa notare Adolfo Spaziani, direttore generale di Federutility - è la morte della concorrenza: "Non c’è da attendersi grandi economie per i consumatori, se l’unica leva resta la competizione tra i distributori, che pesano in piccola percentuale sulla bolletta al consumatore. Solo rendendo molto più liquido il mercato del gas, attraverso la realizzazione di infrastrutture strategiche e una politica energetica europea più efficace, si potrà evitare che l’elevato costo di questo servizio sia un vincolo allo sviluppo economico".

Rigassificatori: Spagna batte Italia 2 a 0 (o 6 a 1)

Spagna batte Italia 2 a 0. Dall'ultima crisi del gas, scoppiata nell'inverno 2005-2006, a oggi gli spagnoli hanno acceso due rigassificatori, a Sagunto (2006) e El Ferrol (2007), entrambi con la partecipazione dell'Eni. Noi italiani nemmeno uno. L'unica novità qui è il terminale quasi pronto al largo di Rovigo, di Edison, ExxonMobil e Qatar Petroleum. Ma non ci aiuterà in questa crisi: a differenza di quanto sostenuto dal ministro Claudio Scajola, non sarà operativo prima del secondo trimestre dell'anno. Per realizzarlo, ci sono voluti 12 anni: 2 per la costruzione, 10 di carte bollate. In realtà, il divario è ancora più grande. Nel '69 Italia e Spagna erano alla pari: qui un rigassificatore a Panigaglia, nel golfo di La Spezia, laggiù uno a Barcellona. Tutti e due nuovi di zecca. Il gas naturale liquefatto - che può essere trasportato come il petrolio su navi gasiere da qualunque impianto di liquefazione nel mondo a qualunque terminale di rigassificazione - era agli inizi della sua storia. Nessuno sapeva ancora che in pochi decenni questo modello alternativo al tubo, molto più flessibile e poco adatto ai sistemi monopolistici, avrebbe avuto uno sviluppo straordinario, con oltre sessanta terminali operativi e una ventina in costruzione. Sono stati i Paesi periferici, come gli Usa, il Giappone, la Corea, l'India e la Cina, a spingere su questa tecnologia, più rapida e semplice dei gasdotti, che come si vede in questi giorni sono soggetti alle intemperanze di tutti i Paesi che attraversano. L'Italia, collocata in mezzo al Mediterraneo, era abbastanza centrale da non porsi il problema. Infatti oggi, a quarant'anni dalla costruzione del terminale di Panigaglia e nel bel mezzo della seconda crisi del gas, siamo esattamente allo stesso punto di allora. Nel frattempo, gli spagnoli ne hanno costruiti cinque: Huelva ('88), Cartagena ('89), Bilbao (2003), Sagunto (2006) e El Ferrol (2007). Gli ultimi rientrano nel serrato programma d'investimenti spinto dal governo di Madrid, che ha portato le società energetiche iberiche a stanziare 2,7 miliardi complessivi in questa direzione, pianificati su un decennio. Entro il 2011 dovrebbero essere completati altri due terminali alle Canarie, oltre a un potenziamento degli esistenti con il raddoppio dei serbatoi.

L'Italia appesa a quattro tubi

L'Italia divora gas naturale al ritmo vertiginoso di quasi 300 milioni di metri cubi al giorno, più di tutti gli altri partner europei. Ma per approvvigionarsi si basa solo su quattro tubi: dall'Algeria, dalla Libia, dalla Russia e dell'Olanda. I rigassificatori, unica alternativa ai gasdotti per diversificare i fornitori, da noi non si costruiscono. O meglio, si costruiscono con grandissima fatica. Il rigassificatore al largo di Rovigo (Edison, ExxonMobil, Qatar Petroleum) sarà il primo a tagliare il traguardo dell'operatività dopo il piccolo dinosauro di Panigaglia (Eni), che risale agli anni Sessanta. Ma non ci aiuterà in questa crisi del gas: "Le verifiche sul consolidamento meccanico della struttura sono ancora in corso - spiega un portavoce di Edison - e poi ci vorrà il collaudo". In breve, l'impianto non sarà operativo prima del secondo trimestre dell'anno, quando la crisi tra Russia e Ucraina sarà ampiamente conclusa. Per realizzarlo, ci saranno voluti ben 12 anni: i primi studi sono stati avviati nel '97, la valutazione d'impatto ambientale è stata ripetuta tre volte e nel maggio 2005 finalmente sono partiti i lavori, interrotti da diversi bracci di ferro con le autorità locali fino alla conclusione quest'autunno. Ora siamo al collaudo. Eppure, fanno notare all'Edison, si tratta di una struttura piuttosto banale, che in media ha bisogno di 24-30 mesi per essere realizzata. Un rigassificatore non è una centrale nucleare: se è onshore, si tratta di uno scatolone cilindrico di trenta metri per trenta, con uno scambiatore di calore per restituire il gas liquido alla sua forma gassosa e poi immetterlo in rete. Se è offshore ci vuole anche una piattaforma di cemento armato per sostenerlo (nel caso di Rovigo i serbatori sono due). In altri casi, come quello in via di realizzazione al largo di Livorno, si tratta semplicemente una nave gasiera riadattata. Ancora più semplice. In teoria, se venisse realizzata la quindicina di rigassificatori proposti da diversi operatori, l'Italia potrebbe godere di un import aggiuntivo di circa cento miliardi di metri cubi di gas l'anno, pari a tutti i consumi attuali. E diventare l'hub del gas del Mediterraneo, come vorrebbe l'Authority. Ma le resistenze locali mettono talmente tanti bastoni fra le ruote alle procedure autorizzative, che gli impianti non giungono mai a realizzazione. Basta prendere in considerazione la storia del terminale di Brindisi: un impianto già autorizzato e i cui lavori di costruzione erano già stati avviati, che si è arenato sulle contestazioni dei brindisini e le inchieste della magistratura, finite con il sequestro del sito nel febbraio 2007. British Gas, uno dei primi operatori mondiali nel mercato del gas, ha già speso 200 milioni di euro sui 500 previsti inizialmente: per sbloccarlo era dovuto intervenire anni fa addirittura Tony Blair, ma invano. Gli altri due investimenti proposti in Puglia sono di Sorgenia (Gruppo Cir) a Trinitapoli (Foggia) e della catalana Gas Natural a Taranto. Nessuno di questi trova un forte consenso locale.Alcuni progetti sono molto avanti. È il caso di Gioia Tauro (primo proponente, di nuovo Sorgenia), un impianto colossale da 12 miliardi di metri cubi. Hanno ottime speranze anche l'Enel a Porto Empedocle (Agrigento) e il progetto che E.on ha ereditato dalla madrilena Endesa al largo di Livorno. In altri casi si delineano alleanze possibili per dare più forza all'investimento. Si parla ad esempio di una possibile alleanza con l'Eni sul rigassificatore che Gas Natural vuole costruire a Trieste, per il quale a fine giugno il ministero dell'Ambiente ha dato la Via libera. Tra le proposte più recenti ci sono quelle dell'Api davanti alla sua raffineria di Falconara (Ancona) e l'innovativo progetto Tritone della Gaz de France, per una nave rigassificatrice da ormeggiare a una trentina di chilometri al largo di Recanati. Ma ben pochi della quindicina di progetti riusciranno a vedere la luce.

