Le domande più frequenti
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  1. Ricerca e coltivazione di idrocarburi
    1. Iter autorizzativo e localizzazione degli impianti
    2. Ambiente
    3. Fiscalità e royalties
  2. Stoccaggio del gas naturale
  3. Cattura e stoccaggio del biossido di carbonio

Ricerca e coltivazione di idrocarburi
A) Iter autorizzativo e localizzazione degli impianti
  1. Qual'è la procedura che le aziende devono seguire per poter avviare attività di estrattive nel territorio italiano? Che ruolo ha il ministero dello sviluppo economico in questo iter?

    Il Ministero dello Sviluppo Economico ha un ruolo chiave in questa materia in quanto tramite le sue strutture centrali e periferiche valuta dal punto di vista tecnico ed economico i progetti, rilascia le relative autorizzazioni, vigila sul regolare svolgimento dei lavori e sul rispetto delle norme di sicurezza nei luoghi di lavoro.
    Il Ministero esercita la propria competenza lungo tutta la vita utile di un giacimento, dalle fasi di ricerca e coltivazione fino alle operazioni finali di ripristino dell’area, che vengono effettuate una volta concluse le operazioni di ricerca o esaurita la coltivazione. Per ripristinare l’area, vengono rimossi gli impianti, viene analizzato il suolo per rilevare eventuali inquinamenti e, se necessario, sottoposto a bonifica, infine l’area ritorna all’uso originario.
    In applicazione alla normativa ambientale, il Ministero dello sviluppo economico coordina la sua attività con il Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare e con le Regioni che valutano la compatibilità ambientale di progetti di estrazione, rispettivamente, a mare e a terra (offshore e onshore).

  2. Qual’è la situazione italiana: il numero di pozzi produttivi; quanto la produzione nostrana contribuisce a soddisfare il fabbisogno energetico del Paese?

    In Italia sono presenti più di 1000 pozzi produttivi (615 onshore e 395 offshore). Sul totale, 777 pozzi producono gas mentre i restanti 233 sono mineralizzati ad olio. La produzione di gas annuale ammonta complessivamente a circa 8 GSm3 di gas e 5 Mton di olio.
    Le produzioni di gas ed olio contribuiscono rispettivamente per il 10% ed il 7% al fabbisogno energetico nazionale.
    Questi dati, come i dati di dettaglio relativi alla produzione, ai titoli rilasciati, alle domande di permesso di ricerca e di concessione nonché le informazioni su tutte le attività svolte della Direzione generale per le risorse minerarie ed energetiche del Dipartimento energia del Ministero dello sviluppo economico, sono presenti sul sito della direzione all’indirizzo: http://unmig.sviluppoeconomico.gov.it

  3. Rilascio del permesso di ricerca. Chi decide e in base a quali criteri? Come vengono coinvolte le comunità locali?

    Il permesso di ricerca è un titolo esclusivo, rilasciato su richiesta della compagnia petrolifera, che presenta il programma di ricerca che intende sviluppare e gli studi geologici e geofisici che motivano la scelta dell’area sulla base della possibile presenza di idrocarburi liquidi/gassosi. Sulla stessa area possono essere presentate istanze in concorrenza da parte di altri operatori, per tre mesi dalla pubblicazione della prima domanda sulla Gazzetta Ufficiale dell'Unione Europea.
    La normativa di riferimento per il rilascio del permesso di ricerca è l’art. 8, comma 1, del D.P.R. 18 aprile 1994, n. 484; l’art. 6, comma 4, della legge 9 gennaio 1991, n. 9, nonché, per la terraferma, dell’art. 1, comma 7, lettera n) della legge 20 agosto 2004, n. 239.
    Il permesso di ricerca è rilasciato a seguito di un procedimento unico (della durata massima di 180 giorni), disciplinato dall’art. 1 commi 77 e 79 della legge 23 agosto 2004, n. 239 e successive modifiche.
    Il progetto viene selezionato dal Ministero dello sviluppo economico, sentito il parere di un organo consultivo, la CIRM, nell’ambito della quale sono rappresentate le Amministrazioni statali competenti (Ministero dello sviluppo economico, Ministero dell’ambiente, Ministero dell’istruzione, dell’Università e della ricerca, ISPRA, Avvocatura di Stato) nonché i rappresentanti regionali. Per i permessi offshore sono coinvolti anche il Ministero dei Trasporti e quello delle Politiche Agricole e Forestali.
    I progetti sono sottoposti alla procedura di assoggettabilità ambientale e/o all’espressione del giudizio di compatibilità ambientale da parte del Ministero dell’Ambiente o della Regione interessata. I permessi in terraferma vengono rilasciati dal Ministero d’intesa con le regioni interessate.
    Per quanto concerne il coinvolgimento delle comunità locali, esso è garantito dal ruolo svolto nell’ambito del procedimento dalle amministrazioni comunali e provinciali interessate che devono esprimere il proprio parere sulla realizzazione degli impianti e verificare la conformità delle opere ai piani urbanistici.

  4. Ci sono particolari prescrizioni che un'azienda deve rispettare nell’esercizio di una concessione di coltivazione? Quali sono le sanzioni per il mancato rispetto di questi obblighi?

