Lo “sviluppo energeticamente sostenibile” si riferisce all’interazione tra sviluppo economico e impatto sui consumi energetici e rappresenta un tipico caso di soft-law[1], in altre parole di un principio giuridico che nasce in Dichiarazioni internazionali non produttive[2] e prevede obblighi e diritti, sino a raggiungere le varie legislazioni nazionali.

Il tema della sostenibilità energetica assume una chiara rilevanza alla luce dello sviluppo in corso e di quello atteso negli anni a venire in numerosi paesi, e che coinvolgerà gli standard di vita di una significativa frazione di popolazione mondiale.

La sostenibilità energetica si traduce in sostenibilità ambientale allorché considera il minore impatto ambientale relativo alla “combustione evitata” di fonti primarie di tipo fossile.

L’abbassamento dell’intensità energetica dei comparti produttivi (ossia dell’energia primaria consumata per unità di prodotto), quindi, implica una riduzione del consumo primario a parità di produzione, e per tanto produce una riduzione dell’Impatto Ambientale connesso ai processi di conversione dell’energia.

Le motivazioni del Piano di Efficienza Energetica dell’Algeria non sono da ricercare nel risparmio delle fonti primarie, delle quali l’Algeria è grande produttrice, bensì in un piano di modernizzazione del “sistema paese” che ha l’obiettivo di porre l’Algeria come interlocutore commerciale credibile rispetto ai paesi occidentali.

1. Quadro generale

1.1. Aspetti geografici, demografici e socio -politici

L’Algeria si estende per 2.381.740 Km² di superficie, in prossimità del 3° meridiano ad Est di Greenwich e del 28° parallelo. È caratterizzata da un clima arido, con una certa piovosità solo lungo le coste, e la sua superficie è in buona parte pianeggiante e desertica (la fascia meridionale sahariana copre circa l’85 % della superficie algerina).

La scarsità di bacini superficiali e di grandi corsi d’acqua, unita alle ridotte precipitazioni, rendono complesso l’approvvigionamento idrico e stimolano l’interesse delle autorità algerine sulle tematiche relative alla dissalazione.

Dal punto di vista demografico, la popolazione algerina è costituita approssimativamente da 31.700.000 abitanti (di cui oltre tre milioni risiedono ad Algeri), risultando quindi la densità demografica media 14 volte inferiore a quella italiana.

La popolazione è equamente divisa tra i due sessi, mentre l’età media e le aspettative di vita sono inferiori rispetto a quelle che caratterizzano i paesi occidentali, a testimonianza di un sistema sanitario ancora in fase di sviluppo.

Gli standard di vita sono notevolmente inferiori a quelli europei. L’istruzione scolastica, in primo luogo, è stata scarsamente valorizzata, non essendone pienamente riconosciuta l’importanza strategica per lo sviluppo nazionale.

Buona parte della popolazione, inoltre, vive in condizioni di povertà (addirittura il 23% della popolazione vive un’indigenza estrema, potendo contare su meno di 1,65 dollari al giorno). Ciò è in buona parte connesso ad una distribuzione poco equa delle risorse ed alla crescente disoccupazione, che ha toccato nel 1999 il 32%, costituendo un vero e proprio dramma sociale.

Dal punto di vista politico, l’Algeria è un paese molto giovane. Resasi indipendente dalla Francia nel 1962, essa si è data nel 1976 una costituzione di impronta socialista ed ispirazione franco- islamica.

La forma di governo è la repubblica, con suffragio universale per l’elezione del Presidente, che procede, quindi, alla nomina del Capo di governo e dei ministri. Il potere legislativo risiede nel Parlamento, che risulta composto di due camere.

Per rendere, però, conto appieno della realtà algerina, occorre sottolineare come essa sia ancora distante dalle democrazie di tipo occidentale se non altro per il contesto socio-politico del Paese; la situazione politica, infatti, risente delle instabilità risalenti sia all’abolizione del regime a partito unico, avutasi nel 1988 in un clima di violenti scontri, sia alle conseguenze dell’annullamento, per via militare, delle elezioni del 1991 (in cui il FSI, Fronte di Salvezza Islamico, aveva ottenuto la maggioranza) ed alle successive rivolte e repressioni governative.

Esiste, quindi, un clima di conflitto interno, che ha prodotto secondo alcune stime attendibili, oltre 100 mila vittime, e che è interrotto solo da periodiche fasi di tregua.

1.2. Situazione economica

Dal punto di vista economico, l’Algeria ha vissuto alterne vicende nel tempo. Per definire la struttura del sistema economico, si possono indicare nell’estrazione delle fonti primarie energetiche (risorse petrolifere e di gas naturale), nell’indotto industriale connesso alla raffinazione del petrolio, e nell’agricoltura le principali attività nazionali, che rappresentano circa il 45 % del PIL del Paese. Le fonti energetiche costituiscono inoltre circa il 95 % delle esportazioni nazionali.

Esiste pure un’industria nazionale pesante, che contribuisce ben poco allo sviluppo del Paese e che anzi rivela inefficienze che vanno a gravare pesantemente sul bilancio dello Stato. Il fallimento della strategia di sviluppo fondata sull’industria pesante limita oggi la sua incidenza al 7-9% del PIL.

Nel complesso l’economia risulta ancora alquanto arretrata, come mostra il fatto che i settori agricolo ed industriale costituiscono circa il 50 % del PIL, e che servizi di primaria importanza e crescente diffusione nei paesi occidentali come la telefonia (sia fissa che mobile) e l’uso di tecnologie informatiche risultano ancora circoscritti ad una piccola parte privilegiata della popolazione.

Sia l’estrazione che la lavorazione e la distribuzione delle fonti energetiche, nonché le industrie pesanti cui si è accennato, sono affidate ad imprese statali in accordo alla forte concezione socialista dello Stato espressa dalla Costituzione. Solo recentemente, in seguito al profondo riorientamento in senso filo-occidentale del regime algerino avviato nello scorso decennio ed alla riconosciuta necessità di attrarre gli investitori europei, un processo di graduale apertura ai privati sta avendo luogo, ed alcune riforme costituzionali sono state già approvate in tal senso.

La posizione economica del Paese rispetto all’estero è molto variabile, risultando determinante sulla bilancia dei pagamenti il prezzo del petrolio. Ciò è evidente esaminando il recente passato: nel periodo successivo alla guerra del Kippur (1973) ed ai conseguenti aumenti del prezzo del greggio, le entrate sono significativamente aumentate, aiutando a finanziare (insieme a molto ingenti quantità capitali europei) gli investimenti di ammodernamento del Paese realizzati tra il 1972 ed il 1985. Quando, nel 1986, il prezzo del petrolio si dimezzò, il debito estero divenne insostenibile, a causa dell’improvvisa riduzione delle entrate. Si procedette, quindi, nel 1994 alla ristrutturazione multilaterale del debito estero a seguito dell’intervento del Fondo Monetario Internazionale (FMI), che monitorando l’andamento del debito e le sue prospettive di solvibilità, ha pressato il governo algerino per un attuazione rapida del processo di liberalizzazione e privatizzazione del mercato energetico e dell’industria domestica.

È stato inoltre suggerito di intraprendere un processo volto a ridurre la dipendenza strategica dalle esportazioni energetiche, onde garantire stabilità alla bilancia dei pagamenti.

In effetti, dopo l’ascesa del prezzo del petrolio e del gas naturale (che in genere segue il trend del prezzo del greggio con un ritardo di circa 6 mesi), l’evidente contrasto tra la floridezza finanziaria e la depressione del sistema economico ha stimolato un dibattito che ha portato, nel luglio 2001, all’avviamento di un piano triennale (2001-2004) di rilancio economico, basato su un forte aumento della spesa pubblica e su limitate riduzioni fiscali, che mira all’ammodernamento delle infrastrutture pubbliche, lo sviluppo delle risorse umane tramite la formazione scolastica ed ad abbattere la disoccupazione privilegiando i settori produttivi ad alta intensità di lavoro.

Un quadro più completo dell’economia deriva dall’analisi di alcuni dati sintetici.

Innanzitutto il Prodotto Interno Lordo pro-capite, pari nel 2000 a circa 1700 dollari usa, è poco superiore all’8% di quello italiano, il che evidenzia un economia con grandi necessità di crescita per elevare gli standard di vita verso quelli dei paesi più sviluppati. Tale crescita sta comunque avvenendo a ritmi sufficientemente sostenuti (tasso di crescita del Pil superiore al 5% nel 2000), anche se risulta troppo dipendente dall’andamento del mercato degli idrocarburi.

Il commercio con l’estero interessa un’elevata frazione del Pil (le esportazioni hanno superato, nel 2001, il 40%), essendo i Paesi dell’UE i principali partner commerciali, oltre ovviamente agli Stati Uniti.

Le esportazioni sono costituite prevalentemente da idrocarburi (petrolio greggio, vari derivati petroliferi, gas naturale, gas naturale liquefatto, condensati), mentre le esportazioni risentono, come distribuzione merceologica, della mancanza di autosufficienza dell’Algeria per quanto riguarda la produzione di prodotti alimentari e di manufatti.

Le tab. 1 e 2 sintetizzano il commercio estero algerino, dal punto di vista della composizione:

Esportazioni [% del totale]	1997	1998	1999	2000
Petrolio greggio	19,1	18,9	21,7	22,0
Condensati	20,2	19,0	19,4	18,2
Prodotti petroliferi raffinati	16,3	14,4	16,0	15,0
GPL	7,1	7,4	9,2	9,7
Gas naturale liquefatto	17,5	18,7	14,6	15,0
Gas naturale	14,3	16,4	14,1	16,2
Semilavorati	2,4	2,3	2,2	1,6
Prodotti alimentari	3,1	2,9	2,8	2,3
Totale	100,0	100,0	100,0	100,0

Tabella 1: Andamento percentuale delle esportazioni algerine nel periodo 1997-2000 (totale crescente con il prezzo del brent).