Sete di gas

Eni e Gazprom sono alla stretta finale sull'accordo che consentirà agli italiani lo sfruttamento dei giacimenti all'estremo Nord della Siberia occidentale e segnerà l'ingresso del colosso russo in Libia. Eni e Edison scoprono insieme un giacimento di gas nel canale di Sicilia e vanno a caccia di licenze nell'upstream norvegese. Eni e BG combattono in Kazakhstan per l’esenzione dalla tassa sulle esportazioni in vigore dallo scorso luglio. A2A e Iride chiudono un onerosissimo contratto di fornitura con Gazprom, ma Hera si perde per strada. L'incubo degli approvvigionamenti domina i sonni delle compagnie energetiche che non dispongono di risorse fossili in casa propria. I problemi collegati alla mancata crescita della produzione e delle riserve, che anzi appaiono in calo, sono comuni a tutte le major. E' su questi problemi che si gioca il futuro dell'Eni, di cui lo Stato italiano detiene tuttora il controllo. Ma anche di Edison, ormai saldamente ancorata alla galassia Edf, di cui sta diventando il "pivot gazier".I Paesi produttori, soprattutto quelli medio-orientali, che possiedono le più grandi riserve mondiali di idrocarburi, restano chiusi agli investimenti occidentali. L'Iraq è ancora un'incognita, malgrado la convocazione per oggi a Londra rivolta dal ministro del petrolio Hussain Shahristani a 41 compagnie internazionali, comprese Eni e Edison, per presentare i giacimenti che dovrebbero andare presto all'asta. La Russia ha cominciato ad aprirsi sulla carta e l'Eni ha già acqusito insieme all'Enel posizioni su questo mercato, ma con una legislazione che tende a favorire il gigante di Stato Gazprom, "braccio armato" del Cremlino. I giacimenti di gas si trovano in zone sempre più remote e il loro sfruttamento richiede costi da capogiro e tecnologie all'avanguardia. L'area del Caspio - dove l'Eni ha una robusta presenza in Kazakhstan, nel giacimento super-gigante di Kashagan e in quello di Karachaganak, oltre a un'attività di recente acquisizione in Turkmenistan - richiederà molto più impegno e attenzione da parte dei vertici del gruppo, soprattutto nei rapporti con le autorità locali, con cui il dialogo non è semplicissimo. Senza contare la scommessa delle sabbie bituminose del Congo e del Venezuela, dove l'Eni ha acquisito di recente due importanti concessioni, in competizione con le altre grandi compagnie mondiali. Edison, da parte sua, non sta con le mani in mano: trivella nell'offshore egiziano e nel Deserto Occidentale, diventato ormai il secondo sito egiziano di produzione dopo il Golfo di Suez. E' operatore in Costa d'Avorio e al largo del Senegal. Ha vinto una serie di permessi di ricerca in Norvegia. Va a caccia di gas in Algeria e in Qatar insieme alla spagnola Repsol e all'americana Anadarko. Ha appena inaugurato un rigassificatore in Alto Adriatico, che nel 2010 porterà in Italia i primi 8 miliardi di metri cubi di gas non Eni. Ma l'incertezza rimane. Per l'Italia in particolare, visto che qui il gas regna sovrano: nessun'altra nazione utilizza il metano tanto quanto noi. Da un lato l'80% delle abitazioni è riscaldato a gas, come due ospedali su tre e lo stesso capita negli alberghi. Dall'altro lato, quando premiamo un interruttore della luce è come se aprissimo il rubinetto del gas, perché ormai i due terzi del fabbisogno elettrico è coperto bruciando metano. Ma anche l'Europa sta andando nella stessa direzione: l'80% della nuova capacità elettrica installata nel Vecchio Continente negli ultimi dieci anni è alimentata a gas. L'Europa consuma attualmente quasi il 20% del gas mondiale, nonostante ne produca solo il 7% e abbia meno del 2% delle riserve. Ma nel 2020 la domanda europea di gas sarà cresciuta del 40% rispetto al presente. Le importazioni sono dunque destinate a raddoppiare dagli attuali 300 miliardi di metri cubi l'anno a circa 600 miliardi. Il risultato: una massiccia dipendenza dalle importazioni extra-Ue, che ad oggi rappresentano circa il 60% dei consumi. Da qui la necessità per le utilities di cercare la massima diversificazione dei fornitori, per aumentare l'afflusso ma anche per metterli un po' in concorrenza fra di loro. Tentativo per ora completamente fallito. Il gas che arriva in Italia è quasi solo dell'Eni e anche quello non Eni transita su gasdotti del Cane a sei zampe. Prendiamo il caso della fornitura Gazprom: d'intesa con l'Eni, il colosso russo può vendere direttamente ai consumatori oltre 3 miliardi di metri cubi di gas complessivi per l'anno termico 2007-08. Di questi 1,7 dovevano andare al consorzio A2A-Iride-Hera, 700 milioni a Enìa e Ascopiave e 600 milioni alla svizzera Egl. L'idea era di trasformare la fornitura di breve in lungo periodo e di creare una joint venture per la vendita con i russi, che hanno aperto a Bergamo una controllata, Cea Centrex, guidata da Enrico Grigesi. L'impresa per ora è riuscita solo ad A2A-Iride. Gli altri si sono ridotti a un rinnovo annuale, che Enìa, Ascopiave e Blugas hanno appena firmato, mentre Hera e Egl stanno ancora negoziando. Perché tutte queste difficoltà? Sembra che il problema stia nel prezzo. Invece di finire abbattuto dalla concorrenza, il prezzo fatto da Gazprom alle utilities italiane sarebbe addirittura superiore di quello offerto dall'Eni. Ma allora, dicono Hera e compagne, che liberalizzazione è?

Carri armati sul gasdotto

Davanti ai carri armati di Mosca in marcia verso l'Ossezia, i primi a tremare in Italia sono stati i padroni di Erg, che in giugno avevano aperto le porte a Lukoil per vendere ai russi una quota consistente (il 49%) delle raffinerie di Priolo. L'accordo consentirà lo sbarco russo nella raffinazione del Mediterraneo e farà entrare 2.750 milioni di euro nelle casse della società petrolifera guidata da Alessandro Garrone. Ma ora è minacciato dal rischio Georgia. “Non si possono escludere problemi per l'approvazione dell'acquisto delle raffinerie siciliane da parte delle autorità alla concorrenza europee”, ha dichiarato il numero uno di Lukoil Vagit Alekperov il giorno stesso del vertice europeo sulla crisi georgiana. In realtà, secondo alcuni osservatori, il messaggio potrebbe essere interpretato in maniera ben più minacciosa: se Bruxelles ci metterà i bastoni fra le ruote in Georgia, addio investimenti. In casa Garrone non commentano e ribadiscono che il closing è previsto entro la fine dell’anno, visto anche l’atteggiamento morbido assunto per ora da Bruxelles. Gli occhi di tutti, però, restano puntati sul Caucaso. Per l'Italia, il fronte dell'energia è senz'altro il più delicato. L'import di idrocarburi dalla Russia sfiora i trenta miliardi di metri cubi l'anno, su un fabbisogno complessivo di 85 miliardi, in rapido aumento. E Vladimir Putin non si fa certo scrupolo di usare il ricatto energetico come strumento di politica estera. Le società italiane più coinvolte nel grande gioco con il Cremlino, ovviamente, sono Eni ed Enel. Anche chi ha deciso di puntare su percorsi alternativi alle grandi vie del gas russo, come Edison con il suo gasdotto meridionale attraverso la Turchia e la Grecia, che darà uno sbocco europeo al metano azero, non applaude. Ma le intemperanze di Putin preoccupano soprattutto i piani alti dei due big energetici italiani - che in Russia hanno in corso investimenti colossali - per le ripercussioni negative che potrebbero avere alla lunga sugli ambienti finanziari internazionali, già poco inclini a farsi coinvolgere negli affari del nuovo zar. Il timore è che l’imperialismo russo non si fermi qui: il prossimo passo – prevedono diversi operatori - potrebbe essere l’imposizione del rublo come moneta di pagamento per l’acquisto d’idrocarburi russi e il tentativo di aprire, di concerto con i cinesi, un mercato alternativo delle materie prime, in concorrenza con Wall Street. A quel punto la guerra sarebbe aperta e il rischio di mettersi seriamente in contrasto con il sistema finanziario americano sempre più alto. Già oggi il gioco del Cremlino non manca di aspetti imbarazzanti, decisamente in contrasto con il galateo del libero mercato. Come la questione dello smembramento dell'impero del magnate Mikhail Khodorkovski – spossessato della sua Yukos e incarcerato in Siberia da quando aveva tentato di mettersi in politica – in cui i due giganti energetici italiani hanno svolto un ruolo determinante. Si tratta di una partita lunga e difficile, iniziata ad aprile 2007, quando una società mista Eni-Enel (60-40%), SeverEnergia, si è aggiudicata il secondo lotto degli asset ex Yukos per 5,8 miliardi di dollari, consentendo a Gazprom di partecipare all’operazione senza esporsi. Sui preziosi giacimenti in area artica conquistati dagli italiani, infatti, Gazprom detiene un'opzione call del 51%, che potrà essere esercitata entro il 2010. A sua volta, questo accordo era stato preceduto da una più ampia intesa strategica Eni-Gazprom, firmata nel novembre 2006: allora il gruppo italiano aveva ottenuto il prolungamento dei contratti di fornitura di gas al 2035, concedendo ai russi una disponibilità sulla capacità di trasporto fino a 3 miliardi di metri cubi l'anno da vendere direttamente sul mercato italiano. Varie intese di Gazprom con le utilities italiane affamate di gas – A2A, Enìa e Ascopiave – sono proprio in questi giorni all'esame di Bruxelles. L'Enel invece ha conquistato il controllo della genco Ogk5, diventando il principale operatore elettrico straniero attivo in Russia. La reciprocità sarà soddisfatta con lo sbarco di Gazprom nella produzione di energia italiana. “Come noi vogliamo andare in Russia a estrarre direttamente il loro gas – commentò a suo tempo il numero uno di Enel Fulvio Conti – è giusto che anche loro vogliano avere uno sbocco diretto sul nostro mercato”. Sul tavolo tre-quattro centrali, nelle quali Gazprom potrebbe avere una partecipazione di minoranza, con la disponibilità di forniture a prezzi di fabbrica per alimentare una vera e propria rete commerciale in Italia. Dal produttore al consumatore.