    La concessione di coltivazione viene conferita al titolare del permesso di ricerca che abbia rinvenuto idrocarburi liquidi e gassosi e che dimostri di avere adeguati requisiti economici e tecnici che permettano il “buon governo” del giacimento.
    Il Decreto Direttoriale con il quale è conferita la concessione di coltivazione, di competenza del Ministero dello Sviluppo economico, contiene tutte le prescrizioni e i vincoli stabiliti dagli Enti che hanno esaminato il progetto nel corso del procedimento amministrativo del quale il DM è l’ultimo tassello (tra gli Enti ricordiamo, il Ministero dell’Ambiente o la Regione per gli aspetti di compatibilità ambientale, le Province, i Comuni e le Soprintendenze per la realizzazione di impianti e pozzi).
    A questi vincoli e prescrizioni si aggiungono quelle impartite dal Ministero dello Sviluppo Economico in ordine agli obblighi del Titolare della concessione e riguardanti il buon esercizio degli impianti e la sicurezza mineraria che, qualora non rispettate, possono portare alla revoca della concessione secondo procedure specifiche stabilite dalla legge.

  5. Come viene individuata l'area destinata alla costruzione degli impianti? Se in quest'area rientrano delle proprietà private, cosa accade? Chi gestisce le trattative?

    L’area destinata alla costruzione degli impianti onshore viene individuata sulla base di valutazioni tecniche ed economiche in funzione della localizzazione del giacimento da coltivare; vengono valutate: la distanza dei pozzi dall’area dell’impianto, la morfologia del territorio, l’assetto idrogeologico del territorio.
    Da sottolineare che le istituzioni preposte al rilascio delle autorizzazioni ambientali/paesaggistiche valutano la collocazione scelta e possono impartire prescrizioni che garantiscano che l’area individuata sia perfettamente idonea all’uso o richiedere particolari opere di mitigazione paesaggistica (piantumazioni).
    Per quanto concerne l’aspetto patrimoniale, le società petrolifere che intendono utilizzare determinate aree per la costruzione degli impianti le acquisiscono a seguito di accordi con i proprietari privati previa corresponsione di adeguati indennizzi. Comunque le opere sono considerate di pubblica utilità e quindi, in caso di mancato accordo, può essere avviata la procedura di esproprio.

  6. C'è una distanza limite in cui gli stabilimenti devono essere posizionati rispetto ai centri abitativi?

    Prima di costruire un impianto la società concessionaria esegue valutazioni di rischio finalizzate a verificare l’impatto di eventuali incidenti sul territorio circostante.
    Tali valutazioni sono condivise con gli Enti deputati al rilascio delle autorizzazioni alla costruzione che impongono determinate prescrizioni in ordine alla distanza minima degli impianti dai luoghi circostanti.
    Caso più articolato quello degli impianti rientranti nella normativa “Seveso Ter” e dunque considerati a rischio di incidente rilevante. In questo caso molte delle prescrizioni in ordine alla distanza degli impianti dai luoghi provengono dal Comitato Tecnico Regionale (CTR) composto da organi tecnici fra cui Regione, Vigili del Fuoco, ARPA, Comuni e Sezioni competenti del Ministero dello Sviluppo Economico.

B) Ambiente
  1. Quali sono i maggiori rischi che queste attività possono comportare? Quali enti sono competenti a vigilare sull'ambiente? Vengono previsti dei piani di monitoraggio ambientale?

    I comparti ambientali che possono essere coinvolti dalle attività di estrazione e primo trattamento di gas e petrolio sono l’atmosfera, acqua e suolo.
    Se gli impianti sono eserciti a regola d’arte e secondo le prescrizioni tecniche impartite dagli Enti competenti, l’impatto ambientale derivante dalle attività di estrazione è quello previsto nello studio d’impatto ambientale e ritenuto adeguato dalle autorità competenti (Ministero dell’Ambiente e Regioni). In caso contrario le attività sono sospese ed i luoghi sono ripristinati a spese dei titolari, che sono anche soggetti alle sanzioni previste dalla legge.
    I principali enti competenti al controllo dei comparti ambientali sono le ARPA regionali (Agenzia Regionale per la Protezione dell’Ambiente), organi tecnici presenti in ogni regione del territorio italiano, che, nello specifico, si occupano di verificare che i parametri chimico fisici degli impianti associati ai comparti ambientali rispettino i valori limite prescritti dalla vigente normativa in materia ambientale (una fra tutte il D.Lgs. 152/2006 e successive modifiche) e ai limiti imposti dai provvedimenti autorizzatori specifici di ogni impianto.
    Per quanto concerne il Ministero dello Sviluppo Economico, è attivo un laboratorio chimico interno alla struttura che, in relazione ai controlli legati alla salute dei lavoratori, svolge verifiche sulle emissioni derivanti dal trattamento del gas e del petrolio.
    Nel caso in cui vengano superati i parametri di cui sopra, in ordine ad esempio a scarichi idrici od alle emissioni in atmosfera, in base a specifiche norme di legge il gestore dell’impianto incorre in sanzioni di carattere penale ed amministrativo e può anche essere disposta la chiusura dell’impianto alla produzione fino al ripristino delle condizioni di funzionamento regolare.