Importazioni [% del totale]	1997	1998	1999	2000
Alimentari	29,3	26,9	27,3	25,3
Energia	1,5	1,3	1,3	1,1
Materie prime	5,7	5,7	5,5	5,3
Semilavorati	18,0	18,3	17,4	18,0
Attrezzature agricole	0,3	0,5	0,8	0,9
Attrezzature industriali	32,6	33,3	32,9	29,7
Beni di consumo	12,6	14,0	14,8	19,7
Totale	100,0	100,0	100,0	100,0

Tabella 2: Andamento percentuale delle importazioni algerine nel periodo 1997-2000 (totale pressoché costante).

La Francia conserva le più strette relazioni culturali e commerciali, risultando il 1° fornitore e 3° cliente dell’Algeria.

Altrettanto forti sono i legami con l’Italia, che risulta il 1° cliente (in particolare per l’acquisto di gas naturale e di GNL) ed il 2° fornitore (in particolare di macchinari ed attrezzature produttive), con gli USA (2° cliente e 3° fornitore), con la Spagna e con la Germania.

Il previsto raggiungimento dell’accordo di libero scambio con l’UE dovrebbe favorire ulteriormente gli scambi con i paesi europei.

2. Analisi della realtà energetica dell’Algeria

Come già evidenziato, il settore energetico risulta determinante per la crescita del paese per le enormi risorse di idrocarburi presenti nel sottosuolo algerino e per il peso che le entrate relative alle esportazioni di idrocarburi assumono nel bilancio nazionale.

L’Algeria è “Full Member” dell’OPEC sin dal 1969, ed è tra i primissimi paesi esportatori di idrocarburi e combustibili da essi derivati. Essa aderisce, inoltre, all’OAPEC (Organizzazione di Paesi Arabi Esportatori di Petrolio), che svolge un ruolo più politico nel salvaguardare gli interessi dei paesi arabi.

L’Algeria fa anche parte dell’Osservatorio Mediterraneo dell’Energia, che rappresenta un’associazione indipendente delle principali compagnie energetiche del Bacino del Mediterraneo, e di cui fanno parte l’Italia (Eni, Enel), la Francia (EdF, GdF, Total), la Spagna (Endesa, Red Electrica), l’Algeria (Sonatrach, Sonelgaz), l’Egitto (Eea), Israele (Iec) e l’Autorità Palestinese (Pec).

Assieme alla tradizionale attività di esportazione, assume oggi un ruolo sempre più preminente la ricerca e lo sviluppo delle risorse, che in Algeria sta evolvendo sempre più verso la forma della concessione a privati europei o statunitensi (trattasi di concessioni in compartecipazione con le aziende statali algerine, in particolare con Sonatrach, la società nazionale per gli idrocarburi) che assicurano cospicue royalties e capitali per le tecnologie necessarie alla scoperta di nuovi giacimenti.

Infine, oltre che come paese esportatore di fonti primarie di energia, sarà interessante analizzare il paese anche come produttore di prodotti derivati petroliferi e come utilizzatore di energia, studiando il bilancio energetico nazionale e le sue tendenze di sviluppo.

2.1. Risorse, produzione, trasformazione ed esportazione di idrocarburi

L’Algeria rappresenta il quinto produttore mondiale di gas naturale ed il ventesimo produttore di petrolio e derivati petroliferi.

Sebbene il prezzo dei diversi idrocarburi sia in qualche modo collegato all’andamento generale del mercato dei combustibili (e quindi il costo del gas si adegua, con una certa inerzia, alle quotazioni del brent), le problematiche connesse alla ricerca, all’estrazione ed alla commercializzazione dei diversi combustibili sono molto diverse, e vanno pertanto analizzate singolarmente.

In tal senso, l’Algeria che produce ed esporta diversi idrocarburi ha dovuto attuare piani progettuali di sviluppo distinti per le diverse risorse, e finalizzati ad assicurare un contributo al processo di sviluppo del paese, in termini di entrate relative alle esportazioni, cospicuo e sufficientemente prolungato nel tempo.

Un quadro complessivo dell’evoluzione delle esportazioni di idrocarburi negli ultimi anni è rappresentato in fig. 1:

Fig. 1: Evoluzione delle esportazioni di fonti primarie di energia.

(fonte: Ministre de l’Energie et des Mines)

È facile riconoscere come il gas naturale abbia subito il maggiore sviluppo, e risulti oggi insieme al petrolio greggio ed ai condensati la principale risorsa in termini di quantità esportata.

Per quanto detto riguardo alle diverse problematiche relative all’accrescimento delle risorse e della produzione, alla commercializzazione ed alle sue recenti fasi storiche, è opportuno analizzare separatamente i diversi idrocarburi prodotti.

2.1.a Il gas naturale

La produzione commerciale di gas naturale in Algeria fu iniziata nel 1961.

Le risorse sotterranee ad oggi provate ammontano a circa 160 mila miliardi di Nmc (il 57% delle riserve totali di idrocarburi presenti in Algeria), facendo dell’Algeria l’ottavo “serbatoio” mondiale di gas naturale.

La Sonatrach, inoltre, stima il limite di risorse potenzialmente utilizzabili in 204 mila miliardi di Nmc.

La produzione di gas, destinato sia al consumo interno che, soprattutto, all’esportazione, è gradualmente cresciuta negli ultimi anni anche a seguito della graduale conversione al gas degli impianti di produzione elettrica o termica dei paesi occidentali, per i quali il gas naturale sta divenendo il più usato tra i combustibili fossili (per ragioni prevalentemente legate all’inquinamento ambientale ed al costo calorico ridotto).

Negli anni 2000 e 2001 la produzione ha superato i 70 miliardi di Nmc, che rappresentano poco più del 3% dei circa 2.550 miliardi di Nmc che rappresentano la domanda mondiale di gas naturale. Tale produzione, comunque, è previsto debba crescere in accordo al trend mondiale del mercato del gas naturale che prevede una crescita del 3,5 % annuo della domanda nel prossimo decennio.

Il più rilevante giacimento di gas è quello super-giant di Hassi R’Mel (nell’altipiano centrale), con riserve provate pari a 85 mila miliardi di Nmc, e che produce circa 40 milioni di Nmc al giorno, quasi un quarto dell’intera produzione nazionale.

Gli altri giacimenti sono di dimensioni variabili (comunque solo qualche giant e numerosi majors) e distribuiti sul suolo in piccoli sistemi, come quello nella regione Rhourde Nouss (a metà tra il 35° ed il 36° parallelo, in prossimità del confine libico) che conta 13 mila miliardi di Nmc di riserve provate e suddivise in 5 giacimenti (Rhourde Nouss, Rhourde Noss Sud-Est, Rhourde Adra, Rhourde Chouff e Rhourde Hamra).

Riserve inferiori sono presenti nei giacimenti della regione di In Salah (9 mila miliardi di Nmc), di Tin Fouye Tabankort (5,1 mila miliardi di Nmc), di Alrar (4,7 mila miliardi di Nmc) di Ouan Dimenta (1,8 mila miliardi di Nmc) e di Oued Noumer.

Il gas naturale viene trasportato attraverso pipelines che attraversano il paese e che lo collegano all’Europa.

Tra le infrastrutture a sviluppo interno al territorio algerino, le principali sono:

- le pipelines che collegano Hassi R’Mel ad Arzew: si tratta di 4 linee di 508 km di lunghezza, costruite tra il 1961 ed il 1989, che alimentano le centrali di liquefazione del gas naturale situate in prossimità del porto di Arzew;

- quelle che collegano Hassi R’mel a O. Safsaf: si tratta di due linee, di 549 Km, costruite tra il 1982 ed il 1986;

- quelle che collegano Hassi R’Mel a Skikda: si tratta di due linee da 573 Km, un’entrata in funzione nel 1978 e l’altra di potenziamento entrata in funzione nel 1996, che alimentano la centrale di liquefazione;

- quella che collega Hassi R’Mel ad Isser: linea di 436 Km entrata in funzione nel 1981;

- quelle che collegano Alrar ad Hassi R’Mel: si tratta di due linee da 959 Km entrate in funzione nel 1987 e nel 1996;

- quella che collega Gassi Touil ad Hassi Messaoud: linea di 150 Km entrata in funzione nel 1976;

- quella che collega Hassi R’Mel all’Europa: si tratta di una linea, la cosiddetta Mmaghreb-Europe gas pipeline, di cui solo 521 Km sono sul suolo algerino, e che attraversando il Marocco e lo stretto di Gibilterra giunge alla Spagna verso il porto di Huelva (che è anche un terminale d’importazione di navi di GNL). Tale linea è stata completata nel 1996, ed ha una capacità di esportazione pari a 27 miliardi di Nmc all’anno. La crescente domanda da parte dei paesi UE ha portato Sonatrach ad avviare un contratto da 93 milioni di dollari USA per la costruzione di una centrale di compressione sulla linea per innalzarne la capacità a 37 miliardi di Nmc all’anno;

- quella che collega l’Algeria alla Sicilia: si tratta di due linee, di cui solo 555 Km su suolo algerino, che compongono la cosiddetta Trans-Mediterranean pipeline (rinominata Enrico Mattei), e che sono entrate in funzione la prima nel 1983 e la seconda nei primi anni Novanta, e che assicurano all’Italia circa 25 miliardi di Nmc all’anno di gas naturale (sebbene abbiano una capacità notevolmente superiore).

Sono in fase di progetto e di realizzazione altre linee, come quella tra Teguentour ed Hass R’Mel, di 526 Km.

È stato inoltre effettuato, in accordo tra TotalFinalElf, Sonatrach e la Spagnola Cepsa, lo studio di fattibilità del Medgaz, una nuova linea che dovrebbe collegare direttamente l’Algeria con l’Europa, partendo da Hassi R’Mel, passando per il porto di Arzew fino a giungere ad Almeira, in Spagna.