L'Eni muove sull'Alto Adriatico

Messo in sicurezza il «tesoro del Caspio» con l' accordo su Kashagan, intascata la presenza in Russia con la spartizione degli asset Yukos per conto di Gazprom, acquisiti i giacimenti in Congo e in Turkmenistan di Maurel & Prom e di Burren, quelli di Dominion nel Golfo del Messico, i campi gelati in Alaska, quale sarà la nuova frontiera dell' Eni nel mondo? L' Africa, l' Asia, i Caraibi? Macché: l' Alto Adriatico. Con i suoi 30 miliardi di metri cubi di gas già accertati e almeno 100 miliardi stimati, la porzione di Adriatico che si estende fra Chioggia e il Delta del Po, fino alla linea mediana di confine con la Croazia, potrebbe diventare l' Eldorado del gas italiano, se fosse possibile sfruttarlo. Per ora, tutta la zona a Nord del parallelo del Po di Goro è off limits per paura che le estrazioni di gas possano causare l' abbassamento della costa (il fenomeno è chiamato «subsidenza»), già minacciata dall' erosione. Ma con l' inserimento nel decreto Milleproroghe di un provvedimento che impone un parere scientifico in tempi brevi sulla consistenza di questi timori, finalmente il nodo dell' Alto Adriatico sta per essere sciolto. Il via libera è bipartisan: la riapertura della questione, accolta dal governo nel decreto, è stata firmata dal segretario del gruppo Pd alla Camera Erminio Quartiani e dal collega Stefano Saglia, responsabile energia di An. Concordano Sviluppo Economico e Ambiente. «Se si escludono problemi di subsidenza - conferma il ministro Alfonso Pecoraro Scanio - non c' è motivo di bloccare le estrazioni». Naturalmente, precisa Pecoraro, «la difesa dell' assetto idrogeologico dell' Alto Adriatico è prioritaria». Ma «si devono contemperare le esigenze dell' ambiente con le necessità dell' approvvigionamento». Proprio dalla carenza di gas evidenziata in questi ultimi anni discende l' interesse crescente nei confronti del tesoro sommerso in Adriatico. Un tesoro che si era già tentato di estrarre in passato. Tra il ' 67 e il ' 94 si spesero 425 miliardi di lire per le perforazioni esplorative. Ma la memoria delle inondazioni del Polesine, con le conseguenti accuse all' Eni di aver causato abbassamenti del terreno estraendo metano nelle zone colpite, rallentò e poi bloccò tutto. Nel novembre 2000 il ministero dell' Industria emana un decreto che autorizza l' Eni a installare alcune piattaforme. Ma si fa appena in tempo a mettere i giacimenti in produzione che arriva il sequestro della magistratura. Tutti i vertici dell' Eni e alcuni funzionari del ministero vengono rinviati a giudizio con l' accusa di «tentata inondazione». Nel 2002 il governo Berlusconi ha esteso i divieti a tutto il Golfo di Venezia. Il discorso sembrava chiuso. Ma ora si riapre. La nuova commissione ha pochi mesi di tempo per pronunciarsi. E bisogna fare presto, perché nel frattempo c' è già qualcun altro che ha cominciato a sfruttare i giacimenti in Alto Adriatico, sulla sponda di fronte. La stessa Eni, in joint venture paritetica con la società di Stato croata Ina, è andata a estrarre quel gas al largo di Pola. Due giacimenti, Ivana e Katarina, sono già in produzione e convogliano quasi due milioni di metri cubi di gas al giorno verso il mercato italiano. Un altro, Annamaria, entrerà in produzione nel 2009. Per l' Eni, assetata di riserve in un mondo dove ormai le compagnie petrolifere nazionali lasciano agli stranieri soltanto gli spiccioli, la mossa è ragionevole. «Siamo andati lontano per cercarle, queste riserve», dice Paolo Scaroni, anche se «può sembrare paradossale, se si considera che - a differenza della Francia o della Spagna - l' Italia è un Paese petrolifero». Ora, dopo le ultime acquisizioni, la pipeline degli investimenti del cane a sei zampe è quasi vuota. Che sia giunto il momento di estrarre il tesoro nascosto in casa?

Gazprom avanza: ora tocca a Vienna

Dallo snodo di Baumgarten, cittadina alle porte di Vienna, passano 40 miliardi di metri cubi di gas naturale all' anno, equivalenti alla metà del fabbisogno italiano: un buon terzo dell' export russo verso l' Europa. E Gazprom ha appena concluso un accordo con il gruppo austriaco Omv per entrare al 50% nella proprietà di questo hub austriaco. Con questo impegno, destinato a essere finalizzato nel giro di qualche settimana, il presidente di Gazprom Alexei Miller ha messo la sua firma, insieme a quella del capo di Omv Wolfgang Ruttenstorfer, sotto il progetto di far diventare Baumgarten il principale hub europeo del gas. La prospettiva è di aumentare l' afflusso a 50 miliardi di metri cubi nel 2010 e di sostituire la piattaforma belga di Zeebrugge come punto di riferimento per fissare il prezzo del metano europeo. Già oggi Baumgarten è un importante stazione di stoccaggio, con un' intensa attività di trading, che coinvolge una sessantina di operatori europei. I principali clienti dell' hub austriaco - punto di partenza del gasdotto Tag (Trans Austria Gas Pipeline), al 90% dell' Eni, che porta il gas russo a Tarvisio - sono l' Italia, la Germania, la Svizzera e l' Ungheria. Non stupisce quindi l' interesse del Cremlino - che mira a dettare il prezzo del gas all' Europa senza concorrenti - nei confronti di questo snodo strategico. Ma con il suo sbarco a Vienna, Gazprom colpisce anche un altro obiettivo. Baumgarten, infatti, era destinato a diventare la stazione d' arrivo del Nabucco, il «gasdotto della libertà», su cui punta decisamente l' Unione Europea per diversificare le fonti di approvvigionamento del Vecchio Continente e portare in Europa il metano azero dai giacimenti del Caspio attraverso la Turchia. Sul Nabucco, un tubo lungo 3.300 chilometri che costerebbe 4 miliardi e mezzo di euro per portare in Europa 30mila metri cubi di gas caucasico all' anno, Miller è stato lapidario: «Non vedo risorse né riserve di gas capaci di alimentarlo». Ora che Gazprom prende possesso del suo punto di sbocco in Europa, non c' è dubbio che se ne vedranno ancora di meno. In alternativa al Nabucco, il Cremlino spinge invece il gasdotto sottomarino che attraverserà longitudinalmente il Mar Nero dalla Russia alla Bulgaria, saltando la Turchia, South Stream. Un altro tubo - di cui Gazprom ha appena avviato gli studi di fattibilità in partnership con l' Eni - destinato a soddisfare con gas russo la crescente domanda europea. «È evidente che l' ingresso di Gazprom a Baumgarten serve a minare il Nabucco in favore del South Stream», conferma Roberto Potì, direttore sviluppo di Edison e responsabile italiano della realizzazione di un altro, più modesto, «gasdotto della libertà», che porterà il gas azero in Europa passando da Sud invece che da Nord, attraverso la Turchia e la Grecia fino all' Italia, con un tubo di collegamento sotto il canale di Otranto. Edison partecipa al progetto con la costruzione di Igi, un gasdotto lungo 800 chilometri, in partnership con la greca Depa, che farà arrivare in Italia attraverso la Grecia 8 miliardi di metri cubi di gas entro il 2012. Il tassello fondamentale dell' interconnessione Turchia-Grecia-Italia è stato posato e messo in pressione qualche giorno fa, collegando la rete asiatica a quella europea con un tubo sottomarino che supera lo stretto dei Dardanelli, attraverso il quale è arrivata in Grecia la prima fornitura di gas del Caspio. L' inaugurazione di quest' opera storica ha visto fianco a fianco i primi ministri greco e turco, Costas Caramanlis e Recep Tayyip Erdogan, insieme al ministro dell' Energia americano, Samuel Bodman. Una presenza molto significativa, che non è passata inosservata. Per l' Italia si è mosso l' ambasciatore ad Atene Gianpaolo Scarante.

Sonatrach entra nel mercato italiano

Il colosso algerino Sonatrach entra a pieno titolo nel mercato italiano del gas: figura infatti nell' elenco delle 407 aziende che, al 31 ottobre, hanno ottenuto dal ministero dello Sviluppo economico l' autorizzazione alla vendita diretta del metano ai consumatori finali. Sonatrach Gas Italia, con amministratore unico Mohammed Fouad Koulla, risulta già iscritta al registro delle imprese della Camera di commercio di Milano, con sede in corso Venezia 5. L' azienda energetica dello Stato algerino potrà vendere il suo metano ai clienti italiani dal 2008, quando comincerà ad arrivare in Italia con un comodo biglietto di transito sul gasdotto transtunisino controllato dall' Eni. Per la compagnia algerina, che punta da anni a raggiungere questo obiettivo, è una prima volta quasi insperata: il progetto ufficiale era la commercializzazione della sua quota di metano che arriverà in Italia dal 2011 attraverso il gasdotto Algeria-Sardegna-Italia, ancora tutto da costruire. Con questo escamotage, invece, l' obiettivo è stato centrato molto prima. Il programma di potenziamento dei gasdotti già esistenti, in particolare il Tag dal Nord per il metano russo e il Ttpc dal Sud per il metano algerino - entrambi dell' Eni, come tutto il sistema di trasporto - era stato imposto a colpi di multe dall' Antitrust per far crescere nuovi player su questo mercato, dominato quasi completamente dalla compagnia di San Donato. Ma le modalità di assegnazione della nuova capacità messa in gara dal Ttpc si sono rivelate decisamente sfavorevoli per le rivali italiane, da Hera a Sorgenia, dall' Aem a Iride, giudicate idonee nella prima fase della gara, ma respinte nella seconda. L' anno scorso l' Authority di Antonio Catricalà aveva inflitto all' Eni una megamulta da 290 milioni per abuso di posizione dominante, subito contestata dalla compagnia di San Donato. E le aveva imposto di aumentare la capacità di trasporto sul gasdotto Ttpc per 6,5 miliardi di metri cubi annui in due tranche, cedendo la quota in più a operatori terzi, entro l' ottobre 2008. Della seconda tranche (3,3 miliardi di metri cubi), destinata in origine a essere spartita fra 45 società giudicate idonee, 2 miliardi andranno invece a Sonatrach Gas Italia e il resto all' Enel, in base a un accordo stipulato nel ' 91 con l' Eni, in cui lo Stato algerino si riserva di esprimere il gradimento sui contratti di trasporto firmati dal Ttpc con altri «shipper» di gas, diversi dall' Eni e dall' Enel. In questo modo, si rimette ad Algeri la scelta dei soggetti che possono accedere alla nuova capacità di trasporto messa in gara in Italia. Resta da chiedersi se Sonatrach farà davvero concorrenza a uno dei suoi più affezionati alleati. In Spagna, Sonatrach sta facendo una politica molto aggressiva: il ministro algerino dell' Energia, Chakib Khelil, ha annunciato l' intenzione di vendere il suo gas a prezzi inferiori a quelli degli altri operatori. «È evidente - ha detto il ministro Khelil - che il gas commercializzato direttamente da Sonatrach sarà meno caro per i consumatori spagnoli rispetto allo stesso gas venduto attraverso intermediari». Ma in Spagna Sonatrach è in guerra aperta contro Gas Natural, a cui vuole imporre un aumento del prezzo del 20% su un terzo del fabbisogno di metano della penisola iberica. In Italia non siamo ancora a questo punto. Eni e Sonatrach, qui, sono buone amiche.