  2. Se ci sono incidenti o sversamenti cosa deve fare l'azienda? Chi ne viene informato?

    Nel caso ci siano incidenti/sversamenti l’azienda ha l’obbligo di legge di informare immediatamente dopo l’accaduto il Comune, la Provincia, la Regione, l’ARPA, il Ministero dello Sviluppo Economico (in primis le sue sedi territoriali). Inoltre è tenuto a porre in essere tramite propri mezzi tutte le misure necessarie per evitare conseguenze all’ambiente circostante a seguito dell’incidente occorso secondo un piano di emergenza prestabilito.
    Per quanto di competenza del Ministero dello sviluppo economico, gli uffici territoriali (con sede a Bologna, Roma e Napoli) svolgono accertamenti per ricostruire cause e circostanze dell’incidente e verificare che le operazioni in corso in quel momento siano state svolte secondo le procedure di sicurezza previste, riferendone al magistrato nei casi previsti.
    Le conseguenze principali per le aziende sono di tipo giuridico ed economico.
    Relativamente al primo aspetto il titolare ed i responsabili della gestione dell’impianto, a seguito dell’accertamento delle specifiche responsabilità, sono soggetti alle sanzioni penali ed amministrative previste dalla legge.
    Per quanto concerne il secondo aspetto, l’azienda può essere soggetta a sanzioni economiche oltre, ovviamente, a dover effettuare a proprie spese il totale ripristino della situazione “quo ante” l’accaduto.

C) Fiscalità e royalties
  1. Qual è il peso fiscale che grava su un'azienda che opera in Italia?

    Il prelievo fiscale totale per le aziende italiane che operano nel settore delle attività estrattive e di produzione degli idrocarburi, si basa oltre che sulle royalties, sulla tassazione sui redditi delle società (IRES) con aliquota al 27,5%, sull’imposta regionale sulle attività produttive (IRAP) al 3,9%, sulla Robin tax, l’addizionale IRES introdotta nel 2008 ed aumentata nell’agosto 2011 fino al 10,5%.
    Secondo un recente studio di Nomisma Energia complessivamente la tassazione in Italia sulle attività petrolifere è in media pari al 63,9%. Se inoltre si considera l’addizionale IRES del 4% introdotta con la l. 7/2009, il prelievo complessivo può salire fino al 68%.

  2. Royalties. Cosa sono? A quanto ammontano?

    Con il termine royalties si indica il pagamento di un corrispettivo allo Stato per poter sfruttare un dato bene ai fini commerciali; esse sono quindi la remunerazione di diritti ceduti a terzi.
    Con riferimento alle attività di ricerca e coltivazione di idrocarburi, esse sono applicate al valore della produzione. In Italia il sistema di prelievo fiscale sull’attività di esplorazione e produzione di idrocarburi combina royalties, canoni d’esplorazione e produzione, tassazione specifica e imposte sul reddito della società.
    Nel nostro paese le royalties per le produzioni a terra sono attualmente del 10% (a seguito dell’incremento del 3% introdotto nel 2009), mentre per produzioni a mare è del 7% per il gas e del 4% per il petrolio, ed sono applicate sul valore di vendita delle quantità prodotte.
    Il calcolo delle royalties dovute è effettuato in controvalore, calcolato sul prezzo dell’olio e del gas definito dall’Autorità per l'energia elettrica e il gas per mezzo dell'indice QE (quota energetica costo materia prima gas) espresso in euro/GJ e calcolato per ciascun trimestre dell'anno di riferimento.
    Le royalties per le produzioni di idrocarburi in terraferma sono ripartite per il 55% alle Regioni, il 30% allo Stato e il 15% ai Comuni. Tuttavia per le Regioni a statuto ordinario comprese nell’Obiettivo 1 (le regioni del Sud Italia tra cui la Basilicata, principale produttore italiano di petrolio) anche la quota del 30% dello Stato è assegnata direttamente alle Regioni.
    Per le estrazioni offshore la suddivisione è per il 45% allo Stato e per il 55% alla Regione adiacente per le produzioni ottenute entro la fascia delle 12 miglia (mare territoriale), mentre oltre tale limite le royalties sono interamente dllo Stato.
    Il totale del gettito delle royalties nel 2011, sulle produzioni 2010, è stato pari a circa 276 milioni di euro dei quali circa la metà sono andati a beneficio delle Regioni (127,8 milioni di euro), allo Stato (circa 74 milioni di euro), ai Comuni (circa 19 milioni di euro) ed al Fondo di riduzione del prezzo dei carburanti (55 milioni di euro, circa 49 dei quali distribuiti ai cittadini della Basilicata). Complessivamente la maggior parte delle royalties (166,07 milioni di euro) sono destinate alla Basilicata grazie alla produzione di un solo impianto posto in Val D’Agri.
    Come sopra illustrato, le somme raccolte dallo Stato vengono in massima parte distribuite tra le Regioni e i Comuni interessati dalle attività di estrazione degli idrocarburi seguendo specifiche direttive comprese nel decreto legislativo n.625/1996, nelle leggi n.140/1999, n.99/2009.

