Energia Basilicata

La Basilicata ed il suo mix energetico rappresentano un raro esempio a livello nazionale. Nella nostra regione le fonti energetiche sono rappresentate in tutte le loro forme, dal fossile, all’eolico, all’idroelettrico e al fotovoltaico, con grandi potenzialità derivanti anche dalle biomasse.

La Basilicata ospita il più importante giacimento di greggio in terraferma dell’Europa, Occidentale, il giacimento Val D’Agri, in concessione ad Eni SPA per il 61% delle quote, e a Shell con il 39%, con 24 pozzi in produzione e un impianto di primo trattamento del greggio, il Centro Olio Val d’Agri (COVA) della capacità nominale di 104.000 barili/giorno e 4.660 Mln di Sm3/giorno di gas. Attualmente la produzione giornaliera si attesta su 34.000 barili di petrolio al giorno e 2,5 Mln di Sm3/giorno di gas¹. Un secondo giacimento è presente nella regione, in Val Camastra, in capo a Total (50%) Shell e Mitsui (25% rispettivamente), con 6 pozzi in produzione ed un impianto di primo trattamento del greggio con capacità nominale di 50.000 barili/giorno, 230.000 m3/giorno di gas e 240 ton/giorno di gas di petrolio liquefatto (GPL). Il contributo della Basilicata alla produzione nazionale di greggio, gas e GPL è notevole. I dati pubblicati sul sito dell’UNMIG² al 31 dicembre 2022 ed aggiornati al 20 marzo 2023, riportano che la Basilicata ha fornito il 74% della produzione nazionale di gas naturale estratto in terraferma e il 36% del gas totale, il 90% del greggio estratto on-shore e l’82% del greggio totale, ed il 100% del GPL, contribuendo così più di ogni altra regione italiana alla produzione nazionale di idrocarburi estratti su terra ferma.

Al contempo, la Basilicata si distingue a livello nazionale anche per la produzione di energia elettrica da Fonti Rinnovabili. A fronte di una domanda di energia elettrica totale pari a 3.300,00 GWh, nel 2021, 618,4 GWh sono da fonti tradizionali, e 3.681,6 GWh da fonti rinnovabili, pari all’85,6% ³ (Fig.1), con un contributo che è andato crescendo negli anni (Fig.2)

La produzione di energia elettrica da FER lorda in Basilicata nel 2021 è stata di 4.146,6 GWh, rispetto ad un consumo totale di 2.745,8 GWh. Dall’eolico si è ricavato circa il 64% dell’energia, mentre il settore più esigente è quello industriale, con il 54,5% del consumo (Fig.3)

In questo scenario energetico, con sempre maggior prepotenza si sta affacciando anche l’idrogeno quale vettore energetico utile alla decarbonizzazione ed alla ripartenza economica sostenibile del post pandemia, oltre che all’autonomia energetica sia europea che nazionale. Nella COM n.301/2020⁴ l’UE ha delineato la strategia per l’H2 per un’Europa climaticamente neutra. Essa prevede una forte crescita dell’H2 verde, con un incremento nel mix energetico fino al 13-14% entro il 2050 e un obiettivo di nuova capacità installata di elettrolizzatori pari a 40 GW a livello europeo. A livello nazionale, è stata recepita dal PNIEC e dalla Strategia Nazionale H2 del 2020, e in fine dal PNRR del 2021, che come noto, prevede la Missione 2 – Rivoluzione Verde e Transizione Ecologica⁵. Tuttavia, a livello nazionale il primo problema da affrontare è quello della distribuzione dell’H2. Al momento in Italia non esiste un pacchetto regolatorio per la connessione di impianti di produzione di H2 alla rete di distribuzione del gas naturale, né alcuna norma tecnica che ne disciplini l’iniezione. Secondo gli operatori del settore, la maggior parte delle attuali infrastrutture di trasporto del gas dovrebbero essere compatibili con una miscela idro-metano fino al 10%. Tale percentuale di H2, infatti, non provocherebbe danni all’acciaio delle tubazioni, quali criccatura, fessurazione o rottura. Fin ora, però, sono state condotte solo limitate sperimentazioni. Ad aprile 2019, prima in Europa, la società Snam ha sperimentato l’immissione di una miscela di idrogeno al 5% in volume nella propria rete di trasmissione del gas naturale. La sperimentazione ha avuto luogo con successo a Contursi Terme (SA) e ha comportato la fornitura di idro-metano a due industrie della zona per circa un mese⁶. In Emilia Romagna, a Castel Franco (MO), nel 2022 è partita la prima sperimentazione per l’utilizzo dell’idrogeno in una rete di distribuzione di gas cittadina. In particolare, l’attività ha visto l’immissione di una miscela di metano e idrogeno in una porzione dell’infrastruttura che distribuisce gas a circa 30 famiglie⁷.

Il secondo problema è costituito dai costi: allo stato attuale, nonostante gli indubbi vantaggi, l’impiego dell’H2 verde non è ancora competitivo rispetto all’uso del metano. Nel 2022, il costo dell’H2 verde non sovvenzionato è stato di 3,80 USD/kg⁸. L’obiettivo comunitario è di raggiungere gli 1,95 USD/kg entro il 2030, ma per riuscirvi bisognerà incentivare le tecnologie e il numero degli elettrolizzatori e ridurre il costo dell’energia da FER necessaria per la produzione dell’H2.

Tornando alla dimensione regionale, l’idrogeno ed il suo contributo alla decarbonizzazione recentemente sono stati oggetto di un nutrito convegno, organizzato dalla Scuola di Ingegneria dell’Università della Basilicata⁹, con il patrocinio di Fondazione Eni Enrico Mattei¹⁰.

Quattro i principali temi affrontati dai relatori al convegno: gli impatti economici dei cambiamenti climatici sui principali settori economici, a livello nazionale e a livello regionale; le politiche nazionali e regionali per contrastare il cambiamento climatico; la necessaria formazione di competenze e di nuove figure professionali tecnico-scientifiche che dovranno accompagnare la transizione energetica; la creazione di nuove catene del valore attraverso le attività di impresa delle filiere produttive dei nuovi carburanti, nuovi vettori energetici, passando per la componentistica, infrastruttura e distribuzione dell’idrogeno.

Ciò che è emerso chiaramente al termine del convegno è che il contrasto al cambiamento climatico e la conseguente decarbonizzazione, che passano attraverso la produzione dei nuovi carburanti e allo sviluppo della filiera dell’Idrogeno, hanno necessità di opportune politiche di incentivazione, sia a livello nazionale sia regionale. Il mondo dell’impresa deve affrontare sfide tecnologiche per le quali si presenta la necessità di adeguate policy a sostegno dell’innovazione e delle nuove infrastrutture di produzione e di distribuzione dell’energia, utili ad intercettare quelle opportunità di business che accelerano il nesso fra filiera ed energia, fra competenze e sviluppo socio-economico del territorio, e inspirate al paradigma della Net zero carbon economy. La Basilicata è pronta a cogliere tutte le opportunità: la programmazione energetica regionale è infatti puntata verso l’innovazione della generazione energetica e verso la neutralità climatica, con priorità rivolta all’incremento di energia elettrica da FER e lo sviluppo di progetti per la produzione di H2 green¹¹.