Enel a caccia di gas in Egitto

Il mare non è molto profondo davanti al Delta del Nilo. Per fortuna. Lì sotto, infatti, dorme una delle più vaste riserve di gas del Mediterraneo, che ha lanciato l' Egitto nel business del gas naturale liquefatto. Da quel mare attingono gli egiziani della Egas, la compagnia di Stato del Cairo, gli inglesi di BP, i francesi di Gaz de France, i malesi di Petronas e gli italiani dell' Eni. Ora vuole attingere anche l' Enel. «L' avventura egiziana non è ancora cominciata, ma siamo a buon punto con le trattative», anticipa Gianfilippo Mancini, l' uomo degli approvvigionamenti per il gigante italiano dell' elettricità, appena tornato dal Cairo. Nella prospettiva di costruire un terminale di rigassificazione a Porto Empedocle, in Sicilia, per alimentare le esauste vene dei metanodotti italiani e soprattutto le sue centrali a gas, l' Enel va a caccia di forniture di metano in tutto il Nord Africa, ma soprattutto in Egitto, balzato rapidamente al sesto posto nella classifica mondiale dei produttori di gas naturale liquefatto, con una capacità annua complessiva pari a 17,5 miliardi di metri cubi. Questo grazie a una serie continua di nuove scoperte nella zona del Delta del Nilo, che hanno eclissato i giacimenti petroliferi dell' area di Suez, ormai arrivati a una fase di maturità, con produzione in declino e riserve sostanzialmente stabili attorno ai 500 milioni di barili. Le riserve egiziane di gas, invece, sono raddoppiate negli ultimi cinque anni e la produzione è triplicata, con la costruzione di due impianti di liquefazione a Idku e Damietta, che hanno consentito di valorizzare i nuovi ritrovamenti rendendo il gas esportabile. «Gli egiziani sono stati molto bravi nella trasformazione e nella commercializzazione di queste risorse, molto più rapidi dei loro vicini», spiega Mancini, che li conosce bene. La crescita fulminea dipende dalla nuova apertura del regime di Mubarak, finalizzata ad attrarre la partecipazione di compagnie internazionali: le condizioni legali e finanziarie offerte a chi sviluppa progetti mirati all' esportazione di gas sono definite come le più vantaggiose in tutta l' area del Nord Africa e hanno fatto affluire investimenti esteri pari a 10 miliardi di dollari negli ultimi cinque anni. Così, dopo il raddoppio del terminale di Idku, adesso si prospetta un raddoppio di Damietta. È in questa prospettiva che s' inserisce la compagnia guidata da Fulvio Conti. Attingere alle riserve egiziane di metano andrebbe così ad aggiungersi alla fornitura di Gnl nigeriano già in atto, che per ora non può essere rigassificato in Italia per mancanza di terminali, ma viene dirottato sull' impianto Gaz de France di Montoir, in Bretagna, e riconsegnato all' Enel attraverso uno swap, con uno stranded cost di 150 milioni di euro l' anno. «Il contratto nigeriano è già in piedi dagli anni Novanta, quando avevamo in progetto un terminale a Brindisi e poi uno a Monfalcone, ma né l' uno né l' altro sono stati realizzati. Ora Porto Empedocle è alle battute finali del processo autorizzativo e quindi ci muoviamo per trovare il resto di gas che ci serve per alimentarlo», spiega Mancini. Con una capacità di rigassificazione da 8 miliardi di metri cubi l' anno, di cui 1,6 da lasciare liberi all' accesso di terzi e 3,5 già forniti dalla Nigeria, ne restano da trovare altri 3. Sono questi, nell' immediato, l' oggetto della trattativa con gli egiziani. Ma lo sbarco dell' Enel nell' upstream fa parte di una strategia di ben più vasta portata. Strategia incentrata soprattutto sulla Russia, primo player mondiale nella hit parade del gas, dove l' ex monopolista italiano quest' estate ha messo le mani sulle riserve di Yukos nella penisola siberiana di Yamal, messe all' asta dal Cremlino. «Le riserve di gas stimate in questa zona artica della Siberia ammontano a 5 miliardi di barili: al momento attuale ne controlliamo il 40%, il restante 60% è dell' Eni, ma nel giro di due anni entrerà Gazprom al 50%, noi scenderemo al 20 e l' Eni al 30%», precisa Mancini. Tradotto in pratica, si tratta comunque di 1 miliardo di barili equivalenti di petrolio. «Nessuna utility nostra concorrente - fa notare Mancini - possiede riserve di questa portata: neanche Gdf arriva al miliardo, Rwe e Centrica non superano i 500 milioni, EdF si ferma a 200. Solo Eon, con gli asset Ruhrgas in Russia, si muove in un ambito paragonabile. Ma noi vogliamo crescere ancora».

Livorno, il rigassificatore passa a E.on

Dovrebbe arrivare soltanto a metà ottobre l' annuncio ufficiale del perimetro preciso dello «spacchettamento» di Endesa Italia, dopo l' Opa di Enel e Acciona su Endesa, annunciata venerdì scorso. Ma ormai è un fatto che Enel e Asm hanno raggiunto un accordo sullla divisione degli asset di Endesa Italia tra la società bresciana e i tedeschi di E.on. In particolare, il colosso germanico subentrerà agli spagnoli nel rigassificatore di Livorno, con la nuova società Eon Italia, destinata a diventare il terzo operatore energetico italiano. Condividerà così con Iride il controllo dell' unico terminale per ora autorizzato sul territorio nazionale, oltre a quello di Edison-ExxonMobil al largo di Rovigo. «L' ingresso di E.on, che ha già sottolineato pubblicamente la strategicità di questo progetto, è un elemento di garanzia sullo sviluppo del rigassificatore e sul suo approvvigionamento, anche in considerazione del fatto che E.on è attualmente uno dei principali operatori europei nel settore del gas», sottolinea il presidente operativo di Iride, Roberto Bazzano. Il terminale sarà in grado di rigassificare 3,75 miliardi di metri cubi di gas naturale liquido all' anno, il 5% del fabbisogno nazionale. Malgrado le resistenze degli ambientalisti locali e un parere negativo del ministro dell' Ambiente, Alfonso Pecoraro Scanio, che aveva individuato sette vizi procedurali nell' autorizzazione del febbraio 2006, dopo l' ultimo consiglio dei ministri sembra che la posizione del ministro dello Sviluppo Economico, Pier Luigi Bersani, decisamente favorevole all' impianto, abbia finito per prevalere. Bersani, convinto assertore della necessità di tre-quattro terminali gas per superare la crisi di approvvigionamento del Paese, ha prodotto un parere in cui si afferma l' assoluta regolarità dell' iter autorizzativo. La società, per ora controllata da Iride e dagli spagnoli al 30,46% ciascuno (gli altri soci sono l' armatore norvegese Golar e la famiglia Belleli), ha già avviato le prime opere a terra, ma si attende l' ulteriore passaggio di proprietà per finalizzare l' accordo con Saipem, che si occuperà della realizzazione del terminale. In pratica, si tratta di riconvertire una nave metaniera, fornita dalla Golar, dotandola di un impianto di vaporizzazione, con un investimento sui 700 milioni di euro. Il terminale galleggiante, ancorato al largo di Livorno, riceverà il gas liquido dalle navi gasiere, lo riporterà allo stato gassoso e lo immetterà nella rete nazionale attraverso una condotta sottomarina. Se l' accordo con Saipem si chiuderà come previsto entro novembre, il terminale potrà entrare in funzione all' inizio del 2010. Fino ad allora, ci toccherà tirare la cinghia nei consumi di gas.