Grande interesse riveste, in questo momento di forte espansione del mercato del gas, il tema dell’accrescimento delle riserve, che a causa delle metodologie di ricerca sempre più sofisticate richiede la disponibilità di capitali consistenti.

Per rendere disponibili tali capitali, vengono stipulati accordi pluriennali di production sharing, che contemplano gli investimenti da parte dei privati esteri per la scoperta di nuovi giacimenti.

La regione in cui saranno compiuti i maggiori sforzi di ricerca sarà quella dell’In Salah, nel tentativo sia di scoprire nuovi campi, sia di accrescere alcuni di quelli esistenti (in particolare quelli di Garat al-Bafinat, Teguentour, Krechta, Reg, In Salah, Hassi Moumeme e Gour Mahmoud), per i quali rispetto ad una capacità attuale di 5 mila miliardi di Nmc, si stima un potenziale di oltre 10 mila miliardi di Nmc. In Salah diventerebbe così il secondo gas field dell’Africa settentrionale, dopo Hassi R’Mel e consentirebbe di innalzare la produzione annua algerina del 15%. È già prevista la costruzione di una pipeline, del costo di 1 miliardo di dollari USA, che colleghi i nuovi giacimenti ad Hassi R’Mel.

Tali esplorazioni saranno realizzate dalla In Salah Gas, la joint-venture tra la Sonatrach e la multinazionale inglese BP, la più grande che la Sonatrach abbia fatto con compagnie straniere. I costi verranno sostenuti per il 65% da BP e per il 35% da Sonatrach.

Oltre ad In Salah, un altro importante progetto di espansione per il gas naturale riguarda la zona di Ohanet.

Ad Ohanet, situata nella provincia di Illizi, nella zona a nord-est del tratto sahariano algerino ed a quasi 100 km dal confine con la Libia, il progetto di espansione è del costo di 1 miliardo di dollari e vede coinvolto un gran numero di partners internazionali (l’australiana BHP che gestirà il giacimento in partnership con Sonatrach, sostenendo il 45% del costo totale, la Woodside Petroleum con il 15%, la Japan Ohanet Oil and Gas, la svedese-elvetica ABB e la statunitense Petrofac). La produzione dovrebbe essere avviata nel corso del 2003 ed includerà gas e gas di petrolio liquefatto. Il progetto include un impianto di trattamento del gas, con una capacità di 62 milioni di Nmc/giorno, nonché una pipeline.

Esistono poi numerosi grossi contratti di joint-venture siglati da Sonatrach, ed altri di dimensioni minori ne vengo stipulati al ritmo di 2/3 al semestre.

Alcuni dei più importanti contratti per l’accrescimento delle risorse avviati negli ultimi anni sono:

- Un progetto da 900 milioni di dollari avviato dalla collaborazione tra Amoco Corp. e Sonatrach per sviluppare il giacimento di In Amenas, area sita nel sud dell’Algeria. Il progetto comprende anche la costruzione di una pipelines e di un impianto di trattamento del gas con capacità pari a 65 milioni di Nmc/giorno.

- Un progetto di espansione dei giacimenti di Tamadanet, nel sud-est algerino, in collaborazione tra Petro-Canada e Sonatrach. Petro-Canada, tra l’altro, ha già realizzato un progetto in joint-venture, che ha portato alla scoperta del giacimento di Timellouline Sud-1, che produce circa 11 milioni di Nmc/giorno di gas, oltre a 5.800 barili al giorno di condensati.

- Un progetto di espansione del giacimento di Tin Fouye Tabankort, avviato nel 1999 dalla spagnola REPSOL in joint-venture con Sonatrach e Total Fina Elf.

Nel complesso, mentre i consumi interni convergono verso un utilizzo espansivo del gas naturale, come sarà mostrato nel paragrafo dedicato al bilancio energetico interno del paese, l’attività di ricerca finalizzata all’esportazione risulta ancora prevalentemente e contribuisce a fondare i forti legami che si sono creati tra Algeria ed i paesi occidentali più sviluppati.

2.1.b Il gas naturale liquefatto (GNL)

L’Algeria fu il primo produttore di GNL al mondo quando, nel 1964, entrò in opera l’impianto di liquefazione di Arzew, sito in prossimità del porto e di proprietà della Sonatrach.

Da allora ha preso il via il piano di sviluppo di diversi impianti per la liquefazione del gas naturale e di una rete di trasporto attraverso navi metaniere che collegano i porti algerini con i principali pesi occidentali. L’Algeria si è in tal modo adeguata al processo che, su scala mondiale, vede il GNL costituire il 4 % di tutto il gas commercializzato.

Dal punto di vista infrastrutturale, l’Algeria conta oggi 5 grandi impianti di liquefazione (tutti collegati al super-giant di Hassi R’Mel), di cui 3 in prossimità del porto di Arzew e 2 in prossimità di quello di Skikda:

- impianto di Arzew GL4Z (Camel), cui si è già accennato, basato sulla metodologia di liquefazione Technip e con una capacità di oltre 10 miliardi di Nmc all’anno realizzata lungo un’unica linea di liquefazione. L’impianto, per il quale nel 1997 si era avviata la procedura di decommissioning, è stato recentemente rinnovato per obiettivi di riserva interna, innalzandone del 60 % la capacità produttiva;

- impianto di Skikda GL1K (Phase I), di proprietà e gestito da Sonatrach, entrato in funzione nel 1972 e basato anch’esso sulla metodologia Technip di liquefazione. Concepito con 3 linee di liquefazione, è stato dal Marzo del 1997 dotato di due nuove linee ad opera di Gaz de France e della sussidiaria Sofregaz. La capacità raggiungerà gli 8,2 miliardi di Nmc all’anno;

- impianto di Arzew GL1Z, entrato in funzione nel 1978, di proprietà e gestito da Sonatrach e basato sulla metodologia APCI di liquefazione. Concepito con 6 linee di liquefazione, sta subendo ad opera della statunitense Bechtel un programma di rinnovo che ne innalzerà la capacità a 12,1 miliardi di Nmc all’anno, dai precedenti 10,5 miliardi;

- impianto di Arzew GL2Z, entrato in funzione nel 1981, di proprietà e gestito da Sonatrach, e basato sulla metodologia APCI di liquefazione. Concepito con 6 linee di liquefazione, la sua capacità è stata innalzata, ad opera della Kellogg, a 12,1 miliardi di Nmc all’anno, dai precedenti 10,5 miliardi;

- impianto di Skikda GL1K (Phase II), entrato in funzione nel 1981, di proprietà e gestito da Sonatrach, e basato sulla metodologia Prico di liquefazione. Si sviluppa su 3 linee di liquefazione ed ha una capacità di circa 8 miliardi di Nmc all’anno.

I piani di rinnovamento o potenziamento sono stati resi necessari sia dalla crescente domanda, sia dalla necessità di utilizzare metodologie più moderne e cost-effective, al fine di reggere la concorrenza dei paesi asiatici che possono contare su costi operativi inferiori.

Nel 1998 l’Algeria è stata il secondo esportatore mondiale di GNL, con il 22% del totale commercializzato, con un ritmo di esportazione di poco superiore ai 150.000 barili/giorno.

I principali acquirenti del GNL algerino sono gli USA, la Francia, l’Italia, la Spagna, la Turchia ed il Belgio.

Le grandi aziende energetiche di tali paesi hanno firmato contratti pluriennali di approvvigionamento di GNL, tra i quali i principali sono:

- 4 contratti stipulati con Gaz de France (Francia), iniziati nel 1965 e rinnovati successivamente, hanno portato in Francia oltre 5 milioni di ton/anno di GNL;

- 1 contratto con la belga Distrigaz, iniziato nel 1982 e siglato con opzione di rinnovo sino al 2013, ha portato in Belgio oltre 3 milioni di ton/anno di GNL;

- 1 contratto con la spagnola Enagas, iniziato nel 1978 con opzioni di rinnovo sino al 2013 per 2,4 milioni di ton/anno ed elevato a 2,8 milioni di ton/anno;

- 1 contratto con la turca Botas, iniziato nel 1994 e della durata di 19 anni, per l’acquisto di 2,96 milioni di ton/anno di GNL;

- 2 contratti, con le statunitensi Distrigas e Panhandle, iniziati uno nel 1978 (e rinnovato nel 1988) e l’altro nel 1989, per l’acquisto di complessivi 1,48 milioni di ton/anno di GNL;

- 1 contratto con l’italiana Snam, iniziato nel 1997 e della durata di 16 anni, per l’acquisto di 1,33 milioni di ton/anno di GNL;

- 1 contratto con la greca Depa, iniziato nel 1998 e della durata di 15 anni, per l’acquisto di 0,52 milioni di ton/anno.

2.1.c Il petrolio

Sebbene la prima scoperta in Algeria, relativa al giacimento di Hassi Messaoud, risalga al lontano 1956, il potenziale algerino rimane ancora di difficile stima come l’elevato tasso di accrescimento delle risorse provate ed il moltiplicarsi delle esplorazioni lasciano intendere.

Ad oggi le risorse provate ammontano a circa 9,5 miliardi di barili. Per quanto concerne invece il ritmo di produzione, l’Algeria nel 2000 è stata attorno alla ventesima posizione nella lista dei maggiori produttori di greggio, con una produzione di 802.000 barili/giorno. Tale livello produttivo è stato raggiunto grazie allo sviluppo delle risorse reso possibile dall’apertura del settore all’ingresso di capitali privati esteri; la produzione si è così attestata sui limiti relativi alla quota OPEC, fissati per l’Algeria in 805.000 barili/giorno (valore, questo, che ha subito negli ultimi anni delle piccole riduzioni).