  3. Qual è la situazione negli altri Paesi europei?

    Innanzi tutto occorre premettere che non è semplice confrontare il regime delle royalties dei diversi Paesi produttori di petrolio in quanto esso non è uniforme. Si pensi ad esempio che uno dei maggiori produttori di petrolio al mondo, la Norvegia, ha abolito le royalties a partire dal 1986 ma in compenso nel complesso applica una elevata tassazione alle aziende che svolgono attività estrattive.
    Confrontando la tassazione italiana legata alle attività di estrazione e produzione di idrocarburi (che include royalties ma anche altri “prelievi”) con quella di altri Paesi europei, essa risulta essere relativamente alta (è pari “in toto” al 63,9% secondo un recente studio di Nomisma Energia).
    Quando si considera la tematica della tassazione occorre infatti analizzare numerosi parametri di confronto quali, ad esempio, la produzione totale di idrocarburi, la redditività degli investimenti ed il “time to market” dei progetti legato alle tempistiche delle fasi autorizzative.
    Gli Stati con maggiore prelievo fiscale sono in genere quelli con più alta produzione, alta redditività ed elevato flusso di investimenti ed occupazione nel tempo.
    In Italia la produzione è ridotta rispetto ad altri Stati, la redditività contenuta con investimenti rallentati, i tempi autorizzativi molto lunghi (in media nove anni) ma la pressione fiscale è relativamente alta.
    Paesi con più elevata tassazione rispetto all’Italia (es: Norvegia e UK, con prelievi fiscali in media, rispettivamente, del 78% e tra il 68 e l’82%), hanno al contempo una produzione più alta (in UK circa 6 volte maggiore dell’Italia, in Norvegia circa 20 volte), alta redditività degli investimenti, minori tempistiche (circa 4 anni) in ordine all’ottenimento delle autorizzazioni (Dati Nomisma Energia 2012 – Tassazione della produzione di gas e petrolio in Italia: un confronto).

  4. Come queste risorse vengono trasferite al territorio? Cos'è la Bonus Card? Quali regioni sono coinvolte?

    In generale sono le istituzioni regionali/locali che sono deputate a costruire politiche pubbliche per lo sviluppo delle comunità territoriali anche con l’utilizzo delle risorse provenienti dalle royalties.
    Per quanto concerne la card denominata “bonus idracarburi” occorre premettere che in applicazione alle novità introdotte con la Legge 99/2009, alle royalties dovute per le produzioni a terra di gas e petrolio, pari al 7%, va aggiunto un ulteriore 3% da destinare al cosiddetto “Fondo Idrocarburi”, che per legge è destinato alla riduzione del prezzo alla pompa dei carburanti nelle regioni interessate dall’estrazione di gas e petrolio.
    Il 3% devoluto al Fondo Idrocarburi è ripartito ogni anno dal Ministero dello Sviluppo Economico tra le regioni dove si è realizzata la produzione di idrocarburi in rapporto alla popolazione residente munita di patente di guida. Nel caso in cui il computo per ciascun residente risulti superiore a 30 € su base annua, l’importo viene attribuito direttamente ai cittadini muniti di patente, un “bonus idrocarburi” attraverso la distribuzione di un’apposita carta elettronica.
    Nel caso la cifra per ogni residente risulti inferiore a 30 €, l’importo viene versato direttamente alla regione.
    Ad oggi, considerando le produzioni del 2010, la sola regione interessata dalla consegna della " card" è stata la Basilicata.


Stoccaggio del gas naturale
  1. Perché è necessario effettuare lo stoccaggio sotterraneo di gas?

    Lo stoccaggio di gas naturale in sotterraneo è realizzato per soddisfare diverse esigenze legate all’utilizzo e alla produzione del gas. In particolare, rispondere in tempo reale alle richieste di gas del mercato; permettere di gestire le strutture produttive e di trasporto con adeguati margini di elasticità; garantire il mantenimento di riserve “strategiche” da utilizzare esclusivamente per fronteggiare situazioni eccezionali come condizioni meteorologiche particolari (punte anomale di freddo intenso), o crisi internazionali che blocchino in parte gli approvvigionamenti dall’estero, che costituiscono oltre il 90% del gas utilizzato in Italia – nel 2011 complessivamente circa 82.000 milioni di metri cubi. Il processo è ciclico: nella stagione estiva viene riempito il giacimento mentre, durante i mesi invernali, il gas viene immesso nella rete nazionale. Gli impianti di stoccaggio in esercizio oggi in Italia permettono lo stoccaggio di circa 14.000 milioni di metri cubi di gas.

  2. Dove viene materialmente immagazzinato il gas? Il giacimento si presenta come una cavità?

    Lo stoccaggio ha luogo nei giacimenti, che sono strutture geologiche sotterranee che hanno caratteristiche idonee all’immagazzinamento e al prelievo del gas. Il giacimento non è una cavità ma un sistema roccioso poroso e permeabile che è in grado di garantire la permanenza del gas e di erogarlo quando richiesto dal mercato: il giacimento può quindi essere visto come una spugna che trattiene il gas e lo rilascia quando richiesto.

  3. Tutti i giacimenti possono potenzialmente ospitare del gas? Che caratteristiche devono presentare?

    Solitamente si utilizzano giacimenti sabbiosi già sfruttati minerariamente per la produzione di gas, situati mediamente a circa 1.300 – 2.000 metri di profondità.
    Affinché un giacimento sia idoneo, deve presentare delle specifiche caratteristiche per quanto concerne la conformazione sia della “roccia serbatoio” dove è contenuto il gas, che della “roccia di copertura” che ha il compito di impedire le perdite di gas verso l’alto.
    La roccia serbatoio deve essere caratterizzata da significativi valori di porosità e permeabilità dalle quali dipendono, rispettivamente, il volume di gas ospitabile e la mobilità del gas nel giacimento, ovvero il tempo necessario per le operazioni di iniezione o estrazione di una determinata quantità di gas.
    La roccia di copertura è generalmente costituita da argille, materiale impermeabile che impedisce la migrazione del gas verso la superficie.