Bruciamo più gas, ne arriva sempre meno

Tranquilli. Inverno mite, ovvero emergenza gas scongiurata. Sembra logico, ma spesso l' apparenza inganna. Come in questo caso. È vero che gli stoccaggi sono attrezzati meglio dell' anno scorso, grazie all' intervento del ministro Pier Luigi Bersani, ma è anche vero che i tubi sono sempre quelli e l' export russo continua a calare, mentre la sete di metano degli italiani cresce. Il calo di forniture sul confine orientale, da una media del -4,2 per cento sui primi dieci mesi dell' anno, è schizzato a un -19,9 per cento in ottobre. L' inverno russo è cominciato. Le ultime stime ministeriali, d' altra parte, prevedono un incremento complessivo della domanda di circa 3 miliardi di metri cubi di gas per quest' inverno, che diventeranno 4 miliardi nel 2007-2008. È una sete che non c' entra nulla con le temperature, calde o fredde che siano, ma con la produzione elettrica, che in Italia si sta spostando massicciamente dall' olio combustibile al metano, senza calmieri. «Rispetto all' anno scorso, quest' anno abbiamo ben tre centrali termoelettriche in più, per 2.500 megawatt complessivi, che bevono ognuna 4-5 milioni di metri cubi di gas al giorno», spiega Davide Tabarelli di Nomisma Energia. Da una parte queste nuove centrali risolvono il problema della carenza nella generazione italiana, ma dall' altra incrementano i consumi di gas. Tanto è vero che nell' aumento del fabbisogno previsto per quest' inverno, la quota destinata a usi civili è quasi irrilevante: solo 300 milioni di metri cubi, contro i 2,6 miliardi legati all' entrata in funzione dei nuovi impianti di generazione elettrica. Non a caso il ministro Bersani continua a ripetere che «bisogna cominciare a mettere un tetto all' utilizzo del gas per l' energia elettrica». Messo così, è un invito difficile da tradurre in pratica, considerando che siamo in regime di libero mercato. «La corsa al gas italiana - conferma Riccardo Monti del Boston Consulting Group - ci porterà quest' anno, secondo i nostri calcoli, a una carenza di un miliardo abbondante di metri cubi di gas entro la fine dell' inverno». Ma il problema non è solo italiano. «La corsa al gas sta portando a un raddoppio della domanda in tutta Europa - precisa Monti - mentre la produzione interna è in drastico calo: nel giro di una decina d' anni l' import di gas dovrà essere triplicato per coprire il nostro fabbisogno, ma non sembra che la Russia sia in grado di star dietro a questo ritmo di crescita, perché anche la loro domanda interna sta aumentando». Il ministro dell' Economia della Federazione russa, German Gref, nei giorni scorsi, ha lanciato per primo l' allarme sul deficit incombente: «Il mercato interno avrà bisogno da solo di 26-27 miliardi di metri cubi di gas in più, mentre le nostre proiezioni indicano una crescita di 21 miliardi di metri cubi supplementari». Gref ha detto apertamente di non avere idea di dove si possano trovare le risorse necessarie per colmare il deficit, che ha origine nella scarsa attenzione prestata in questi anni da Gazprom all' estrazione di gas e al potenziamento dei metanodotti. «Si sono talmente concentrati sul vendere, vendere, vendere, che si sono dimenticati di produrre», commenta Tabarelli. Gazprom non ha nessun interesse a mettere la crisi nero su bianco, ma basta osservare i numeri per notare le coincidenze: nei primi dieci mesi del 2006 l' export di gas dalla Russia è calato del 4,3 per cento rispetto all' anno scorso, fino a un crollo del 10,7 per cento in ottobre, corrispondente al crollo dell' import ai nostri confini orientali. Eppure, sottolinea il resoconto del ministero dello Sviluppo Economico, la tendenza al rialzo dei prezzi del gas russo sui mercati internazionali (+51,3 per cento in media mensile) avrebbe dovuto favorire le esportazioni. Questo conferma che il deficit è strutturale, non congiunturale. La falla per ora non si nota, ma non bisogna farsi ingannare dal clima mite: «Siamo sul filo del rasoio», ripete Bersani. E non si vedono soluzioni reali all' orizzonte: di nuovi gasdotti si parla da anni - dall' Igi per importare il gas turco passando per la Grecia, al Galsi per importare altro gas algerino attraverso la Sardegna - ma i tempi sono lunghi, così come anche per i terminali di rigassificazione. Gli interventi per affrontare l' emergenza possono essere solo difensivi: l' utilizzo degli stoccaggi strategici e le misure per la riduzione della domanda, comprese le interruzioni ad alcuni utenti industriali, sono già programmati. Gli stoccaggi di modulazione sono stati incrementati di 600 milioni di metri cubi rispetto all' anno scorso. Nuove concessioni sono in esame nei vecchi giacimenti esauriti, da Alfonsine a Conegliano, ma nessun aumento significativo di capacità di stoccaggio è previsto fino al 2011. A tutto vantaggio di Gas Plus, la società di Fidenza appena andata in Borsa col botto, che si profila come la nuova regina degli stoccaggi. Già prenotati da Gazprom con un accordo blindato per distribuire il suo gas direttamente ai clienti finali italiani. Quale gas, non si sa.

Vendola: rigassificatori a Brindisi mai

Sul rigassificatore di Brindisi, «mi trovo di fronte a un mandato popolare chiaro: il consiglio regionale si è espresso all' unanimità contro questo impianto, così come il consiglio provinciale e quello comunale». Nichi Vendola, governatore della Puglia, fin dalla campagna elettorale si è schierato con decisone contro la collocazione di un terminal di rigassificazione nel porto industriale di Brindisi, dove il gruppo British Gas (Bg) sta lavorando da un anno. L' impianto, che poteva essere già pronto nel 2007, ha subito una serie di rallentamenti burocratici tali da farne slittare l' entrata in esercizio al 2009. Fra il 2001 e il 2002, le amministrazioni regionale, provinciale e comunale si erano già pronunciate a favore dell' impianto proposto da Bg, che all' inizio del 2003 ha ottenuto il via libera con un decreto interministeriale. Non le sembra un capitolo chiuso? «No, non mi sembra un capitolo chiuso. Qui bisogna decidere a che cosa dare più importanza: al mandato popolare o a un' astratta procedura amministrativa?». La procedura amministrativa ha messo insieme 23 diversi enti locali e centrali, pronunciatisi all' unanimità nella conferenza servizi. Non discendevano da un mandato popolare? «Ma sia l' amministrazione comunale che quella provinciale e regionale poi sono state mandate a casa. Ciò significa che le decisioni prese da quelle amministrazioni non hanno soddisfatto la popolazione locale. Quindi vanno modificate. Non è un caso che gli attuali amministratori siano stati votati proprio sull' onda dell' opposizione a quell' impianto. Ora che siamo stati eletti, dobbiamo dare seguito alle promesse fatte in campagna elettorale. Per questo chiediamo che venga fatta una nuova valutazione d' impatto ambientale». Non è detto che quando un' amministrazione viene mandata a casa, bisogna disfare tutto quello che ha messo in piedi. Le decisioni prese spesso diventano legge. Come la mettiamo con la certezza del diritto? «L' iter procedurale attraverso il quale si è giunti al decreto si è svolto in un clima di degrado politico, di gestione affaristica della cosa pubblica e di vaste corruttele che ora noi vogliamo correggere. Non si possono lasciar correre scelte rilevanti per il futuro del territorio che potrebbero essere state portate a maturazione da interessi personali». Lei accusa le amministrazioni precedenti di aver agito per interessi personali? «Questo è compito della magistratura». Ma non tutti a Brindisi sono contro il rigassificatore. «Ci sono alcune espressioni sindacali, che restano legate alle logiche di gestione delle passate amministrazioni. Ma sono estremamente minoritarie in termini di consenso popolare». Dunque la sua opinione è che il rigassificatore di Brindisi non s' ha da fare? «Senza dubbio. Abbiamo detto sì a una vasta serie di progetti nel campo dell' energia: a Brindisi sorgerà una maxi centrale solare. Ci piacerebbe fare della Puglia uno dei più importanti parchi energetici alternativi. Abbiamo concluso la moratoria all' eolico e detto sì al metanodotto fra la Grecia a Otranto. Non abbiamo nemmeno espresso un no pregiudiziale ai rigassificatori: c' è il progetto di Taranto». Si farà? «Non ho detto questo. Bisogna vedere che ne pensano i tarantini...».

