L’Italia non è un paese petrolifero nel senso comune del termine. Eppure, leggendo con attenzione i dati di produzione e riserve che arrivano da ISPRA e dal Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica ci si rende conto che il settore è piccolo su scala globale, ma non irrilevante per il nostro paese. Inoltre, emerge quanto sia concentrato in pochi poli ad altissima intensità.
Per un investitore, ma anche per un comune cittadino che vuole capire un aspetto strategico nazionale, il punto non è confrontarsi con i grandi numeri del Golfo Persico o del Mare del Nord, quanto capire dove si trova davvero il valore, quali sono i vincoli che lo comprimono e dove, invece, si aprono le opportunità più interessanti.
Un’industria di nicchia, ma non marginale
Al 30 novembre 2024, secondo l’indicatore ISPRA “Siti di estrazione di risorse energetiche: olio e gas“, il perimetro formale del settore conta 154 concessioni di coltivazione (di cui 55 in mare), 23 permessi di ricerca e 15 concessioni di stoccaggio gas, queste ultime quasi tutte in Pianura Padana. Non è certo uno scenario in espansione, ma un settore maturo che gestisce risorse finite con infrastrutture che hanno decenni di storia sulle spalle.
Le riserve certe stimate ammontano a 41,8 miliardi di Sm³ di gas (il 65,2% localizzato a terra) e 84,6 milioni di tonnellate di petrolio, concentrate principalmente in Basilicata e Sicilia. Numeri modesti nel panorama mondiale, ma sufficienti a giustificare una riflessione seria su come vengono gestiti e, soprattutto, su cosa possono diventare nell’economia della transizione energetica.
La mappa del petrolio italiano porta in Basilicata
Se esiste una legge ferrea del petrolio italiano, è che il 91% della produzione nazionale viene da un’unica regione, la Basilicata, e in particolare dalla Val d’Agri. I dati UNMIG sui primi quattro mesi del 2024 lo confermano con numeri inequivocabili:
| Regione | Produzione petrolio (kg) gen–apr 2024 |
|---|---|
| Basilicata | 1.036.137.245 |
| Sicilia | 88.699.090 |
| Emilia-Romagna | 5.399.086 |
| Molise | 1.876.805 |
| Totale onshore | 1.132.112.226 |
La Sicilia compare come secondo polo, con una quota nettamente inferiore ma non trascurabile, soprattutto in termini di riserve. Emilia-Romagna e Molise esistono nella statistica, ma sono margini. Parlare di petrolio italiano significa, nella sostanza, parlare di Basilicata, con tutto ciò che questo implica in termini di concentrazione del rischio politico, ambientale e sociale su un unico territorio.
Il gas: una mappa più articolata, ma un trend in calo
Il gas racconta una storia diversa. La produzione è distribuita su più regioni e coinvolge sia la terraferma sia l’Adriatico, ma il tema dominante è la traiettoria discendente: circa 3 miliardi di Sm³ nel 2023, secondo ISPRA, un livello lontano anni luce dalla capacità di coprire i consumi interni italiani.
I dati onshore dei primi quattro mesi del 2024 sono i seguenti:
| Regione | Produzione gas (Sm³) gen–apr 2024 |
|---|---|
| Basilicata | 318.463.573 |
| Sicilia | 44.279.507 |
| Emilia-Romagna | 35.839.364 |
| Molise | 11.341.234 |
| Puglia | 10.368.049 |
| Lombardia | 5.954.038 |
| Abruzzo | 4.458.221 |
| Calabria | 1.829.285 |
| Marche | 870.970 |
| Totale onshore | 433.404.241 |
Ma il mare conta ancora di più viste che le zone marine adriatiche totalizzano 722,6 milioni di Sm³ nello stesso periodo. La sola Zona G supera i 346 milioni di Sm³, confermando l’Adriatico come spina dorsale del gas nazionale. Emilia-Romagna, Lombardia e il sistema padano, più che per i volumi di produzione residua, valgono per le infrastrutture di stoccaggio e per il ruolo sistemico nella flessibilità della rete.
Quando le regole e le leggi valgono quanto la geologia
C’è un fattore che chi guarda all’Italia dal di fuori spesso sottovaluta e cioè il quadro regolatorio che ha ormai un peso specifico paragonabile a quello delle risorse nel sottosuolo. Il Piano per la Transizione Energetica Sostenibile delle Aree Idonee, approvato con decreto ministeriale il 28 dicembre 2021, ha ridisegnato le regole del gioco introducendo una distinzione netta tra aree idonee e non idonee per prospezione, ricerca e coltivazione di idrocarburi.
Il PiTESAI nasce con l’obiettivo dichiarato di dare certezza agli operatori e di accompagnare la transizione, prevedendo anche la riconversione degli impianti fossili verso le fonti rinnovabili. In pratica, questo significa che ampie porzioni di territorio costiero adriatico e di aree interne sono oggi di fatto chiuse a nuova ricerca o ampliamento delle concessioni. Il fatto che il piano sia in evoluzione continua non aiuta. La sospensione delle attività di ricerca dal 2019, seguita dall’iter di approvazione del piano stesso, ha lasciato una certa dose di incertezza percepita nel mercato, anche quando l’obiettivo dichiarato era esattamente l’opposto.
Ma esistono alche altre criticità oltre alla percezione di un’instabilità regolatoria che mina la fiducia degli investitori. Una di queste è la concentrazione del rischio territoriale, dal momento che il 91% del petrolio italiano viene da Basilicata. Ciò significa che uno stop tecnico, uno sciopero o un inasprimento dei vincoli ambientali in quella regione si ripercuoterebbe pesantemente sull’intero upstream nazionale.
Risorse finite che potrebbero essere gestite meglio
Detto questo, liquidare il petrolio italiano come un settore senza futuro sarebbe un errore di prospettiva. Esistono infatti nicchie di valore reale sia in Basilicata che in Sicilia, dove ci sono margini concreti per ottimizzare la produzione esistente, ridurre le emissioni e sfruttare la concentrazione di riserve per economie di scala nella gestione integrata di pozzi, pipeline e impianti.
Il petrolio italiano, letto regione per regione e concessione per concessione, non è certo una storia di giacimenti da scoprire o di ricche riserve da sfruttare. È invece una storia di gestione di risorse finite, all’incrocio tra energia, finanza e politica industriale. Una partita interessante si dovrebbe giocare sulla capacità di reinterpretare le infrastrutture esistenti con ben chiaro in mente che il futuro passa per l’integrazione di gas, rinnovabili, CCS (Carbon Capture and Storage) e idrogeno.
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