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La concessione per la coltivazione d'idrocarburi viene rilasciata dal MISE al termine di un lungo e complesso procedimento che inizia con una istanza per un permesso di ricerca. Dapprima vengono svolte indagini non invasive a seguito delle quali, se sono evidenziate possibilità d'idrocarburi, viene richiesta l’autorizzazione all’esecuzione di un pozzo esplorativo. In caso di esito positivo si procede con l’istanza di concessione. Il conferimento del titolo minerario (permesso/concessione) è condizionato dalla VIA condotta dal MATTM, del parere degli Enti coinvolti e dall’istruttoria della CIRM (Commissione per gli Idrocarburi e le Risorse Minerarie).
Al 31 dicembre 2020 risultano vigenti, per gli idrocarburi, 189 concessioni di coltivazione (64 in mare) e 65 permessi di ricerca (21 in mare) (Tabella 1 e Figura 2); la superficie in terraferma impegnata dai titoli citati (22.470 km²) corrisponde a circa il 7,4% del territorio nazionale. Le regioni con la più ampia porzione di territorio impegnata da titoli minerari per idrocarburi risultano Emilia-Romagna (51), Lombardia (24), Basilicata (23), Sicilia (20) e Marche (18) con un'elevata concentrazione di concessioni di coltivazione nelle province di Matera (16), Bologna (14), Foggia (11) e Fermo (11). Nel sottosuolo marino la Zone A e B si contraddistinguono per l'elevato numero di concessioni (34 e 20) (Tabella 1). Sono vigenti anche 15 concessioni per lo stoccaggio del gas naturale, tramite iniezione in giacimenti esauriti, concentrate nella Pianura Padana (6 in Lombardia e 5 in Emilia Romagna)(Tabella 3). La superficie impegnata dai titoli non riflette, però, il reale impatto sul territorio poiché le aree dei titoli sono definite, da normativa vigente, come archi di meridiano e parallelo approssimati di 1° e risultano pertanto molto superiori a quelle realmente occupate dall’insieme degli impianti. Il consumo effettivo di suolo dovuto alle attività di coltivazione in Italia è pari a circa 15,6 km², corrispondente allo 0,005% del territorio nazionale (Tabella 4). Il massimo valore del consumo di suolo si raggiunge in Emilia Romagna dove ammonta allo 0,022% del territorio regionale (Tabella 4). All’interno del titolo le zone non utilizzate dagli impianti restano liberamente fruibili per gli altri usi. Ciò vale anche per i titoli relativi alle risorse geotermiche (Tabella 2) e per le attività di stoccaggio di gas naturale (Tabella 3).
La quantità di materiale estratto nel 2019 mostra una diminuzione della produzione di olio associata al continuo decremento della produzione di gas (Tabella 5, Figura 1). La produzione di olio è concentrata in terraferma (89,5% del totale nazionale) grazie ai giacimenti della Basilicata e della Sicilia che rappresentano rispettivamente il 77,4% ed il 10,6% del totale della produzione nazionale di oilo.
La maggior parte del gas è, invece, prodotto nei pozzi a mare (58,7% del totale nazionale) e in particolare in quelli localizzati nella Zona A (33% del totale nazionale) e in misura minore nelle Zona B e D. In terraferma una significativa produzione di gas è presente solo in Basilicata dove si estrae il 30% del totale nazionale (Tabella 7, Figura 3).