  4. Da quanto tempo si opera nel settore degli stoccaggi, è una tecnologia ormai consolidata?

    Nel 1915 in Canada fu realizzato il primo impianto di stoccaggio in sotterraneo seguito nel 1916 dagli Stati Uniti; da allora lo stoccaggio si è sviluppato sino a diventare un processo industriale utilizzato in tutto il mondo, presentando una tecnologia che oggi può essere considerata del tutto consolidata. Nel mondo attualmente sono attivi circa 600 siti di stoccaggio, di cui il 70% ubicati negli USA e la restante parte concentrata in Europa.
    Il primo stoccaggio di gas naturale in Italia è stato realizzato nel 1964 a Cortemaggiore, in Emilia Romagna; oggi in Italia sono in esercizio 10 siti di stoccaggio e 3 sono in corso di realizzazione.

  5. Cosa accade al gas una volta stoccato? Cosa assicura che resti confinato all’interno della zona individuata e non si possano avere fuoriuscite?

    Il gas resta bloccato negli interstizi della roccia serbatoio. La presenza di una roccia di copertura, caratterizzata da un elevata impermeabilità, assicura che non vi siano migrazioni al di fuori del giacimento verso le aree limitrofe con conseguente possibilità di fuoriuscite.

  6. Esiste la possibilità che si verifichino fenomeni sismici a seguito dello stoccaggio del gas nel sottosuolo?

    Nessuno degli studi e delle analisi condotte in questi anni ha evidenziato possibili correlazioni fra fenomeni sismici e lo stoccaggio di gas nel sottosuolo. Come ulteriore e continua verifica, tutti i giacimenti sono costantemente monitorati con appositi sensori inseriti nel sottosuolo al fine di rilevare eventuali eventi microsismici nel corso delle fasi di iniezione ed erogazione.

  7. Riguardo agli impianti di compressione e trattamento che costituiscono le centrali di stoccaggio, vi è il rischio di emissioni nocive che possano riguardare l’atmosfera, l’ambiente idrico o il terreno? Perché in centrale vi sono alti camini e cosa esce dalla loro sommità?

    Le emissioni sono riconducibili alle emissioni dei motori dei compressori, della caldaia per la rigenerazione del disidratante, del generatore di emergenza per la produzione di energia elettrica. Gli “alti camini” svolgono unicamente funzione di scarico di sicurezza e vengono pertanto impiegati solo nel caso in cui sia richiesto lo svuotamento delle tubazioni per l’effettuazione di lavori di manutenzione o per motivi di sicurezza. In questo caso vengono immessi in atmosfera ridotti quantitativi di gas per garantirne la dispersione in sicurezza. Tali camini non sono torce ma “camini freddi” in cui il gas non brucia né può bruciare in quanto alla sommità del camino è presente un sistema estinguente che entra in funzione qualora il gas emesso dovesse bruciare.
    Inoltre non ci sono interazioni tra gli impianti della centrale e l’ambiente idrico e il terreno in quanto tutti i residui liquidi sono raccolti e adeguatamente smaltiti e eventuali versamenti non possono raggiungere il terreno perchè tutte le apparecchiature sono posizionate in bacini di contenimento impermeabili atti a raccogliere eventuali fuoriuscite.

  8. Vi è il rischio di inquinamento acustico durante le fasi di iniezione/erogazione causato dal rumore prodotto dai compressori o dagli impianti in genere?

    L’eventuale “inquinamento acustico”, viene mitigato dall’adozione di una serie di accorgimenti (barriere fonoassorbenti, cabinati in cui sono posizionati i turbocompressori, valvole silenziate), tali da garantire, in ogni condizione di esercizio, il rispetto dei limiti fissati dalle norme.

  9. La fase di cantiere (perforazione e realizzazione della centrale) è rumorosa ? Quanto tempo occorre per perforare un pozzo?

    Già prima dell’avvio della fase di cantiere viene realizzato uno studio per stimare gli impatti sonori sulle aree vicine a quella interessata dalla realizzazione degli impianti; opportune misure mitigative sono messe in atto proprio in base ai risultati di tali valutazioni. Durante le successive fasi di cantiere viene realizzato il monitoraggio dei livelli sonori al fine di individuare tempestivamente eventuali superamenti dei livelli sonori consentiti e adeguare le misure di mitigazione previste.
    Mediamente le operazioni di perforazione di un pozzo richiedono circa un mese e vengono realizzate in continuo sulle 24 ore.

  10. Che danni può portare l’impianto sotto il profilo dell’impatto paesaggistico sul territorio? E la presenza di gas nel sottosuolo sotto il profilo delle attività agricole e delle colture?

    L’impatto paesaggistico di un impianto di stoccaggio è dato dalla presenza dei pozzi e delle strutture della centrale (cabinati che contengono i compressori, colonne di disidratazione del gas, la torcia fredda). L’impatto generato sul territorio dall’inserimento dei nuovi impianti di stoccaggio viene oggi mitigato con la realizzazione di opportuni interventi di piantumazione lungo il confine delle aree interessate.
    Il gas, è confinato a elevate profondità nel sottosuolo (1.000-1.500 metri) e non influenza in alcun modo le attività svolte in superficie, comprese le attività agricole. Infatti gli strati rocciosi impermeabili di copertura isolano completamente il giacimento che contiene il gas impedendone la fuoriuscita.