Le esportazioni di greggio, del tutto prevalenti rispetto al consumo interno, vedono come principali destinazioni gli Stati Uniti ed i paesi europei.

Dal punto di vista qualitativo, il greggio estratto dal sottosuolo algerino può essere considerato di buona qualità, risultando alcune proprietà leggermente variabili tra i diversi giacimenti.

Mentre i maggiori tra questi, siti nel centro del paese, sono classificati come 46° API (greggio di buona qualità), il Blend Oil estratto dai giacimenti sahariani è considerato tra i migliori del mondo, essendo classificato 45° API, con contenuto di zolfo pari allo 0,05 % e presenza di metalli trascurabile.

Il giacimento di massime dimensioni è quello di Hassi Messaoud, sito nella zona centrale del paese, che produce circa 400.000 barili/giorno di greggio. La sua capacità è stimata in 6,4 miliardi di barili, pari a circa il 70 % delle riserve provate algerine.

Gli altri principali giacimenti, tutti di proprietà e gestiti da Sonatrach, sono quelli di Rhourde el-Baguel (il secondo maggiore dopo quello di Hassi Messaoud), Tin Fouye Tabankort Ordo, Zarzaitine, Haoud Berkaoui/Ben Kahla, el-Gassi el-Agreb ed Ait Kheir. La maggior parte dei piccoli giacimenti è sita nella zona in prossimità del confine con la Libia.

Anche il giacimento di gas di Hassi R’Mel, inoltre, contribuisce alla produzione di greggio con circa 18.000 barili/giorno.

Il greggio è trasportato attraverso una serie di pipelines di non recente costruzione, le cui principali linee sono:

- quella che collega Haoud El Hamra con Bejaia (porto commerciale sito tra Algeri e Skikda), passando per Hassi Messaoud, della lunghezza di 660 Km e risalente al 1959;

- quella che collega In Amenas con La Skhirra (Tunisia), della lunghezza di 265 Km e risalente al 1960;

- quella che collega Haoud El Hamra con Arzew, passando per Hassi Messaoud, della lunghezza di 801 Km e risalente al 1965;

- quella che collega Beni Manssour ad Algeri (diramazione della Haoud El Hamra-Bejaja), della lunghezza di 131 Km e risalente al 1971;

- quella che collega Haoud El Hamra a Skikda, passando per Hassi Messaoud, della lunghezza di 637 Km e risalente al 1972;

- quella che collega Mesdar ad Haoud El Hamra, della lunghezza di 108 Km e risalente al 1972;

- quella che collega El Borma (giacimenti nella regione di Rhourde) a Mesdar, della lunghezza di 272 Km e risalente al 1977;

- quella che collega In Amenas con Haoud El Hamra, della lunghezza di 630 Km e risalente al 1983.

Sia le risorse provate, che il sistema infrastrutturale per il trasporto del greggio sono in fase di costante evoluzione, grazie prevalentemente alle numerose joint-ventures in accordo di production sharing tra Sonatrach e grandi compagnie energetiche occidentali (ad oggi circa 25 grandi imprese straniere, provenienti da 20 diversi paesi, sono impegnate in tali accordi), secondo un processo simile a quello già descritto per l’accrescimento del settore di produzione del gas.

I principali contratti stipulati per l’accrescimento delle risorse e delle capacità produttive sono:

- quello che lega Sonatrach con la statunitense Amerada Hess nella joint-venture Sonahess, che investirà 500 milioni di dollari negli anni 2001-2006 per accrescere la produttività dei 3 giacimenti di el-Gassi, el-Agreb e Zotti dai precedenti 30.000 barili/giorno ai 45.000 barili/giorno;

- quello che lega la statunitense Anadarko, l’anglo-scozzese Lasmo e la danese Maersk Oile per lo sviluppo del giacimento di Hassi Berkine South, ed in particolare del Block 404. La sua capacità sarà accresciuta a 285.000 barili/giorno dai precedenti 65.000 barili/giorno;

- quello che vede coinvolta l’australiana BHP, che investirà 833 milioni di dollari USA per lo sviluppo del bacino di Berkine, con una produzione che sarà avviata nel corso del 2003;

- quello che vede impegnata la canadese First Calgary Petroleums Ltd nell’esplorazione del Block 406a (Rhourde Yacoub) nel giacimento di Berkine;

- quello che lega la nordamericana Burlington Resources, la canadese Talisman Energy Inc. e la Sonatrach, nel programma di sviluppo del Block 405a del giacimento MLN;

- quello che vede impegnata la spagnola CEPSA insieme alla Sonatrach nel piano di sviluppo da 1,3 miliardi di dollari Usa per il giacimento da 1 miliardo di barili di Ourhoud. Il giacimento, per il quale si prevede una produzione di 230.000 barili/giorno, è diviso in tre blocchi gestiti dalla Anadarko, dalla Cepsa e dalla Burlington Resources. Il piano di sviluppo ha previsto anche la messa in funzione di una pipeline da 500.000 barili/giorno giù completata da un consorzio guidato dalla Anadarko;

- quello stipulato dalla statunitense Halliburton, della durata di 8 anni, che prevede la fornitura di EOR services e l’aumento della produzione ad Hassi Messaoud;

- quello, da 1,3 miliardi di dollari USA, stipulato con Sonatrach dall’Atlantic Richfield Company (Arco) per aumentare la produzione del giacimento di Rhourde El Baguel dai precedenti 27.000 barili/giorno a 125.000 barili al giorno dal 2003. Tale giacimento, infatti, è sempre stato sottoutilizzato, tanto che solo 450 milioni di barili dei circa 3 miliardi accertati nel giacimento sono stati estratti dal 1963 al 1996.

Parte del greggio prodotto dai diversi giacimenti è condotto, attraverso le pipelines descritte, verso le cinque raffinerie di cui l’Algeria dispone, che presentano una capacità complessiva di 503.000 barili/giorno di greggio:

- l’impianto di Hassi Messaoud, con una capacità di 29.000 barili/giorno, rifornisce di derivati petroliferi per usi interni il sud del paese;

- il piccolo impianto di In Amenas, con una capacità di 7.000 barili/giorno, rifornisce anch’esso la parte meridionale dell’Algeria;

- la raffineria di Skikda che processa oltre 335.000 barili/giorno di greggio proveniente dal giacimento di Hassi Messaoud;

- la raffineria di Algeri, della capacità di 60.00 barili/giorno circa;

- la raffineria costiera di Arzew, con una capacità di 59.000 barili/giorno che utilizza il Saharian Blend Oil per ottenere sia prodotti di raffinazione leggeri che residui pesanti destinati sia al consumo interno che all’esportazione.

È stimato che la domanda interna potrebbe rendere necessari ulteriori 150.000-200.000 barili/giorno di capacità di raffinazione, ma l’investimento di circa 1,5 miliardi di dollari che si renderebbe necessario per la costruzione di una raffineria di tali dimensioni ha finora frenato l’avvio di tale progetto.

Ancora un aspetto resta da esaminare per descrivere le infrastrutture connesse all’esportazione di petrolio e derivati petroliferi, e cioè il parco dei terminali di stoccaggio siti sul territorio nazionale.

I principali sono sette, e sono situati ad Algeri, Annaba, Arzew, Bejaia, Oran, Skikda e La Skhirra (sita in territorio tunisino, collegata ad El Borma tramite delle condutture).

Essi sono utilizzati per lo stoccaggio di greggio, prodotti raffinati e GNL, principalmente destinati alle esportazioni. Il 40% delle esportazioni totali di idrocarburi viene movimentato attraverso il porto di Arzew, dove il governo vuole ulteriormente accrescere il polo industriale con la creazione di una raffineria per condensati ed un impianto di dissalazione. Nel 1998, inoltre, sono stati avviati dei lavori per il potenziamento del porto di Arzew, al fine di adeguare la capacità portuale ai crescenti volumi di prodotti in transito.

2.1.d I condensati

I condensati, che costituivano nel 1997 il prodotto maggiormente esportato dall’Algeria, hanno relativamente ridotto la loro quota percentuale grazie alla crescita delle esportazioni di gas naturale, iniziata poco prima.

I condensati hanno quindi leggermente aumentato la loro incidenza nelle esportazioni globali dal 2000 in poi.

Le esportazioni nel 2001 hanno così superato i 2 Mtep.

I condensati sono trasportati dai principali giacimenti di gas dove sono estratti, verso i principali nodi della rete di trasporto, in particolare attraverso 3 principali pipelines:

- quella che collega Hassi R’Mel ad Haoud El Hamra, della lunghezza di 306 Km ed entrata in funzione nel 1960;

- quella che collega Ohanet ad Haoud El Hamra, della lunghezza di 518 Km ed entrata in funzione nel 1961;

- quella che collega Hassi R’Mel ad Arzew, della lunghezza di 506 Km ed entrata in funzione nel 1978.

2.1.e Considerazioni generali sulla produzione ed esportazione degli idrocarburi

Come si è evidenziato, i contributi dei singoli idrocarburi alle esportazioni totale del paese variano in relazione alla congiuntura internazionale, legata sia al problema dell’inquinamento che alle quote di produzione fissate dall’OPEC (spesso in relazione all’equilibrio politico internazionale, e con immediata ripercussione sul prezzo di vendita di tutti i combustibili).

L’attività di ricerca finalizzata all’esportazione risulta oggi ancora prevalente, per la necessità di sviluppare le risorse in maniera da seguire il trend del mercato, che risulta in forte espansione (specie per il gas naturale).

L’elevato grado di sviluppo tecnologico richiesto dall’attività di accrescimento delle risorse utilizzabili ha favorito la collaborazione, in joint-ventures commerciali, con le più grandi multinazionali dell’energia.

Ciò contribuisce a fondare i forti legami che si sono creati tra l’Algeria ed i paesi occidentali più sviluppati.