Illy: un rigassificatore va bene, anzi due

Per un Paese come l' Italia «la carenza di gas è gravissima: già nell' inverno scorso diverse aziende friulane sono state costrette ad interrompere la produzione dalla crisi ucraina. Bisogna assolutamente fare qualcosa perché questo non si ripeta più». Riccardo Illy, governatore del Friuli-Venezia Giulia, ha aderito con slancio alla «giusta volontà del governo di accelerare i tempi», ammettendo che «i terminal di rigassificazione sono l' unico strumento a disposizione nel medio termine». Tanto da prendere in considerazione l' ipotesi di collocarne addirittura due nel Golfo di Trieste. Come mai tanto entusiasmo per questi impianti, che stanno già sollevando delle polemiche tra gli ambientalisti locali? «Nessun entusiasmo pregiudiziale, ma nemmeno contrarietà di principio. Semplicemente facciamo la nostra parte, senza pretese di considerarla esaustiva. Naturalmente prenderemo tutti i provvedimenti necessari per evitare rischi ambientali: abbiamo già chiesto un approfondimento tecnico alle due società che li propongono, Endesa e Gas Natural. Ma si tratta di impianti abbastanza semplici e quindi contiamo di chiudere la partita entro la fine dell' anno». Due terminal in uno specchio d' acqua di queste dimensioni, non le sembra eccessivo? «Guardiamoci un po' intorno, prima di fasciarci la testa: nella baia di Tokyo, lunga 50 chilometri e larga 20, circa il doppio del golfo di Trieste, ce ne stanno cinque, che portano un traffico di 400 navi gasiere l' anno. Pur con un mare meno profondo del nostro, non mi risulta che ci siano problemi». Quali problemi potrebbero dare? «Il gas liquido viene compresso a una temperatura molto bassa e per riportarlo allo stato gassoso bisogna farlo tornare a temperatura ambiente: di solito si usa l' acqua di mare, che si raffredda nel processo. Ma si tratta di una massa d' acqua modesta, che non può certo causare abbassamenti di temperatura in tutto il golfo. E il freddo generato può anche essere sfruttato in qualche altro modo. Per l' impianto di Gas Natural, che dovrebbe sorgere in una zona industriale del porto, vicino a un termovalorizzatore e a un impianto siderurgico, si potrebbero studiare delle sinergie con questi stabilimenti. È un aspetto ancora da studiare». E l' altro impianto dove si collocherebbe? «Il terminal proposto da Endesa è su una piattaforma off-shore. Oltre alla questione del raffreddamento dell' acqua, questo impianto presenta un problema paesaggistico, anche se la dimensione è modesta: non supera il profilo di una nave. In più, c' è l' uso del cloro, che serve a mantenere gli scambiatori di calore sgombri da alghe. Vogliamo capire se si riesce a sostituirlo con qualche altro sistema. Ma anche qui si tratta di quantità veramente irrisorie: usiamo certamente più cloro, in proporzione, per rendere potabile la nostra acqua». Che vantaggi porterebbero questi impianti? «In un Paese che ha scelto il gas come fonte energetica principale, il primo vantaggio consiste nel garantire gli approvvigionamenti. In più, si aumenta la concorrenza, favorendo la diminuzione dei prezzi. E naturalmente c' è anche un vantaggio economico, in termini di posti di lavoro e di entrate nelle casse locali. Per la nostra regione, queste sono considerazioni importanti. Dopo il terremoto del ' 76, il nostro motto è stato: prima ricostruire le fabbriche, poi le case, infine le chiese. Il lavoro viene prima di tutto».

British Gas: "Vi bruciate la reputazione"

Armando Henriques, capo di British Gas per l' area del Mediterraneo, è un manager navigato, si occupa da vent' anni di petrolio e di gas, ma una situazione come questa non l' aveva mai vista. «Abbiamo il gas che serve all' Italia - dice -, ma non sappiamo dove farlo arrivare, perché il nostro terminale di Brindisi, che doveva essere già pronto nel 2007, subisce un intralcio dietro l' altro dalle autorità locali». E prosegue: «Il rigassificatore che stiamo costruendo, dopo avere ottenuto già da anni tutte le autorizzazioni, è il più importante investimento mai fatto da un' impresa britannica in Italia: 400 milioni di euro complessivi, di cui 150 già spesi. Se i nostri sforzi venissero frustrati adesso, questo solleverebbe gravi dubbi sull' attrattività dell' Italia per gli investimenti esteri». Proprio mentre il ministro dello Sviluppo economico, Pierluigi Bersani, si fa in quattro per dare una soluzione alla crisi del gas prossima ventura, accelerando il processo autorizzativo per gli altri rigassificatori in progetto, l' unico impianto che potrebbe essere già quasi pronto sembra definitivamente incagliato nel limbo delle resistenze locali. «Dragon, il terminale gemello che stiamo costruendo nel Galles, sarà operativo nel 2007 come previsto - dice Henriques - e comincerà subito a ricevere il gas dai nostri pozzi egiziani». Il gruppo Bg, infatti è uno dei giganti mondiali del gas, attivo anche nell' estrazione, e il rigassificatore di Brindisi è uno dei pochi progetti in Italia con i contratti di approvvigionamento già in essere: un vantaggio non indifferente in un mercato dove la materia prima comincia a scarseggiare. «Gli impianti di rigassificazione costruiti oggi senza la certezza dell' approvvigionamento - spiega Henriques - rischiano di diventare cattedrali nel deserto». È per questo che Bg ha messo in cantiere contemporaneamente a Brindisi anche un impianto di liquefazione a Idku, in Egitto, con un investimento da un miliardo e mezzo. Ma il gas liquefatto destinato a Brindisi ora sta prendendo altre destinazioni: verso gli Usa, dove Bg gestisce il più grande rigassificatore americano in Louisiana, o verso altri Paesi europei. «Peccato, perché da Brindisi potremmo fornire 8 miliardi di metri cubi di gas all' anno, quasi un decimo del fabbisogno italiano, colmando le carenze che si sono evidenziate lo scorso inverno», fa notare Henriques, intervenuto al culmine della crisi con due navi gasiere mandate in aiuto all' Eni nel suo impianto di Panigaglia. «La richiesta globale di Gnl ormai supera la domanda - commenta Henriques -, perché si costruiscono sempre più rigassificatori, che sono il modo migliore di ricevere gas da Paesi lontani senza la schiavitù del tubo». In Spagna, negli ultimi anni, ne sono sorti quattro. Nel frattempo, in Italia, Brindisi ha subito continui slittamenti: «Abbiamo passato tutta la trafila, abbiamo raccolto l' unanimità dei consensi alla conferenza servizi da 23 enti locali e nazionali, compresi Comune, Provincia e Regione, oltre ai sei ministeri competenti, che già nel 2003 ci hanno dato il via con un decreto. Ma quando siamo partiti con i lavori le autorità locali hanno subito cominciato a chiedere altre verifiche, rallentando il progetto di anni». Il fatto è che, nel frattempo, c' erano state le elezioni e le amministrazioni locali avevano cambiato colore. Nel 2004 il nuovo sindaco di centro-destra Domenico Mennitti è subentrato a Giovanni Antonino, mentre alla Provincia il diessino Michele Errico ha sostituito il forzista Nicola Frugis. Nel 2005 Nichi Vendola si è seduto sulla poltrona di Raffaele Fitto. E ognuno di loro ha voluto distruggere il lavoro del predecessore. Il gruppo britannico non si spiega le loro motivazioni. «Abbiamo cercato il dialogo - sostiene Henriques -. Abbiamo tenuto il cantiere fermo in attesa di una nuova valutazione del Consiglio superiore dei Lavori pubblici, che è stata positiva. Abbiamo subito persino una verifica archeologica dell' area su cui stavamo costruendo, che non ha scoperto nulla di nuovo. Ci hanno chiesto di cambiare localizzazione, ma siamo quasi a metà dei lavori e qualsiasi spostamento ci farebbe ripartire daccapo con le autorizzazioni. Il Consiglio di Stato ci ha dato ragione. E comunque localizzazioni migliori non ci sono: siamo in una zona già destinata a usi industriali e non diamo fastidio né agli abitanti, che sono lontani, né al porto. Riceveremo due navi alla settimana, che non impiegano più di 40 minuti per fare la manovra. E daremo lavoro e prospettive di sviluppo a un' area in crisi». What' s the problem?

Aumentare l'offerta. E il prezzo scenderà

Sulla questione del sistema energetico si è perso troppo tempo e ora dobbiamo recuperare. Per Pippo Ranci, economista della Cattolica ed ex presidente dell' Authority per l' energia, il problema è duplice: d' infrastrutture e di regole. «In Italia negli ultimi anni è cresciuto moltissimo il consumo di gas, utilizzato per produrre la maggior parte dell' energia elettrica di questo Paese: per far funzionare il sistema bisogna quindi aumentare di molto gli approvvigionamenti, rafforzando le infrastrutture, sia i gasdotti che i terminali di rigassificazione, che garantiscono una pluralità di fornitori». Quando avremo più gas, anche il prezzo scenderà, influenzando quello dell' energia elettrica. Servono perciò nuovi investimenti, ma anche nuove regole. «Le nostre importazioni di gas continuano a essere mirate solo a soddisfare a malapena il fabbisogno interno: è un sistema derivato dalla politica tradizionale dell' Eni, che non ha interesse a costruire più infrastrutture di quelle strettamente necessarie. Ma questo non è più accettabile: come l' elettricità circola liberamente in un mercato integrato europeo, così dev' essere anche per il gas». Per ampliare il mercato, ci dev' essere concorrenza anche sul fronte delle importazioni. «Finché sarà solo l' Eni a controllare tutto l' import, l' Italia non riuscirà mai a diventare un hub del gas, così come sarebbe conveniente: non dimentichiamo che la sicurezza di un Paese di transito è molto maggiore di quella di un Paese solo consumatore». E l' Italia si presta a diventarlo per la sua collocazione geografica centrale nel Mediterraneo, ideale punto di raccordo fra i produttori del Nord Africa e i consumatori del Centro Europa. «Ma va modificata alla radice la struttura societaria delle reti, che non possono stare in mano agli operatori: Snam Rete Gas dev' essere separata dall' Eni e il governo deve garantirne la neutralità». Ma non si rischia, come ammonisce frequentemente Paolo Scaroni, di farla finire in mano ai russi? «A Gazprom interessano i clienti finali: non la rete di trasporto, ma semmai quella di distribuzione. E comunque, l' azionariato di Snam dev' essere neutrale e stabile, non soggetto a scalate». Anche gli stoccaggi, remunerati con tariffa amministrata, oggi sono ancora tutti in mano all' Eni. «Se il consumo aumenta e vogliamo mantenere buoni livelli di sicurezza, dobbiamo accrescere le riserve. E' opportuno che anche il mercato degli stoccaggi venga aperto: o facendo offrire il servizio, oggi appannaggio della Stogit, in concorrenza da diversi soggetti, o con una progressiva riduzione della quota Eni in Stogit». Il rischio di ridimensionare troppo un campione nazionale, che sul mercato mondiale deve competere con aziende molto più grandi, secondo Ranci non esiste. Come non esiste l' utilità di una fusione o di un incrocio di partecipazioni fra Eni ed Enel, per accrescerne il peso specifico. «Per evitare che vengano scalate dall' estero non è necessario portare a un matrimonio così innaturale due società con interessi radicalmente diversi. Basta che crescano bene e siano ben amministrate: i loro azionisti le difenderanno dagli attacchi esterni».

