STIAMO ATTENTI A LODARE TROPPO L’ALGERIA: TRA QUALCHE ANNO POTREBBE FINIRE COME LA RUSSIA - IL PAESE AFRICANO È TRA QUELLI SU CUI PUNTA IL GOVERNO DRAGHI PER DIVERSIFICARE GLI APPROVVIGIONAMENTI DI GAS. MA NON È PROPRIAMENTE STABILE E AFFIDABILE: AL POTERE C’È UN REGIME AUTORITARIO, INVISCHIATO IN UNA CONTESA CON IL MAROCCO PER LA REGIONE DEL SAHARA OCCIDENTALE. SOTTO LA CENERE COVA UNA GUERRA DA ANNI, CON RIVENDICAZIONI INDIPENDENTISTE. NON VI RICORDA IL DONBASS?

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1 - ALGERIA, LA GRANDE SPERANZA DEL GOVERNO DRAGHI

Dal profilo Twitter di Ferdinando Cotugno

L'Algeria è la  «grande speranza» del governo Draghi per affrancarsi dal gas russo: stabile, vicina, affidabile. In realtà il paese è invischiato in una delle più durature e insidiose contese d'Africa, il Sahara Occidentale, un triangolo di ostilità cronica con Marocco e Spagna

Da trent'anni i profughi Saharawi vivono in territorio algerino, mentre il Marocco occupa l'ex colonia spagnola oltre confine, circondata dal muro più lungo al mondo. È uno stallo cementato dal disinteresse. Sono anni che una guerra tra Saharawi e Marocco cucina sotto la sabbia.

Le rivendicazioni indipendentiste del Sahara Occidentale stanno anche perdendo il sostegno spagnolo. L'Algeria è sempre più isolata, con centinaia di migliaia di profughi Saharawi di terza generazione sul suo territorio. Ora hanno la leva del gas per farsi ascoltare.

2 - DIMENTICARE PUTIN. AFRICA, NAVI & IMPIANTI: CHI CI PORTERÀ IL GAS

Fausta Chiesa per “L’Economia - Corriere della Sera”

Premere sull'acceleratore delle rinnovabili. Ma non solo. Investire sul gas, considerato una fonte di transizione da ridurre gradualmente ma ora tornato prepotentemente centrale a causa della guerra in Ucraina e delle possibili sanzioni alla Russia estese anche all'energia.

Come sostituire i 29 miliardi di metri cubi (su 76 di consumo nel 2021) il più in fretta possibile? Le opzioni per by-passare Mosca ci sono. Si possono ampliare i flussi dei gasdotti che portano in il metano da altri Paesi, aumentare la capacità dei tre rigassificatori esistenti per comprare più Gnl, costruire un nuovo impianto di rigassificazione (due i progetti già pronti) e ricorrere a impianti small scale .

La strada per l'indipendenza dal gas russo non sarà breve, ma soprattutto avrà costi che il «sistema» non aveva messo in conto. E scelte da fare, perché - spiega Simona Benedettini, economista dell'energia dell'Istituto Bruno Leoni - «il percorso è in divenire e manca ancora un quadro preciso su quali saranno le fonti alternative e con quali modalità saranno rese effettive».

Partiamo da quello che si sta già facendo. Per quanto riguarda la rigassificazione, dei tre impianti esistenti l'Adriatic Lng al largo di Rovigo ha già aumentato la capacità da 8 a 9 miliardi di metri cubi l'anno e potrebbe salire a 11 miliardi in 30 mesi (senza ostacoli alle autorizzazioni) con un costo tra 130 e 150 milioni.

Olt di Livorno (partecipata al 49% da Snam e al 48,24% dal fondo australiano First Sentier Investors) potrebbe salire da 3,75 miliardi di metri cubi a 4,25 miliardi senza investimenti particolarmente elevati.

I costi cominciano a salire con le navi metaniere: per l'acquisto si parla di una cifra compresa tra i 300 e i 400 milioni di euro ( Financial Times ), mentre per l'affitto 50 milioni l'anno. Ma la spesa maggiore sarebbe da mettere in conto se si volesse realizzare un altro rigassificatore. I progetti già pronti e approvati sono due: quello di Enel a Porto Empedocle da 8 miliardi di metri cubi e un secondo di Sorgenia tra gli 8 e i 12 miliardi a Gioia Tauro. Servirebbero circa tre anni al costo di un miliardo ciascuno, secondo le stime delle due aziende. Ma qui il nodo della transizione ecologica viene al pettine.