In terraferma risultano produttivi al 31/12/2020, 854 pozzi, dei quali 443 eroganti olio o gas, con una maggior concentrazione in Emilia-Romagna (197) e in Sicilia (100) e, a livello provinciale, a Bologna (124 pozzi gas), Firenze (43 gas), Modena (28 gas, 7 olio) e Caltanissetta (53 olio). Gli altri pozzi produttivi non stavano erogando al momento della rilevazione. In area marina su 712 pozzi produttivi ne risultano eroganti 264 dai quali viene estratto in larga prevalenza gas naturale (204), in particolare nella Zona A (142). (Tabella 1)
Le riserve di idrocarburi italiani vengono calcolate con i criteri definiti a livello internazionale e vengono suddivise in certe, possibili e probabili. Nel 2019 (Tabella 6) le riserve di gas certe si attestano a 45.776 milioni di metri cubi standard, il 44,6% delle quali ubicate in aree marine. Le riserve di olio recuperabili con certezza sono stimate in 72,9 milioni di tonnellate concentrate in terraferma (94,9%), soprattutto nell'Italia meridionale e per la maggior parte in Basilicata. Questa ripartizione, che evidenzia un maggior riserva di olio rispetto al gas, si riflette nell’andamento storico delle estrazioni (Tabella 5, Figura 1). La produzione di gas ha raggiunto il suo picco storico nel 1994, quando copriva il 40% del fabbisogno nazionale, cui ha seguito un progressivo declino. Al contrario la produzione di olio si è mantenuta, negli ultimi 40 anni, tra 4 e 6Gt annui. L’andamento della produzione del gas naturale è indicativo di un progressivo esaurimento dei giacimenti non compensato dall’entrata in produzione di nuovi ritrovamenti. Lo sfruttamento dei due più promettenti giacimenti a gas rinvenuti è bloccato per cause diverse. Il primo (Nord Adriatico) per gli impatti sull’area di Venezia mentre l’altro (Argo-Cassiopea-Panda nell’offshore di Gela) è ancora sospeso. La produzione di olio, invece, non mostra ancora un evidente picco di produzione con la conseguente decrescita, ciò significa che i giacimenti sfruttati sarebbero ancora in condizione di garantire, con investimenti tecnologici in sito, un buon quantitativo di olio.
La Figura 2 riporta, oltre ai titoli minerari, anche la perimetrazione delle aree marine che erano aperte, prima della L.12/2019, a istanze di ricerca di idrocarburi, cioè oltre le 12 miglia dalle linee di costa e dalle aree a qualsiasi titolo protette. Le problematiche derivanti dai processi di estrazione dovrebbero essere inquadrate e valutate nel contesto geopolitico del Mediterraneo centrale, considerando che i paesi confinanti hanno aperto alla ricerca e alla coltivazione la quasi totalità dei loro fondali marini (Figura 4).
Una parziale alternativa ai combustibili fossili è rappresentata dallo sfruttamento del calore terrestre che può essere estratto dal sottosuolo (geotermia) e utilizzato per la produzione di energia elettrica (risorse ad alta e media entalpia, T>90°) o per usi diretti (media e bassa entalpia, T<90°).
Per il suo assetto geologico, l'Italia è un paese ad elevato potenziale geotermico. I fluidi geotermici a temperatura abbastanza elevata per permettere la produzione di energia elettrica (media ed alta entalpia) sono localizzati nelle zone ad elevato flusso di calore spesso corrispondenti ad apparati vulcanici estinti o attivi, come nella fascia costiera tosco-laziale-campana, nelle isole vulcaniche del Tirreno e nell'area etnea (Figura 5). Al contrario le risorse a media-bassa entalpia, utilizzabili per usi diretti (riscaldamento/raffrescamento di edifici tramite pompe di calore geotermiche, balneazione, termalismo, serricultura, acquacultura ecc..) si trovano anche in molte altre aree del territorio nazionale. Con le pompe di calore geotermiche possono essere sfruttate anche risorse a bassa temperatura presenti ovunque e a piccola profondità. Le risorse geotermiche oggetto di titolo minerario sono concentrate nell’area tosco-laziale. Su un totale nazionale di 45 titoli di concessione e ricerca, 28 ricadono nel territorio toscano e 9 in quello laziale (Figura 5, Tabella 2 ). Di questi titoli uno ricade in entrambe le regioni. La produzione geotermoelettrica è concentrata nelle zone di Larderello e Monte Amiata, in Toscana, dove 9 concessioni, nel 2019, hanno prodotto 6,07 TWh (Figura 6).
Anche lo sfruttamento dell’energia geotermica può provocare impatti ambientali non trascurabili, sebbene notevolmente inferiori a quelli di fonti energetiche tradizionali, ed attualmente quasi totalmente mitigati con l’utilizzo delle nuove tecnologie di abbattimento delle emissioni. La situazione ambientale dei campi toscani è, comunque, costantemente monitorata dall’ARPA competente.