Tali legami, come detto, sono sviluppati non solo a livello istituzionale ma soprattutto al livello di grandi società per il trasporto e la trasformazione di idrocarburi. Vengono così coinvolti gli interessi forti dei vari paesi, e nascono relazioni di importanza ancora superiore a quella strettamente commerciale, nell’ottica di creare una rete di interessi e conoscenze comuni che tenda a trasferire non solo capitali, ma anche tecnologie, sviluppo e cultura.

2.2 Gli usi interni dell’energia: trasformazione e consumo

Il trend della produzione di energia primaria è rappresentato in fig. 2:

Fig. 2: Evoluzione della produzione di energia primaria.

(fonte: Ministre de l’Energie et des Mines)

È semplice riconoscere come essa segua l’andamento, già rappresentato in fig. 1, delle esportazioni, che ne costituiscono circa l’80%.

Le fonti di energia primaria complessivamente estratte sono parzialmente sottoposte a processi di trasformazione, per pervenire ad una distribuzione della produzione derivata il cui trend è rappresentato in fig. 3:

Fig. 3: Evoluzione della distribuzione della produzione derivata di idrocarburi.

(fonte: Ministre de l’Energie et des Mines)

Sul fronte dei consumi interni, quello totale di energia primaria registrato in Algeria nel 2001 è stato di poco superiore ai 50 milioni di Tep, il quarto maggiore dei paesi africani dopo la Libia, il Sudafrica e le Seychelles.

Esso risulta pari a poco più di un quarto di quello italiano, ma non presenta, nella sua serie storica, il chiaro trend crescente che caratterizza tutti i paesi più sviluppati; dal 1994 al 1999 il consumo complessivo si è addirittura leggermente ridotto, indicando un miglioramento nell’efficienza dei processi di trasporto, conversione ed utilizzo delle fonti primarie e degli utilizzi energetici pressoché costanti. Solo dal 2000 il consumo energetico ha acquisito un’ordinaria tendenza al rialzo. Nel complesso, oggi l’Algeria rappresenta lo 0,3% dei consumi mondiali di energia.

Alcuni parametri risultano maggiormente indicativi del consumo totale per effettuarne deduzioni sull’efficienza dell’uso dell’energia e sugli standard di vita relativi a tali livelli di consumo. In particolare:

- il consumo di energia primaria pro-capite, utilizzabile per verificare approssimativamente il grado di sviluppo di un paese, risulta per l’Algeria appena superiore ad 1 Tep/anno, valore nettamente inferiore a quello medio per i paesi OCSE (pari a oltre 4,8 Tep/anno nel 2000) ed inferiore alla media mondiale, pari ad 1,6 Tep/anno;

- l’indice di intensità energetica, che esprime il consumo di energia per unità di output prodotta (può essere parametrizzato a diversi tipi di output, per una nazione è frequentemente scelto il PIL). Tale indice fornisce delle indicazioni sull’efficienza di conversione ed utilizzo dell’energia, pur essendo sensibile al settore prevalente dell’economia di un paese, riducendosi per società molto avanzate in cui all’industria pesante molto energivora si sostituiscono i servizi: Per l’Algeria l’intensità energetica nel 2001 è stata pari a 0,562 tep/1000$, più che doppia rispetto alla media OCSE che è stata pari a 0,265 tep/1000$, testimoniando sia un’economia alquanto arretrata, sia un uso poco efficiente dell’energia;

La distribuzione dei consumi algerini tra le diverse fonti primarie è riportata in fig. 4. Come si può vedere, i combustibili fossili di produzione interna prevalgono nettamente, risultando trascurabile l’apporto dei combustibili solidi e delle fonti rinnovabili.

Figura 4: Distribuzione dei consumi di energia per fonte primaria.

Per quanto riguarda le fonti rinnovabili, il potenziale algerino è poco sfruttato, anche a causa della grande quantità di idrocarburi prodotta dalla nazione, che non ha favorito la nascita di una cultura del risparmio energetico e del ricorso al rinnovabile come è avvenuto, invece, per la maggior parte dei paesi occidentali.

Mediamente, si stima che oggi nei paesi maghrebini esista un potenziale di produzione da fonti rinnovabili pari a circa a 120 TWh di energia, di cui solo 10 sono oggi sfruttati.

L’Algeria, in tale senso, non si distingue dal resto della regione. Una classificazione maggiormente dettagliata dei consumi interni algerini, che tiene conto sia delle fonti primarie utilizzate direttamente sia di quelle trasformate in fonti secondarie è rappresentata in fig. 5:

Fig. 5: Evoluzione dei consumi interni algerini di fonti di energia primarie e secondarie.

(fonte: Ministre de l’Energie et des Mines)

L’efficienza complessiva dell’uso dell’energia nel sistema algerino può essere dedotta dall’esame della figura 6, in cui i consumi energetici sono suddivisi tra consumi intermedi o ausiliari (industrie energetiche), perdite ed energia utile (per la produzione di beni o servizi in industrie non energetiche e per i consumi finali):

Fig. 6: Evoluzione degli usi dell’energia.

(fonte: Ministre de l’Energie et des Mines)

Si può osservare come l’industria energetica di trasformazione degli idrocarburi consumi quasi la metà dell’energia rispetto agli utilizzatori finali; tale dato, inimmaginabile per qualsiasi paese europeo, mostra come la realtà energetica algerina necessiti di parametri di valutazione del tutto atipici (anche tali consumi, contribuendo a realizzare circa il 40% del PIL, vanno considerati come energia utile).

Un ulteriore classificazione va fatta per i consumi di energia nei diversi settori; in fig. 7 è mostrato il trend ventennale di tale distribuzione:

Fig. 7: Evoluzione della distribuzione dei consumi energetici tra i vari settori.

(fonte: Ministre de l’Energie et des Mines)

Come si può osservare, i servizi, pur essendo il settore in cui viene consumata la maggior quantità di energia, ricoprono una quota inferiore rispetto a quella che caratterizza i paesi più sviluppati, mentre gli elevati consumi per i trasporti sono paragonabili a quelli ricavati dai dati sui paesi OCSE.

2.2.1 Produzione, trasporto ed usi finali dell’energia elettrica

La produzione di energia elettrica nel 2000 è stata pari a quasi 25 TWh, circa 1/12 di quella italiana, il che conferma un grado di sviluppo del paese relativamente modesto, essendo l’aumento della penetrazione elettrica uno dei principali fattori che accompagnano la crescita di un paese dal punto di vista economico e degli standard di vita. Per il 2005 si stima che la domanda di energia elettrica possa raggiungere i 30 TWh.

La tabella 3 rappresenta alcune principali articolazioni del dato complessivo sulla produzione mostrato, classificando sia per produttore che per destinazione dell’energia elettrica:

	Valore al 2000 [GWh]	Tasso di variazione media annuale 1999/2000
Produzione totale (al lordo dei consumi ausiliari in centrale)	24.750	+ 3,5 %
Produzione netta da parte di Sonelgaz	24.716	+ 3,5 %
Bilancio d’interscambio totale	-126,1	+ 225 %
- con la Tunisia	-0,4	- 84,1 %
- con il Marocco	-125,7	+ 244 %
Energia disponibile per i consumi nazionali	24563,0	+ 3,2 %
Consumi ad alta tensione	4.770,8	+ 0,9 %
Perdite di trasmissione	1.385,5	+ 2,7 %
Energia disponibile per la distribuzione	18.406,7	+ 3,8 %
Media tensione	6.539,9	+ 8,1 %
Bassa tensione	9.427,1	+ 8,4 %
Perdite di distribuzione	2.459,4	- 18,3 %
Autoproduzione	291,8	- 17,7 %
Autoconsumo da parte degli autoproduttori	272,2	- 19,1 %

Tabella 3: Quadro riassuntivo dell’energia elettrica annualmente prodotta e distribuita.

Tale produzione è ottenuta in buona parte attraverso impianti termici; il contributo dei diversi tipi di impianti per la produzione di energia al fabbisogno nazionale è rappresentato in figura 8:

Figura 8: Diverse fonti di produzione di energia elettrica.

La capacità produttiva algerina ammonta a 6 Gigawatts (di cui il 95 % è da impianti termoelettrici ed il 5 % da idroelettrici), a fronte dei circa 70 Gigawatts installati in Italia. Si riscontra quindi un coefficiente di utilizzazione della potenza installata sufficientemente elevato, molto simile a quello medio italiano.

I dati in tabella 3 mostrano come la pratica dell’autoproduzione elettrica sia scarsamente diffusa, a testimonianza di un sistema molto centralizzato che è stato lungamente garantito da una legislazione statalista e centralista.

Il processo legislativo in corso in parlamento porrà fine al monopolio produttivo di Sonelgaz, società gestita dallo stato, ed aprirà le porte agli Indipendent Power Projects (IPPs).

Per seguire la domanda crescente del mercato, sono pianificati IPPs per 12 miliardi di dollari USA.

I principali progetti di nuove centrali termiche sono i seguenti:

- una centrale da 1.200 MW_e ad Hadjiret Ennouus, in prossimità di Tipasa, che entrerà in attività nel 2004;

- una centrale con due turbine a vapore da 600 MW ciascuna a Terga, in prossimità di Oran Tipasa, che entrerà in funzione nel 2006;

- una centrale con stessa struttura e potenza della precedente, a Koudiat Draouch, in prossimità di Annaba, che entrerà in funzione nel 2004;

- un’unità turbogas da 100 MW sarà realizzata in prossimità di Hassi Messaoud, anche questa con capitali privati.

Un altro progetto, per il quale è già stato firmato un contratto da 107 milioni di dollari USA con l’italiana Nuovo Pignone, azienda sussidiaria della General Electric, riguarda la costruzione di una centrale a gas ad Hassi Berkine.

Il contratto prevede anche l’installazione, da parte di Nuovo Pignone, di un sistema di trattamento dei gas, di sistemi per lo stoccaggio del gas liquefatto e la predisposizione di vari servizi accessori.