Senza gas l'Italia al freddo. E al buio

Un mix di produzione del tutto anomalo che porta il prezzo dell' energia in Italia fuori dalle medie europee. Per Davide Tabarelli, direttore dell' istituto bolognese Ricerche industriali ed energetiche (Rie), se vogliamo ridurre i prezzi dobbiamo seguire il modello degli altri Paesi industrializzati. «La regola generale è che almeno il 50% della produzione elettrica vada a nucleare e carbone, per liberarsi dalla schiavitù degli idrocarburi». Da questa regola non si scappa: nessun Paese al mondo produce metà della sua energia elettrica bruciando metano, come si avvia a fare l' Italia con l' inaugurazione delle prossime centrali a gas. E nessun Paese industrializzato ha solo il 14% di carbone e neanche una centrale atomica. «La corsa alla sostituzione dell' olio combustibile con il gas prescinde completamente da considerazioni di prezzo e di sicurezza degli approvvigionamenti - spiega Tabarelli - e comunque non rientra in nessuna strategia complessiva, che dovrebbe essere dettata dalla politica e invece manca totalmente». Non a caso, l' Italia è l' unico Paese d' Europa ad avere sofferto così tanto della crisi del gas quest' inverno, «perché senza gas gli altri restano al freddo, ma noi si resta anche al buio - fa notare Tabarelli -. Abbiamo avuto il più grosso blackout della storia elettrica - fa notare Tabarelli - ma non abbiamo ancora imparato che per evitare guai bisogna impostare una politica energetica di vasto respiro». «Siamo l' unico Paese al mondo - aggiunge - che, pur soffrendo di una grave dipendenza dal gas, su 8 mila chilometri di coste non ha neanche un rigassificatore, a parte quello vecchissimo di Panigaglia, quando ormai ne sorgono come funghi in tutta Europa: la Spagna ne ha già quattro». E non ci sono grandi prospettive di correggere il tiro: «È stato proprio l' attuale ministro dell' industria, Pier Luigi Bersani, a bloccare la costruzione del terminale di rigassificazione di Monfalcone nel ' 96, che ci sarebbe tornato utilissimo per diversificare gli approvvigionamenti ed evitare la crisi quando Mosca ha chiuso i rubinetti». Magari ora avrà cambiato idea. «Ma nel frattempo gli italiani hanno pagato un prezzo del gas e dell' energia del tutto sproporzionato», commenta Tabarelli. Lo stesso sta succedendo con la riconversione a carbone delle centrali Enel a olio. «Il carbone non piace a nessuno, ma inquina meno dell' olio combustibile, se la centrale è fatta bene, e costa poco: produrre un megawattora con una centrale a gas costa 75 euro, con il carbone solo 45». Allora che senso ha bloccarlo? «Fino a qualche mese fa dicevamo che sono le amministrazioni locali a opporsi, ma ora rischiamo di trovarci davanti a un paradosso: a Porto Tolle, ad esempio, l' assenso delle amministrazioni locali c' è già, ma si sta scontrando con le resistenze del nuovo ministro dell' Ambiente». Per l' Enel, che combatte da anni sulla centrale di Civitavecchia, è un grosso danno. «Ma alla fine dei conti chi paga siamo noi: se non vogliono il carbone, l' Enel può anche produrre energia bruciando Chanel N°5, tanto alla fine scarica tutto sui prezzi finali».

Tenaglia Gazprom-Sonatrach, in mezzo ci siamo noi

Con una mano firma un memorandum di vasto respiro insieme all' Eni per aprirsi un varco diretto nel mercato italiano del gas, con l' altra si allea alla compagnia petrolifera algerina Sonatrach, storica partner dell' Eni nel sistema di gasdotti Transmed. Le mosse del colosso russo Gazprom, che stanno per arrivare a maturazione quasi contemporaneamente sui due fronti - forse già venerdì prossimo con l' Eni e in aprile con Sonatrach - provocano una certa inquietudine ai piani alti del cane a sei zampe. Dalle prime indiscrezioni che circolano fra gli operatori dopo la visita lampo di Vladimir Putin al suo omologo Abdelaziz Bouteflika, infatti, Sonatrach avrebbe in mente di cedere a Gazprom una quota della sua partecipazione in Galsi, il nuovo gasdotto in via di realizzazione fra l' Algeria e l' Italia (con tappa in Sardegna), di cui possiede il 36%. Galsi - che oltre a Sonatrach vede nella sua composizione societaria Edison, Enel, Wintershall (braccio petrolifero di Basf), Hera e due società della Regione Sardegna - è il primo metanodotto non controllato dall' Eni che approderà sul territorio italiano. Dal 2009 ci porterà 10 miliardi di metri cubi di gas maghrebino, con una condotta sottomarina fra il porto algerino di El Kala e le coste meridionali sarde, completata da un' altra bretella fra Olbia e Piombino. E Sonatrach ha già firmato accordi di fornitura con una dozzina di operatori italiani, fra cui Edison per 4 miliardi di metri cubi e la Regione Sardegna per 2. Tutti gli altri tubi che portano gas in Italia sono controllati dall' Eni: a metà il Tenp che viene dall' Olanda, al 90% il Tag che viene dalla Russia e al 50% con Sonatrach il Transmed, che attraversa il Canale di Sicilia per portarci il metano algerino. Se ora Gazprom s' inserisce in questa rete anche da Sud, subentrando del tutto o in parte a Sonatrach nella composizione societaria di Galsi, l' Italia sarà stretta in una morsa poco piacevole: la Russia e l' Algeria ci forniscono il 70% del nostro fabbisogno di gas. Se si mettono insieme, siamo all' «Opec del gas» paventata da Paolo Scaroni. Inoltre Gazprom si porrà contemporaneamente come alleato di vasto respiro di Eni e come concorrente sul suo stesso territorio, andando a braccetto con un suo vecchio partner. Negli accordi in via di finalizzazione con il cane a sei zampe, il colosso russo punta a ottenere una partecipazione in Enipower, il braccio elettrico della compagnia petrolifera italiana. In questo modo avrà, da un lato, accesso diretto al mercato, costituito dalle centrali elettriche di Enipower che vanno a gas, mentre, dall' altro, controllerà l' approvvigionamento da Nord in quanto produttore e da Sud in quanto distributore. Niente di male, dicono all' Eni, fintantoché le contropartite in termini di accesso ai giacimenti russi sono corrette, gli accordi chiari e le forze in campo equilibrate. «Che cosa accadrebbe - si è chiesto più volte Scaroni - se Gazprom invece dell' Eni si trovasse a trattare con una piccola municipalizzata italiana?» Ma la partnership fra Aleksej Miller, capo di Gazprom, e Paolo Scaroni resta comunque gravemente squilibrata. Come ammesso più volte dallo stesso Scaroni, al momento attuale «il mercato è in mano a chi vende e non a chi compra». L' asse Sonatrach-Gazprom è un patto fra produttori, con ricadute potenzialmente gravissime. Dall' incontro fra i due capi azienda, Mohamed Meziane e Aleksej Miller, è emerso l' interesse di Sonatrach per il gas naturale liquefatto russo: la società algerina punterebbe a costruire un terminale di liquefazione nel Baltico. Gazprom, insieme a Lukoil, potrà invece partecipare a grandi progetti di sviluppo delle reti distributive del gas e del greggio in Algeria e verso Paesi terzi, come il gasdotto verso la Sardegna o quello verso la Spagna, via Marocco. Sui temi trattati per ora regna il massimo riserbo, ma non è escluso che fra i due si arrivi anche ad un' intesa per spuntare prezzi migliori sui mercati di sbocco, in Europa o negli Stati Uniti. E fra gli operatori del settore già si parla di un pericoloso oligopolio. Tenendo anche conto del recente accordo Mosca-Berlino per il gasdotto del Nord, il disegno strategico del colosso russo che custodisce un quarto delle riserve mondiali di gas, si dimostra a tutto campo. L' Eni, volente o nolente, deve per forza partecipare al grande gioco.