  11. Vi sarà un aumento del traffico stradale pesante?

    Vi sarà un aumento del traffico pesante durante le fasi di costruzione della centrale di compressione e trattamento (in media circa 12 mesi) e durante le attività di perforazione dei pozzi (circa un mese per ogni pozzo). In fase di esercizio, il traffico pesante risulta limitato alle attività di approvvigionamento dei materiali e di smaltimento residui. In sede di Valutazione di impatto ambientale vengono esaminati i flussi di traffico e prescritte le idonee misure per il contenimento degli impatti.

  12. Durante l’esercizio della centrale verranno prodotti rifiuti speciali ? Che cosa è previsto a riguardo?

    I rifiuti speciali prodotti durante l’esercizio della centrale sono costituiti prevalentemente dalle acque che provengono dal processo di disidratazione del gas e dalle acque meteoriche raccolte nei piazzali. Vanno inoltre considerati i residui dei composti chimici (glicol dietilenico e trietilenico) impiegati durante il processo di disidratazione del gas. Tutti i residui devono essere smaltiti con le modalità prescritte; in particolare le acque di processo vengono reiniettate nel giacimento tramite pozzi dedicati o smaltite in discariche, mentre le acque meteoriche vengono smaltite in funzione del contenuto di inquinanti determinato con analisi chimiche effettuate proprio per la loro caratterizzazione.

  13. Sicurezza: ci sono mai stati incidenti rilevanti nell’attività di stoccaggio?

    Non sono stati segnalati incidenti rilevanti legati all’attività di stoccaggio di gas naturale in sotterraneo. In particolare in Italia non si sono verificati incidenti rilevanti che abbiano coinvolto i lavoratori o le comunità locali.
    Anche da un punto di vista della sicurezza dei lavoratori addetti all’esercizio dello stoccaggio, grazie all’applicazione e ai controlli previsti dalla normativa specifica, il settore dimostra un livello di sicurezza molto più alto degli altri comparti industriali, come è dimostrato costantemente dalle statistiche e comprovato dalle tabelle di rischio assicurativo INAIL, le più basse tra i comparti industriali (33 contro 100 della media, con prevalenza degli infortuni durante il tragitto abitazione-posto di lavoro).

  14. In termini di salute, i lavoratori e le popolazioni locali si possono considerare pienamente tutelate?

    Il rispetto dei più alti standard in termini di salute e sicurezza rappresenta una delle principali prerogative sin dalle primissime fasi di progettazione e realizzazione di un progetto di stoccaggio. L’applicazione coordinata delle normative di sicurezza mineraria (di competenza dei tecnici del Ministero dello sviluppo economico) e della normativa “Seveso”, relativa al controllo dei pericoli di incidenti rilevanti (di competenza dei Comitati Tecnici Regionali (CTR) presieduti dai comandanti regionali dei Vigili del Fuoco), garantiscono alti livelli di sicurezza per i lavoratori e la popolazione. In particolare l’esame del progetto da parte dei CTR, finalizzato alla identificazione e quantificazione del rischio, permette la definizione e l’applicazione di programmi di prevenzione e protezione della popolazione specifici per ogni impianto.

  15. Invece di utilizzare i giacimenti naturali non si può immagazzinare il gas in serbatoi metallici?

    E’ possibile utilizzare serbatoi cilindrici metallici interrati o grosse sfere in superficie ma, considerati gli alti volumi di gas da stoccare (complessivamente attualmente in Italia 14 miliardi di metri cubi) , il numero di serbatoi necessario sarebbe elevatissimo, con una insostenibile occupazione del territorio. Tali serbatoi sono utilizzati in paesi, come la Svizzera, che non dispongono di giacimenti naturali dove realizzare lo stoccaggio. Presso Volketswil c’è il più grande impianto al mondo realizzato con serbatoi cilindrici interrati per una capacità di stoccaggio di 0,7 milioni di metri cubi di gas.

  16. Come viene scelto un sito per la realizzazione dello stoccaggio ? Perché proprio in quella zona, non può essere spostato in un’altra area, magari più lontano dai centri abitati o all’estero?

    Nel selezionare i siti da adibire a stoccaggio fondamentali sono le caratteristiche già note del giacimento che deve garantire un sicuro ed efficiente immagazzinamento e prelievo del gas. Viene inoltre valutato il contributo che lo stoccaggio può offrire per soddisfare i consumi di gas del territorio, attuali e previsti. Altro aspetto importante è il corretto bilanciamento della rete di trasporto nazionale che deve garantire la disponibilità del gas su tutto il territorio nazionale anche in caso di improvvise interruzioni dai punti di importazione del nord e sud Italia. Una volta selezionato il sito dal punto di vista tecnico, ne viene valutata la compatibilità ambientale e la sicurezza degli impianti, con particolare riferimento alla presenza di abitazioni o di luoghi frequentati dalla popolazione. Le valutazioni di compatibilità ambientale e di sicurezza degli impianti vedono la partecipazione attiva della popolazione interessata.



Cattura e stoccaggio del biossido di carbonio
  1. Come nasce la necessità dello stoccaggio geologico della CO2?