Un’altra azienda italiana, l’Ansaldo Energia, ha avviato i lavori per la centrale di Algiers Hamma e fornirà l’impianto chiavi in mano a Sonelgaz. Il costo del progetto, pari a 226 milioni di dollari USA, sarà sostenuto da diverse agenzie per lo sviluppo nei paesi del Golfo.

Nel 2001 si è inoltre completato un piano quinquennale da 15,5 miliardi di dollari USA, realizzato da Sonelgaz per diffondere la produzione e la distribuzione elettrica.

3. Il quadro legislativo in materia energetica ed ambientale e le politiche programmate

Il quadro legislativo ha subito negli ultimi anni profondi innovazioni, per la necessità di aprire agli investimenti privati (prevalentemente esteri) un settore energetico che risentiva ancora dell’assetto socialista e statalista che il paese si era dato dopo la conquista dell’indipendenza, e che vedeva la presenza di grossi monopoli dell’energia (essenzialmente Sonatrach per l’esplorazione, produzione, trasporto e distribuzione di idrocarburi e Sonelgaz per quella di energia elettrica) di proprietà o gestione dello stato.

Si riportano alcune delle leggi quadro in materia di idrocarburi, produzione e distribuzione dell’energia elettrica e del gas, risparmio energetico ed efficienza. Per ognuna di queste, alcuni articoli più significativi sono riportati, che rendono conto del progresso legislativo algerino in termini di apertura al principio concorrenziale del mercato e in termini di sviluppo energeticamente sostenibile:

Testo preliminare della legge quadro in materia di idrocarburi (ultima modifica, 3 settembre 2002)

Art.1: La presente legge ha l’obiettivo di definire:

Il regime giuridico delle attività di ricerca, scavo, trasporto per mezzo di canalizzazioni, raffinazione, trasformazione degli idrocarburi, commercializzazione, stoccaggio, distribuzione dei prodotti petroliferi ed anche delle opere e delle installazioni che consentono l’esercizio di tali attività;
Il quadro istituzionale che permette di gestire le suddette attività.

Per rendere operativo tale quadro istituzionale, va applicato il principio di mobilità e di adattabilità che caratterizza l’azione dello Stato, in modo di restituire al mercato quelle prerogative sinora esercitate da parte di Sonatrach S.p.a.. Così scaricata di una missione che contraddice ed ostacola la sua vocazione economica naturale, Sonatrach S.p.a. beneficia in virtù della presente legge, di un rafforzamento e di una perennizazione del suo ruolo fondamentale nella creazione di ricchezza a beneficio della collettività nazionale.

I diritti ed i doveri degli esercenti una o più delle suddette attività.

Art. 9 : Vengono istituite due agenzie nazionali autonome dotate di personalità morale e denominate Agenzie per gli idrocarburi:

Un’agenzia nazionale di controllo e regolamentazione delle attività relative alla domanda di idrocarburi, e denominata “Autorità di regolamentazione degli idrocarburi”;
Un’agenzia nazionale per la valorizzazione delle risorse di idrocarburi, denominata “ALNAFT”.

Art. 17: L’Autorizzazione di Ricerca (Autorisation rilasciata dall’ALNAFT, Agenzia nazionale di valorizzazione delle risorse di idrocarburi e che conferisce a chi ne diventa titolare il diritto non esclusivo di eseguire lavori di ricerca all’interno di un perimetro) può essere accordata a qualsiasi persona giuridica che faccia richiesta di eseguire lavori.

Art. 21: Il Contratto di Ricerca conferisce al contraente il diritto esclusivo di esercitare nel perimetro definito dal contratto stesso.

Art. 56: L’Agenzia nazionale per la valorizzazione delle risorse di idrocarburi (ALNAFT) è incaricata di:

Quantificare periodicamente le riserve di gas, le richieste di gas per il soddisfacimento della domanda nazionale e le quantità di gas disponibili per l'esportazione;
Determinare periodicamente un prezzo di riferimento del gas;
Garantire che l’approvvigionamento del mercato nazionale sia assicurato;
Rilasciare le autorizzazioni eccezionali per la bruciatura in torcia del gas (proibita dall’art. 49) ed assicurare il pagamento della tassa specifica come indicato all’art. 49;

Fornire e pubblicare degli studi di mercato per il gas alle diverse società stipulanti i contratti;
Organizzare periodicamente un forum di consultazione e di scambio d’informazioni relative al mercato del gas ai quali saranno invitati a partecipare i produttori di gas in Algeria e quelli stranieri, le diverse società stipulanti contratti e che hanno scoperto riserve di gas non ancora sviluppate, nonché dei rappresentanti dell’Autorità di regolamentazione degli idrocarburi e della Commissione di Regolamentazione dell’Elettricità e del Gas (C.R.E.G.).

Art. 58: l’Agenzia nazionale per la valorizzazione delle risorse di idrocarburi (ALNAFT) determinerà periodicamente il prezzo di riferimento e lo farà approvare dal ministro per gli idrocarburi. Il prezzo di riferimento non potrà essere infeiore a una percentuale del prezzo medio FOB del Sahara Blend Oil del trimestre precedente secondo quanto pubblicato su una rivista specializzata non contestabile.

Art. 73: Le attività di raffinazione e di trasformazione degli idrocarburi possono essere esercitate da qualsiasi ente o società. Le procedure d’ottenimento delle autorizzazioni richieste per la costruzione di opere e per il loro completamento saranno definite tramite regolamenti.

Legge n. 02-01 del 5 febbraio 2002

Art. 1: L’oggetto della presente legge è di definire le regole applicabili alle attività connesse alla produzione, la trasmissione, la distribuzione ed il mercato ed al trasporto, la distribuzione ed il mercato del gas trasferito attraverso pipelines.

Art. 6: Le attività di produzione elettrica sono aperte alla concorrenza in accordo con la legislazione in vigore e quanto previsto dalla presente legge.

Art. 7: I nuovi impianti per produzione di energia elettrica potranno essere realizzati e gestiti da qualsiasi persona fisica o giuridica o holding pubblica che può ottemperare all’attività.

Art. 8: La Commissione per la Regolamentazione definisce periodicamente un programma per la produzione elettrica dopo una consultazione con gli operatori del sistema elettrico, con quelli di mercato e con i distributori. Questo programma è stilato per la durata di 10 anni.

Art. 9: Questo programma deve includere:

Una stima della crescita della domanda di elettricità nel medio e lungo termine ed una identificazione dei bisogni in termini dei mezzi per la produzione che risulteranno necessari;
Un orientamento sulla scelta delle fonti di energia primaria realizzato favorendo i combustibili di produzione nazionale, la promozione dell’uso delle fonti rinnovabili e l’integrazione dei vincoli ambientali secondo quanto previsto dalla legge;
Indicazioni sulle tecniche di produzione di potenza elettrica da favorire, promuovendo quelle con basse emissioni di gas ad effetto serra;
Il riconoscimento delle necessità di contributi pubblici per la produzione di energia elettrica e la valutazione dell'efficienza e dei costi di questi contributi.

Art. 11: Gli impianti progettati per l’autoconsumo, di potenza installata inferiore a 25 MW secondo le condizioni ISO nonché i ripotenziamenti di impianti esistenti quando la potenza è accresciuta di meno del 10% sono esonerati dall’autorizzazione di attivazione.

Art. 21: Soggetto a quanto previsto dalla legge e dai regolamenti in termini ambientali, ogni persona fisica o giuridica ed i governi locali possono gestire nuovi impianti ottenuti come potenziamenti di impianti house-hold qualsiasi forma di cogenerazione o impianti di recycling derivati da impianti progettati per fornire una rete di riscaldamento quando tali impianti generano un risparmio energetico o una riduzione delle emissioni inquinanti. Comunque, essi sono soggetti ad un’autorizzazione all’avvio dell’attività che deve essere rilasciata dalla Commissione per la Regolamentazione.

Art. 22: Se la Commissione per la Regolamentazione osserva un numero insufficiente di richieste di permesso, essa può far procedere alla costruzione di nuove centrali elettriche dopo la notificazione agli operatori del sistema, a quelli di mercato ed ai distributori interessati. La Commissione per la Regolamentazione prenderà i necessari provvedimenti per rispondere alle esigenze del mercato nazionale.

Art. 29: La rete di trasmissione dell’energia elettrica è un monopolio naturale. La sua gestione deve essere assicurata da un’unica società.

Art. 45: La rete di trasporto del gas è un monopolio naturale. La sua gestione deve essere assicurata da un’unica società.

Art. 46: La Commissione stila un programma di fornitura indicativo del mercato nazionale del gas in collaborazione con le istituzioni coinvolte e dopo una consultazione con gli operatori. Il programma operativo sarà sottomesso al Ministero dell’Energia per l’approvazione. Il programma indicativo ha validità decennale.

Art. 51: Un piano di sviluppo della rete di trasporto del gas sarà stilato dal gestore della rete stessa, in collaborazione con gli operatori. Questo piano sarà approvato dalla Commissione per la Regolamentazione; esso coprirà un periodo di 10 anni e sarà aggiornato annualmente. Il piano comprenderà:

Una stima dettagliata della capacità di trasporto necessaria;
Il programma che il gestore della rete di trasporto intende perseguire.

Art. 61: L’organizzazione del settore è basata sul principio di accesso dei terzi al trasporto di energia elettrica e di gas ed alla rete di distribuzione per consentire la fornitura diretta ai clienti idonei da parte dei fornitori di gas o dei produttori di energia elettrica. I mercati del gas e dell’energia elettrica saranno aperti almeno del 30% non più tardi di 3 anni dalla promulgazione della presente legge.

Art. 63: I clienti idonei possono liberamente negoziare i prezzi e le quantità con i produttori, i distributori e gli operatori di mercato.