La via del Qatar parte da Firenze

Ras Laffan è un vasto agglomerato industriale affacciato sul Golfo Persico, che si estende per più di cento chilometri quadrati sul deserto piatto del Qatar: da qui viene convogliata verso l' Occidente affamato di metano tutta la produzione del gigantesco North Gas Field, un giacimento che contiene il 20% delle riserve mondiali non associate a campi petroliferi. Ed è qui che si gioca il futuro di un gioiello dell' industria italiana, l' ex Nuovo Pignone, oggi diventato la testa della divisione Oil & Gas di General Electric. «Abbiamo appena firmato un contratto da 200 milioni di dollari con Ras Gas, joint venture tra Exxon Mobil e Qatar Petroleum, per partecipare alla realizzazione del più grande impianto esistente al mondo di liquefazione del gas» spiega il catalano Claudi Santiago, vicepresidente di GE e capo della divisione Oil & Gas del colosso americano, basato a Firenze. Il progetto, che comporta la fornitura di 22 mega-turbine e consacra la leadership mondiale dell' ex Nuovo Pignone nel campo del gas naturale liquefatto, «rappresenta una pietra miliare nella storia di questo settore, fissando nuovi standard per le economie di scala possibili». In un comparto che cresce già di per sé a ritmi esponenziali, battere dei record non è facile. Gli analisti si attendono un raddoppio abbondante del settore nel giro dei prossimi dieci anni, dalla produzione attuale di 145 milioni di tonnellate annue a oltre 370 milioni. Solo a Ras Laffan, le esportazioni raggiungeranno i 77 milioni di tonnellate all' anno nel 2009, secondo le previsioni, dalle 10 tonnellate attuali. «Il boom del gas naturale liquefatto deriva dai prezzi esorbitanti del petrolio e dall' esigenza di diversificare gli approvvigionamenti. L' utilizzo del metano liquido consente di emancipare il mercato del gas dalla schiavitù dei gasdotti. Per questo la produzione liquefatta cresce molto di più della produzione trasmessa per gasdotto. Nel contempo, i costi di liquefazione e rigassificazione si riducono rapidamente, grazie allo sviluppo di tecnologie sempre più raffinate, come le nostre» spiega Santiago. Dal quartier generale di Firenze i tecnici dell' ex Nuovo Pignone controllano via satellite e assicurano il corretto funzionamento di un terzo del mercato internazionale dell' energia collegato all' estrazione di idrocarburi. In dieci anni di privatizzazione, da quando l' Eni l' ha venduta agli americani, il fatturato dell' azienda è quadruplicato, superando i 4 miliardi di dollari. «Il segreto del successo? Investire negli uomini e nelle tecnologie, senza mai smettere di cavalcare la globalizzazione - commenta Santiago -. I 5.600 dipendenti - precisa Santiago, nato e cresciuto a Barcellona, entrato nei servizi informatici di GE fresco di laurea nell' 80 per arrivare a guidare il marketing globale nella sede di Rockville, in Maryland, prima di trasferirsi in Italia a occuparsi di energia - sono basati per la maggior parte in Italia, ma vengono da 80 Paesi diversi: in questo modo, possiamo sempre parlare il linguaggio dei nostri clienti. Una premessa molto importante per un' azienda che esporta il 90% della propria produzione». E poi c' è la leadership tecnologica: nel triennio appena trascorso, GE ha investito 250 milioni di dollari per la ricerca nella divisione Oil & Gas, di cui 85 solo nel 2005. «Il Nuovo Pignone - conclude Santiago - ha saputo conquistare la leadership internazionale nella tecnologia di liquefazione del metano a basse temperature e poi di rigassificazione nei porti di destinazione. Questo ci ha consentito di abbattere i costi di lavorazione in maniera importante, rivoluzionando il mercato a tutto vantaggio degli utenti finali». Da qui, la commessa in Qatar. E, se l' Eni si butterà come dice nel business del gas liquido, anche i vecchi padroni dovranno rivolgersi agli ingegneri di Firenze.

Emergenza gas, rigassificatori fermi

L' emergenza gas ce l' ha fatto toccare con mano: per emanciparsi dalla schiavitù del tubo l' unica soluzione sono i rigassificatori, che consentono di ricevere il metano via mare e quindi di eliminare la dipendenza da un solo produttore dominante, come la Russia. Lo dice Sandro Ortis, presidente dell' Authority per l' energia: «L' attivazione, più rapida possibile, di terminali di rigassificazione per gas liquido, importabile via nave da nuovi, promettenti mercati (africani, mediorientali e asiatici), rappresenta un contributo essenziale per la diversificazione e l' economicità delle fonti di approvvigionamento, per la concorrenza e per una maggiore flessibilità». L' Autorità insiste da anni su questo punto, oltre che sulla sottrazione della rete e degli stoccaggi al controllo dell' ex monopolista, e ha appena varato una regolazione incentivante per i nuovi investimenti nelle infrastrutture di trasporto e rigassificazione, che potranno beneficiare di una maggiore remunerazione. Ma per ora impiantare un rigassificatore in Italia resta un' odissea. La politica energetica italiana, infatti, è strettamente dipendente dalle strategie dell' Eni, che con i suoi gasdotti ha tenuto saldamente in mano per quarant' anni tutta la capacità d' importazione di metano. I rigassificatori, portatori di libera concorrenza, ovviamente non erano graditi. Sul territorio nazionale ne esiste solo uno, costruito nei lontani anni Sessanta a Panigaglia in Liguria. E di chi è? Di Snam, cioè dell' Eni. Per frenare la costruzione di nuovi impianti, la major guidata da Paolo Scaroni ha agitato fino a poco tempo fa lo spettro della «bolla di gas»: secondo le valutazioni del Cane a sei zampe, in sostanza, i suoi metanodotti che ci collegano con la Russia, l' Algeria e la Libia dovevano bastare e avanzare per soddisfare il fabbisogno nazionale. Ulteriore capacità d' importazione avrebbe creato un eccesso d' offerta, rischiando di far crollare i prezzi. Questo orientamento strategico, innestandosi sui naturali fenomeni di rifiuto del progresso tecnologico che dominano il Paese, ha impedito l' apertura del mercato a fonti di approvvigionamento alternative. In realtà, al contrario di quel che diceva l' Eni, con il rapido aumento della domanda di metano per la generazione elettrica, il mercato italiano è sempre stato «corto», tant' è vero che i prezzi sono ben più alti che all' estero. Ora che cresce la pressione dell' Authority per una maggiore liberalizzazione del mercato, l' Eni ha cambiato idea: da qualche mese non parla più del pericolo di un «eccesso di offerta» e nelle ultime settimane Scaroni ha ripetuto più volte la necessità di costruire nuovi rigassificatori. Le sue sollecitazioni, però, arrivano tardi. Il danno è già fatto e il Paese è in preda all' emergenza. Per sbloccare la situazione, in teoria, basterebbe darsi una mossa. Ma rimettere in moto una macchina che procede con il freno tirato da quarant' anni non è facile. «Dal punto di vista ingegneristico - spiega Roberto Potì, responsabile dei nuovi progetti di Edison - un impianto di rigassificazione si costruisce in meno di due anni, se è offshore in poco più di due anni». In Italia bisogna aggiungerne oltre sette di carte bollate. Ammesso che si riesca a concludere l' iter. Provare per credere: i primi studi per il terminale dell' Exxon Mobil con Edison e Qatar Petroleum, al largo di Rovigo, sono stati avviati nel ' 97, la valutazione d' impatto ambientale è stata ripetuta tre volte e nel maggio 2005 finalmente sono partiti i lavori, che termineranno a fine 2007. Dieci anni. E questo è l' unico progetto già cantierizzato: gli altri dieci sono tutti arenati, guarda caso, in svariati bracci di ferro con le autorità locali. Per non parlare dei progetti tramontati, come quelli dell' Enel a Montalto e a Monfalcone, dove l' iter è stato interrotto in stadio così avanzato che la compagnia elettrica aveva già firmato i contratti d' acquisto del gas liquido dalla Nigeria. «In mancanza di sbocchi in Italia - precisano all' Enel - ora quel metano dev' essere rigassificato in Francia da Gaz de France e importato via tubo». Nel frattempo, il resto del mondo cammina: ci sono 46 terminali di questo tipo attivi sui cinque continenti, di cui buona parte in Europa, da Sines in Portogallo a Zeebrugge in Belgio, da Barcellona a Marsiglia. Collocata in una posizione geografica ideale per trasformare la penisola in un hub del gas a livello europeo, l' Italia rischia invece di perdere il treno. «Gli attuali limiti di capacità - commenta Ortis - sommati alla scarsa flessibilità dei gasdotti internazionali, hanno un duplice effetto: da un lato, costituiscono una barriera all' entrata nel sistema dei nuovi operatori e ostacolano prospettive di sviluppo per il settore nazionale, anche favorendo progetti concorrenti in altri Paesi (dai Balcani alla penisola iberica), dall' altro lato non consentono agli operatori di soddisfare le richieste di una domanda crescente». In pratica, affidandosi soltanto ai tubi dell' Eni, non solo non si riesce a trasformare la Penisola in un centro d' esportazione del gas verso l' Europa - disegno più volte caldeggiato dall' Autorithy e anche da politici lungimiranti come Bruno Tabacci - ma non si copre nemmeno il fabbisogno nazionale: «Le forti opposizioni locali che ostacolano la costruzione di nuovi terminali di rigassificazione - precisa Ortis - vanno di pari passo con la crescita sostenuta della domanda, registrata nel corso di questi ultimi tre anni, e con la scarsità di stoccaggio, che lo scorso inverno ha contribuito a determinare l' interruzione della fornitura per alcuni clienti e il ricorso alle riserve strategiche». In questo freddo inverno 2006, abbiamo già sfiorato l' emergenza una volta. Ma il peggio deve ancora venire: l' anno scorso la crisi è scoppiata in marzo. Da qui a marzo, con un altro paio di centrali elettriche a gas in via di completamento e la crescente instabilità dei tre unici fornitori, l' Italia rischia di restare al palo.