    La necessità di ricorrere allo stoccaggio permanente della CO2 nasce dalla volontà di contrastare i cambiamenti climatici in atto, che minacciano l’intero ecosistema.
    Si stima che la domanda mondiale di energia nel 2035 sarà più alta di oltre il 30% rispetto a quella del 2008, e che, nonostante lo sviluppo di fonti energetiche rinnovabili, i combustibili fossili continueranno a svolgere un ruolo importante, coprendo oltre il 70% del fabbisogno.
    Ciò comporterà un aumento delle emissioni annue di CO2 da 29,3 miliardi di tonnellate all’anno, registrate nel 2008, a oltre 35 miliardi di tonnellate all’anno previste nel 2035, con il conseguente aumento della concentrazione di tale gas nell’atmosfera da 387 parti per milione (ppm) nel 2009 a valori superiori a 650 ppm. Si stima che ciò determinerà un incremento della temperatura media della terra di 3,5 gradi centigradi. La comunità scientifica mondiale continua a studiare i complessi scenari climatici futuri e ad oggi ritiene che l’aumento massimo di temperatura che il globo può sopportare è di 2 °C, corrispondenti ad una concentrazione di CO2 pari a circa 450 ppm. Appare quindi evidente che bisogna ridurre il tasso di emissione della CO2 ai fini di mantenerne la concentrazione in atmosfera sotto tale soglia.
    Come azione a breve termine, l’obiettivo entro il 2020 è quello di ridurre del 20% il livello delle emissioni di gas serra rispetto ai livelli del 1990. A lungo termine, invece, l’obiettivo è ridurre tali emissioni del 70%, sempre in riferimento ai livelli del 1990.
    A seguito dello sviluppo tecnologico degli ultimi anni e nel tentativo di raggiungere concretamente i citati target di abbattimento delle emissioni, si sono messe a punto specifiche tecniche di cattura e confinamento della CO2 indicate genericamente con l’appellativo di ”CCS”, acronimo di Carbon Capture & Storage. Si tratta di tecnologie di transizione, destinate ad essere applicate fino a quando non si svilupperanno metodologie di produzione energetica avanzate, al punto tale da ridurre in maniera significativa, alla fonte, le emissioni.

  2. Quali strumenti normativi sono stati messi in atto a livello Europeo? e in Italia?

    A livello europeo ciascuno Stato è stato responsabilizzato sulla necessità di intraprendere azioni precise e, a riguardo, è stata emanata la Direttiva n. 31 del 23 Aprile 2009, recepita in Italia con il decreto legislativo n. 162 del 14 settembre 2011.

  3. Dove viene materialmente immagazzinata la CO2?

    Lo stoccaggio permanente di CO2 ha luogo in strutture geologiche sotterranee che hanno caratteristiche idonee al confinamento. La CO2 iniettata si accumula nelle fratture e negli interstizi delle rocce porose e permeabili delle formazioni geologiche profonde ritenute idonee.

  4. Tutte le formazioni geologiche sono idonee per stoccare la CO2? Che caratteristiche devono presentare?

    Affinché un giacimento sia idoneo, deve presentare specifiche caratteristiche per quanto concerne la conformazione della “roccia serbatoio” ove sarà appunto contenuta la CO2 e dalla “roccia di copertura”, la quale dovrà risultare completamente impermeabile al fine di impedire fuoruscite.
    Esistono tre opzioni principali per lo stoccaggio permanente della CO2 :

    1. Giacimenti esauriti di gas naturale e petrolio
      Offrono opportunità di stoccaggio della CO2 e presentano caratteristiche geo-morfologiche ben note
    2. Acquiferi Salini
      Offrono un potenziale di stoccaggio della CO2 di gran lunga superiore in termini di volumi stoccabili rispetto ai giacimenti esauriti ma ne vanno verificate le caratteristiche geomorfologiche.
    3. Giacimenti profondi di carbone
      opzione in via di studio.

    Gran parte delle formazioni idonee si trovano a profondità comprese tra 1.000 e 4.000 metri, dove la pressione è sufficientemente elevata per immagazzinare la CO2 in fase liquida.

  5. Cosa accade alla CO2 una volta immagazzinata nel sito di stoccaggio?

    La CO2 iniettata nella roccia serbatoio va a riempire gli interstizi liberi al di sotto della roccia di copertura. Con il trascorre del tempo, una parte della CO2, si discioglie nell’acquifero salino sottostante e in alcuni casi reagisce trasformandosi in minerali (carbonato di calcio e magnesio). Questi ultimi processi si svolgono in tempi molto lunghi, contribuendo a rendere permanente l’intrappolamento.

  6. E’ una tecnologia ormai consolidata? Esistono esempi nel mondo?

    A partire dagli anni ‘90 sono stati condotti importanti programmi di ricerca sulle tecnologie CCS in Europa, Stati Uniti, Canada, Australia e Giappone. Molte conoscenze sono state acquisite con i primi progetti dimostrativi nell’ambito dei quali la CO2 è iniettata ormai da più di quindici anni. A titolo di esempio, tra i principali progetti di successo attualmente in esercizio si ricordano :
    - Sleipner (Norvegia) : circa 1milione di tonnellate all’anno iniettate a partire dal 1996
    - Weyburn (Canada) : circa 1,8 milioni di tonnellate all’anno iniettate a partire 2000
    - In Salah (Algeria) : circa 1milione di tonnellate all’anno iniettate a partire dal 2004
    Su scala minore (progetti pilota) decine di altri esempi sono attualmente in esercizio, con finalità dimostrative, come, ad esempio, in Francia (Lacq), Spagna (Compostilla), Germania (Schwarze Pumpe).
    L’obiettivo a livello europeo è realizzare almeno 12 progetti dimostrativi su grande scala entro il 2020.