Art. 85: Le operazioni di importazione ed esportazione possono essere condotte da qualunque persona fisica o giuridica secondo una procedura definita per legge. La Commissione per la regolamentazione può dare parere sfavorevole se la domanda nazionale non è soddisfatta. I prezzi ed i contratti saranno liberamente negoziati dagli operatori interessati.

Art. 89: Il prezzo dell’energia elettrica è basato sulle seguenti componenti:

Quella risultante dall’equilibrio domanda-offerta e dalle contrattazioni degli operatori di mercato;
Il costo della garanzia della prestazione fornita dal sistema;
Il costo dei servizi ausiliari necessari ad assicurare la qualità del servizio.

Art. 93: La conclusione del contratto avverrà liberamente tra gli operatori di mercato ed i clienti idonei.

Art. 97: I prezzi dell’energia elettrica esentati da tasse e da applicare ai clienti non idonei saranno fissati dalla Commissione per la Regolamentazione sulla base di una metodologia e di parametri fissati per legge e saranno gli stessi su tutto il territorio nazionale.

Art. 98: I prezzi cui ci si è riferiti nell’art. 97 includono i seguenti parametri:

I costi di produzione dell’energia elettrica fissati secondo il prezzo medio del kilowattora sul mercato dell’energia elettrica durante un periodo di riferimento fissato dalla legge;
I costi relativi alla distribuzione ed alla trasmissione dell’energia elettrica;
I costi di marketing del sistema elettrico.

I prezzi possono tenere conto di incentivi finalizzati al risparmio energetico.

Art. 99 e 100: analoghi agli artt. 97 e 98, ma per il gas.

Art. 111: Sarà istituita una Commissione per la Regolamentazione dell’Elettricità e del Gas (CREG).

Art. 114: La Commissione è investita di:

La missione di realizzare e controllare il servizio pubblico di fornitura dell’elettricità e del gas;
La missione di consigliare le autorità pubbliche in materie relative all’organizzazione del mercato dell’elettricità ed al funzionamento del mercato dell’elettricità e del gas;
La missione generale di supervisione e controllo sulle leggi ed i regolamenti legati ai suddetti mercati.

Art. 115: Riferendosi alle mission descritte nell’art. 114, la Commissione:

Contribuisce all’elaborazione dei regolamenti d’implementazione forniti dalla presente legge;
Esprime motivati pareri e sottopone proposte all’interno del contesto generato dalla legislazione vigente;
Co-opera con le istituzioni coinvolte per il rispetto della concorrenza;
Propone standard generali e specifici sulla qualità della fornitura e dei servizi al cliente, come pure progetta le misure di controllo;
Approva in prima istanza le regole e le procedure cui devono attenersi gli operatori del sistema, gli operatori del mercato ed i gestori della rete di trasporto del gas;
Assicura condizioni di neutralità del gestore della rete di trasporto del gas, degli operatori di sistema e di quelli di mercato nelle relazioni con gli altri attori coinvolti;
Assicura l’assenza di posizioni dominanti di altri attori attraverso la pressione sugli operatori di sistema e di mercato;
Controlla e fissa gli obblighi di servizio pubblico;
Controlla l’implementazione delle tecniche di regolamentazione, di igiene, di sicurezza e di protezione delle condizioni ambiente;
Prende iniziative, per la frazione che afferisce alla sua missione, in materia di supervisione ed organizzazione del mercato elettrico e di quello nazionale del gas;
Regola, in prima istanza, le operazioni di concentrazione di imprese o di agglomerazione delle concorrenti nella produzione di energia elettrica da parte di un’impresa, sempre nel contesto della legislazione vigente.
Fissa ed aggiorna le richieste in termini di capacità installata per la produzione di elettricità ed il programma indicativo per la fornitura del gas sul mercato nazionale;
Approva piani per lo sviluppo e la diffusione dell’energia elettrica e delle reti di trasporto del gas, avanzati dai gestori di tali reti e dai produttori. Controlla inoltre l’avanzamento di tali piani in fase di implementazione.
Studia applicazioni e rilascia permessi per la realizzazione e la messa in opera di nuovi impianti di produzione e nuove infrastrutture di trasporto, comprese le linee dirette dell’elettricità e le pipelines dirette per trasporto di gas. Essa controlla inoltre la congruenza con quanto previsto nelle autorizzazioni.
Può organizzare consultazioni preliminari relative ai suoi compiti ed alle sue decisioni.
Determina sanzioni amministrative contro il non-rispetto di regole e standard come le indennità da pagare ai consumatori.
Interviene nell’implementazione delle regolamentazioni e nella remunerazione degli operatori del settore.
Interviene nell’implementazione delle regolamentazioni dei prezzi da applicare agli acquirenti nel sistema di prezzi pianificato.
Propone alle istituzioni competenti, annualmente o quando necessario e dopo consultazioni con gli operatori, il mantenimento o la modificazione dei livelli di prezzo.
Effettua le valutazioni dei costi e delle perdite relative al servizio pubblico ed ai suoi costi di transizione.
Assicura la gestione dei fondi per l’equalizzazione dei prezzi e dei costi relativi alla transizione verso un mercato concorrenziale, sia per il mercato dell’energia elettrica che per quello del gas
Detiene tutti i contratti di acquisto e vendita di energia elettrica e gas.
Conduce ricerche e studi relativi ai mercati dell’energia elettrica e del gas.
Conduce analisi relative ai contratti conclusi nel settore dell’elettricità e del gas per il mercato nazionale, pubblica sommari che includono indicazioni sulle quantità ed i prezzi medi sul mercato preservando la riservatezza di tali dati.
Organizza convegni pubblici.
Sviluppa azioni di sensibilizzazione ed informazione verso gli attori interessati al suo campo d’azione.
Pubblica informazioni utili per la difesa dei diritti dei consumatori.
Sottopone al Ministro dell’Energia un rapporto annuale sullo svolgimento delle sue funzioni e sull’evoluzione del mercato.

Art. 165: Gli apparati pubblici incaricati di monitorare le attività industriali e commerciali di Sonelgaz, che è stata trasformata in una holding di compagnie tramite diverse joint-venture, condurranno le sue attività attraverso le sue compagnie sussidiarie per la produzione, trasmissione e fornitura di energia elettrica e fornitura di gas in accordo con le condizioni già espresse nella presente legge ed a tutti i regolamenti in vigore.

Lo stato manterrà il possesso della quota di maggioranza di Sonelgaz-Spa.

SONELGAZ SPA può condurre, sia in Algeria che all’estero, le attività che direttamente od indirettamente sono connesse ai suoi obiettivi e che includono la ricerca, la produzione e la fornitura di idrocarburi.

Decreto esecutivo n. 97-435 del 17 novembre 1997 in materia di regolamentazione dello stoccaggio e della distribuzione di prodotti petroliferi.

Art. 1: Il presente decreto ha l’obiettivo di regolamentare le attività di stoccaggio, e distribuzione dei prodotti petroliferi, nonché di condizionamento del gas di petrolio liquefatto e di trasformazione dei bitumi.

Art. 2: L’approvvigionamento del mercato nazionale di prodotti petroliferi costituisce una missione di servizio pubblico.

Art. 7: Sono sottomesse all’autorizzazione preliminare del ministro per gli idrocarburi la creazione, l’estensione, il trasferimento e la cessazione di:

· Depositi di stoccaggio di prodotti petroliferi;

· Canalizzazioni per il trasporto di prodotti raffinati e di gas di petrolio liquefatto;

· Centri di ottenimento di gas di petrolio liquefatto, a meno che tutte le modifiche non conducano ad un aumento della capacità di tali installazioni;

· Unità di trasformazione dei bitumi;

· Punti vendita di carburanti.

Un grande progetto, inoltre, sintetizza la presa di coscienza e l’accresciuto impegno dell’Algeria sul tema dell’efficienza energetica e della riduzione dell’impatto ambientale del settore energetico.

Tale progetto nasce con la promulgazione della legge quadro denominata “Maitrise de l’Energie”, che è di seguito riportata e che ricorda, in alcuni suoi aspetti fondamentali, il primo Piano Energetico Nazionale realizzato in Italia (con le dovute differenze, relative soprattutto alla notevole differenza di disponibilità interna di fonti primarie).

Maitrise de l’Energie

Legge n. 99-09 del 28 luglio 1999 relativa alla maitrise de l’Energie

Art. 1: La presente legge ha per obiettivo di definire le condizioni ed i mezzi d’implementazione della politica nazionale di maitrise de l’Energie.

Art. 2: La maitrise de l’energie comprende l’insieme di misure e di azioni messe in opera in vista di un uso razionale dell'energia, dello sviluppo delle risorse rinnovabili e della riduzione dell’impatto ambientale del sistema energetico.

Art. 3: L’uso razionale dell’energia interessa l’azione di ottimizzazione del consumo di energia, ai diversi livelli di produzione, trasformazione e consumo finale nei settori dell’industria, dei trasporti, terziario e residenziale.

Art. 4: Lo sviluppo delle fonti rinnovabili, vista l’introduzione e la promozione di filiere di trasformazione delle energie rinnovabili utilizzabili, costituite prevalentemente dall’energia solare, dalla geotermica, dalle biomasse, dall’idroelettricità e dall’energia eolica.

Art. 6: La maitrise de l’energie mira ad orientare la domanda di energia verso una maggiore efficacia del sistema di consumo, attraverso un modello di consumo energetico nazionale, nel quadro della politica energetica nazionale.

· L’uso prioritario e massimale del gas naturale, in particolare per gli usi termici finali;

· La diffusione dell’uso del gas di petrolio liquefatto (G.P.L.), in complementarietà con il gas naturale;

· L’utilizzo dell’elettricità per gli usi obbligati;

· La promozione delle fonti rinnovabili di energia;

· La riduzione progressiva della frazione di prodotti petroliferi nel bilancio dei consumi nazionali di energia;

· Il risparmio energetico, la sostituzione tra le fonti energetiche utilizzate per le varie applicazioni, la riduzione delle perdite a livello della produzione di energia, della sua trasformazione ed utilizzazione.