«Chi investe un miliardo di fronte a un orizzonte temporale limitato - si chiede Dario Soria, direttore generale Assocostieri che rappresenta le imprese della logistica - visto che gli impianti a gas nel medio termine sono destinati a essere inutilizzati in base al pacchetto Fit for 55? La questione è capire quale mix di lungo periodo vuole il governo e sapere se il gas vi rientra. Si fanno investimenti solo se si ha una visione di politica energetica chiara e con contratti di lungo termine». Un esempio? Edison ha un contratto di 25 anni con Olt per 6,4 miliardi di mc e scadenza 2034.

Lo stesso discorso vale per gli impianti di piccola taglia. Due sono già operativi, uno a Oristano e un altro a Ravenna e, secondo dati dell'associazione Assogasliquidi-Federchimica, ci sono altri 17 progetti in vari stadi per una capacità complessiva di oltre 370.000 mc con investimenti per circa 2 miliardi al 2026. «Ma per farli - sostiene il presidente Andrea Arzà - gli operatori hanno bisogno di certezze e un quadro normativo che sia di stimolo e non di ostacolo».

Poi ci sono i gasdotti. Attraverso il Transmed dall'Algeria a Mazara del Vallo (Tp) - dove si è appena conclusa la missione del premier Mario Draghi con gli accordi tra Eni e Sonatrach per aumentare le forniture - i flussi dovrebbero salire fino a 9 miliardi di metri cubi all'anno entro il 2024. Nel corso del 2021 da Algeri sono arrivati 21 miliardi di mc facendo del Paese nord africano il secondo fornitore.

«La capacità del tubo c'è già - spiega Cristian Signoretto, presidente Anigas - e il flusso può salire fino a 9 miliardi incrementali, sfruttando quella che viene definita spare capacity ». Anche il Tap che trasporta metano azero a Melendugno (Le) nel breve periodo e senza investimenti può aumentare di 2,5 miliardi la portata e arrivare a oltre 10 miliardi in un anno se si mantengono le medie di questi giorni. E del Tap si sta valutando il raddoppio.

I tempi sono di circa 65 mesi con interventi che non richiedono la posa di tubi ma l'aggiustamento delle pressioni a monte e la costruzione di due centrali di compressione, una in Grecia e una in Albania. Inoltre, si dovrebbero fare anche investimenti upstream in Azerbaigian. Dalla Libia il GreenStream che arriva a Gela ha una capacità complessiva di 11,5 miliardi di metri cubi e nel 2021 ne sono arrivati 3 miliardi. Ma nella prospettiva di medio-lungo termine di far arrivare più gas a Mazara, a Gela o a Melendugno, o Gnl da rigassificare a Porto Empedocle o a Gioia Tauro, si impone uno spostamento della geografia a Sud rispetto al Nordest.

«Potenzialmente - fa notare Signoretto - ci sarà bisogno di adeguare la rete gestita da Snam che oggi riceve 30 miliardi di metri cubi all'anno dal Tarvisio per permettere di trasportare il gas che arriverà in Puglia e Sicilia mentre il consumo maggiore è in Pianura Padana».

I costi totali

Ai costi delle infrastrutture vanno aggiunti quelli della materia prima. «Se parliamo di approvvigionamento di volumi alternativi di gas naturale e Gnl - spiega Simona Benedettini - ci saranno certamente costi aggiuntivi. Nel caso del Gnl andremo a pagare verosimilmente prezzi più alti rispetto alle importazioni via gasdotto, sia per i maggiori costi legati alla produzione e al trasporto del Gnl sia perché la domanda europea si aggiunge a quella asiatica rispetto a una produzione che difficilmente potrà adattarsi in tempi rapidi».

Poi c'è il capitolo delle fonti green, necessarie in vista degli obiettivi europei di decarbonizzazione. Secondo Elettricità Futura, con 85 miliardi di euro di investimenti «si potrebbero realizzare 60 Gigawatt in tre anni - spiega il presidente Agostino Re Rebaudegno - che farebbero risparmiare 15 miliardi di metri cubi di gas». Un altro aiuto arriverà dal biometano: oggi ne produciamo 0,3 miliardi di mc, che saliranno a un miliardo nel 2024 e a oltre 6 miliardi nel 2030, come da obiettivo del Pnrr. Per la rete, Terna ha a piano industriale 18,1 miliardi di investimenti, per la maggior parte funzionali all'integrazione delle rinnovabili.