  7. Esistono progetti di stoccaggio della CO2 in Italia ?

    Al momento non esistono progetti industriali attivi in Italia, tuttavia è da segnalare che nel 2008, ENEL ed ENI hanno sottoscritto un accordo strategico di collaborazione per lo sviluppo di tecnologie CCS.
    Nell’ambito di tale accordo si inquadra la realizzazione del primo progetto pilota integrato ENEL per la cattura della CO2 nella centrale elettrica di Brindisi sud e il progetto ENI di iniezione in un giacimento esausto di gas a Cortemaggiore (Piacenza).
    L'impianto di Brindisi cattura circa 2,5 tonnellate all’ora di CO2 da iniettare nel giacimento di Cortemaggiore, oggi adibito allo stoccaggio di gas naturale.
    La sperimentazione durerà tre anni, e si prevede di iniettare complessivamente 24.000 tonnellate di CO2 (8.000 t/anno).
    Su scala industriale, è in corso di definizione il progetto “Porto Tolle” di cattura post-combustione e separazione di circa 1 milione di tonnellate all’anno di CO2 prodotte dall’omonima centrale a carbone e di successivo trasporto della CO2 sequestrata tramite pipeline a strutture di stoccaggio in acquifero profondo. Attualmente è in corso il procedimento per l’autorizzazione della realizzazione della centrale e sono in corso studi per l’individuazione del sito di stoccaggio.
    Un ulteriore sperimentazione prevista riguarda il progetto integrato “CCS Sulcis”. Il progetto prevede di realizzare un sistema dimostrativo CCS comprendente una sezione di cattura di CO2 alimentata con una parte dei fumi di combustione di una nuova centrale elettrica e un sistema di trasporto e confinamento geologico di CO2 negli strati profondi del bacino carbonifero del Sulcis mediante l’applicazione combinata delle tecnologie ECBM (Enhanced Coal Bed Methane) e del confinamento in acquiferi sottostanti gli strati di carbone.
    Infine, ulteriori potenziali progetti, oggi ancora in fase di studio, riguardano, la possibilità di catturare la CO2 da impianti di gassificazione presenti nelle raffinerie e il conseguente stoccaggio in giacimenti petroliferi limitrofi, con contemporanea verifica della possibilità di incremento nel recupero dei greggi pesanti (EOR); in fase si studio risulta anche un progetto di separazione della CO2 da idrocarburi gassosi acidi (ricchi di CO2) prodotti da giacimenti in produzione e la re-iniezione della stessa in giacimenti limitrofi depletati o in acquifero salino.
    Per entrambi gli studi è in fase di completamento uno screening tecnico volto ad individuare gli impianti e i giacimenti che presentano le caratteristiche geo-morfologiche idonee e compatibili con le finalità dei progetti.

  8. Cosa assicura che la CO2 resti confinata all’interno della zona individuata e non vi sia il rischio che si possa disperdere con fuoriuscite?

    In generale le potenziali vie di fuga sono artificiali (ad esempio da pozzi preesistenti o da quelli realizzati per l’iniezione della CO2) o naturali (ad esempio fratture e faglie). Tali rischi vengono tenuti sotto controllo tramite attenti studi e verifiche preliminari delle strutture preesistenti nell’area, una idonea progettazione e realizzazione dei pozzi di iniezione e attenti monitoraggi dell’aria e del suolo da effettuarsi prima, durante e una volta conclusa la fase di stoccaggio,
    La migrazione lungo faglie/fratture è un fenomeno complesso, tuttavia una buona conoscenza delle strutture geologiche consente di gestire i siti di stoccaggio della CO2 con gli stessi livelli di sicurezza che caratterizzano la coltivazione dei giacimenti di idrocarburi che, in modo naturale, per milioni di anni hanno imprigionato il metano o il petrolio.

  9. Esiste la possibilità che si verifichino fenomeni sismici a seguito del confinamento di CO2 nel sottosuolo?

    Tutte le analisi e gli studi condotti, monitorando il comportamento dei campi dove è in corso lo stoccaggio della CO2, non evidenziano alcuna diretta correlazione fra i fenomeni sismici e l’iniezione e lo stoccaggio.

  10. In termini di salute e sicurezza, quali sono i possibili impatti per le popolazioni? e per l’ambiente?

    La CO2 non risulta pericolosa per la salute dell’uomo, se non ad alte concentrazioni. Nell’aria che quotidianamente respiriamo la CO2 è presente con una concentrazione di circa lo 0,04%. Valori inferiori allo 0,5% sono tollerati senza alcuna conseguenza per la salute dell’uomo. Al crescere del livello di concentrazione e per valori superiori alla soglia sopracitata si possono, invece, verificare disturbi e patologie quali mal di testa, nausee e vertigini. Con concentrazioni più elevate ed in caso di esposizione prolungata, si possono avere serie difficoltà respiratorie e, nei casi più gravi, asfissia.
    Tramite il monitoraggio continuo delle aree possono essere individuate immediatamente eventuali fuoriuscite e prese le dovute misure correttive.
    Bisogna comunque osservare che se la CO2 fuoriesce in un sito aperto e pianeggiante, essa si disperde naturalmente nell’aria; il potenziale rischio è quindi limitato a fuoriuscite in ambienti chiusi e circoscritti o in depressioni topografiche, in quanto, in tali particolari situazioni, la concentrazione di CO2 può aumentare poiché, essendo più densa dell’aria, tende ad accumularsi in prossimità del suolo e dei punti di fuoriuscita. In Italia in molte aree la CO2 è presente naturalmente nel sottosuolo e fuoriesce spontaneamente provocando, talora, una localizzata riduzione della vegetazione.