Art. 7: La maitrise de l’energie è un programma di pubblica utilità che permette di assicurare ed incoraggiare il progresso tecnologico, l’aumento dell’efficacia economica e di contribuire ad uno sviluppo durevole, in particolare attraverso:

· La preservazione e l’accrescimento delle risorse energetiche nazionali non rinnovabili;

· La promozione della ricerca e dello sviluppo, dell’innovazione tecnica e la diffusione di tecnologie efficaci;

· Il miglioramento dello stile di vita, la protezione dell’ambiente ed un contributo alla ricerca dei migliori equilibri in materia di gestione del territorio;

· La riduzione dei bisogni d’investimento nel settore dell’energia;

· Il soddisfacimento della domanda energetica nazionale;

· Il miglioramento della produttività nazionale e la competitività delle imprese a livello nazionale ed internazionale.

Metodologie per l’implementazione della maitrise de l’energie

Art. 8: L’implementazione della maitrise de l’energie consiste principalmente nei vincoli e nei mezzi necessari che sono di seguito elencati:

· L’introduzione di norme ed esigenze di efficienza energetica;

· Il controllo dell’efficienza energetica;

· L’audit energetico obbligatorio e periodico;

· La ricerca e lo sviluppo;

· I finanziamenti per la maitrise de l’energie;

· Le misure d’incoraggiamento e d’incentivazione;

· Il coordinamento delle azioni per il risparmio energetico;

· Il miglioramento della conoscenza del sistema energetico;

· La sensibilizzazione degli utenti.

Sezione 1

L’isolamento termico negli edifici nuovi

Le norme d’isolamento termico

A titolo transitori, il carattere obbligatorio dell’isolamento termico non si applica agli edifici privati per uso personale (residenziale).

Sezione 2

Le apparecchiature funzionanti ad elettricità, a gas ed a prodotti petroliferi

I rendimenti elettrici degli apparecchi devono essere etichettati sugli apparecchi stessi.

Controllo dell’efficienza energetica

Art. 16: Viene istituito un controllo dell’efficienza energetica che consente di constatare e certificare la conformità alle norme relative al rendimento energetico delle apparecchiature e degli impianti.

Art. 17: Il controllo dell’efficienza energetica è assicurato da organismi e/o laboratori competenti, incaricati della certificazione e dell’omologazione e riconosciuti dal ministero competente.

L’audit energetico

Art. 20: È istituito un sistema d’audit energetico obbligatorio e periodico per stabilire le metodologie ed il controllo del consumo di energia da parte dei grandi stabilimenti consumatori di energia nel settore industriale, del trasporto e terziario, al fine di assicurare l’ottimizzazione energetica del loro funzionamento.

La sensibilizzazione degli utenti

Art. 24: Devono essere realizzate delle azioni di formazione, di perfezionamento tecnico e dimostrative, verso le amministrazioni, le collettività territoriali e i gestori di stabilimenti pubblici e privati, al fine di promuovere l’efficienza energetica ed il risparmio di energia.

Art. 25: Saranno promosse delle azioni di sensibilizzazione, di educazione e d’informazione, verso il grande pubblico ed al livello scolare, al fine di rendere comune e promuovere la cultura del risparmio energetico.

Art. 26: Il programma nazionale per la maitrise de l’energie raggruppa l’insieme di progetti, misure ed azioni sulle seguenti materie:

· Il risparmio energetico;

· Le opportunità di sostituzioni di fonti energetiche;

· La promozione delle energie rinnovabili;

· L’elaborazione di norme per l’efficienza energetica;

· La riduzione dell’impatto del settore energetico sull’ambiente;

· La sensibilizzazione, l’educazione, l’informazione e la formazione in materia di efficienza energetica;

· La ricerca e lo sviluppo dell’efficienza energetica.

Il programma nazionale per la maitrise de l’energie riveste un carattere pluriennale.

Le misure d’incoraggiamento ed incentivazione

Art. 33: I benefici finanziari, fiscali ed in materia di diritti alla dogana possono essere accordati alle azioni ed ai progetti che concorrono al miglioramento dell’efficienza energetica ed alla promozione delle energie rinnovabili.

Inoltre, tali azioni e progetti beneficiano dei vantaggi previsti dal quadro legislativo e dalla regolamentazione in materia di promozione degli investimenti e dei benefici per le attività dichiarate come prioritarie.

La conoscenza del sistema energetico nazionale

Art. 35: L’organizzazione, lo sviluppo, la gestione e la conservazione dei dati statistici sull’energia sono assicurati da un organismo nazionale competente.

I dati statistici sull’energia sono gestiti in maniera centralizzata da tale organismo, al fine di assicurarne il trattamento e la diffusione tramite un’informazione statistica affidabile, per sviluppare una conoscenza del sistema energetico nazionale e per permettere:

· La maitrise del consumo energetico nazionale, tramite l’aiuto di inchieste sul consumo energetico;

· L’elaborazione del bilancio energetico nazionale;

· L’elaborazione di studi previsionali sulla domanda di energia e la valutazione del potenziale di efficienza energetica;

· La realizzazione, nelle migliori condizioni possibili, di azioni per l’efficienza energetica definite nel quadro del programma nazionale per la maitrise de l’energie;

· La valutazione periodica dell’aumento dell’efficienza energetica;

· La valutazione periodica della performance economica del sistema energetico.

Esaminate le principali norme in materia energetica, di cui l’ultima (la maitrise de l’energie), presenta notevoli implicazioni in chiave ambientale, si riportano i riferimenti alle principali norme di carattere più specificatamente ambientali, pur se legate all’attività energetica nazionale:

- Decreto presidenziale n. 98-123 del 18 aprile 1998, per la ratificazione del protocollo del 1992 che modifica la Convenzione Internazionale del 1969 sulla responsabilità civile per i danni dovuti all’inquinamento da idrocarburi.

- Decreto esecutivo n. 93-165 del 10 luglio 1993, che regolamenta le emissioni atmosferiche dei fumi, gas di scarico, essenze e particolari solidi, nelle installazioni fisse.

- Decreto esecutivo n. 93-161 del 10 luglio 1993 che regolamenta gli scarichi di oli combustibili e lubrificanti nell’ambiente naturale.

- Decreto esecutivo n. 93-160 del 10 luglio 1993, che regolamenta gli scarichi liquidi industriali.

- Decreto esecutivo n. 93-68 dell’1 marzo 1993 relativo alle modalità di applicazione della tassa sulle attività inquinanti o pericolose per l’ambiente.

- Decreto esecutivo n. 90-78 del 27 febbraio 1990 relativo agli studi d’impatto ambientale.

Si elencano di seguito alcune principali linee d’intervento ed obiettivi che caratterizzano la politica energetica in chiave ambientale:

1. Lo sviluppo dell’utilizzazione del gas di petrolio liquefatto (G.P.L.) in complementarietà con il gas naturale;

2. La produzione dell’energia elettrica usando come fonte fossile il gas naturale per il 95% dell’energia totalmente prodotta;

3. La riduzione progressiva della frazione di prodotti petroliferi nel bilancio energetico nazionale, in quanto vanno orientati prevalentemente all’esportazione;

4. L’uso molto ridotto del legno come combustibile, per salvaguardare il patrimonio forestale;

5. La promozione dell’uso del GPL come carburante per l’automobile, tramite la graduale conversione del sistema di distribuzione, al fine di ridurre sensibilmente le emissioni inquinanti;

6. La rapida sostituzione delle benzine senza piombo con quelle attuali (super e normale), al fine di eliminare completamente queste ultime entro il 2005. Ciò richiederà l’aumento della capacità di produzione delle odierne raffinerie;

7. Il contributo, tramite la riabilitazione dei complessi di liquefazione del gas naturale di Arzew, Skikda e della raffineria Naftec di Skikda, volto a ridurre la bruciatura in torcia del gas, anche in accordo a quanto sostenuto nell’art. 49 della legge quadro in materia di idrocarburi;

8. L’insieme di misure avviate, relativamente alla salvaguardia dell’ambiente durante le attività di scavo e ricerca degli idrocarburi;

9. L’avvio delle attività nelle stazioni di recupero dei residui di lavorazione degli idrocarburi, site ad Arzew e Skikda, per aumentare la capacità di recupero rispetto a quella dell’unica centrale già oggi funzionante (Bejaja);

10. L’avvio di misure efficaci per il trattamento dei rifiuti, in particolare di quelli pericolosi (residui di lavorazioni industriali, olii di scarto…).

4. Considerazioni generali ed opportunità di collaborazione con i paesi UE

La realtà energetica algerina, nel complesso, risulta relativamente arretrata rispetto a quella dei paesi occidentali più sviluppati ed in particolare di quelli, come l’Italia, che vantano una più antica tradizione nel campo dell’uso razionale dell’energia e della ricerca applicata per la riduzione dell’impatto ambientale del sistema energetico.

Ciò è stato generato sicuramente dall’abbondanza di risorse autogene di idrocarburi, che ha spinto più a cercare di massimizzare la produzione e le esportazioni che ad analizzare il mercato interno per aumentarne l’efficienza.

Tuttavia, gli effetti negativi dovuti a tali inefficienze sono stati sino ad oggi alquanto limitati per la relativa arretratezza degli standard di vita, che si accoppia a consumi pro-capite di energia ancora sufficientemente ridotti. L’innalzamento di tali standard conseguente alla globalizzazione della cultura e quindi all’occidentalizzazione della società e degli stili di vita oggi in corso, non sarebbe stato sostenibile senza il riconoscimento delle attuali inefficienze e l’avviamento di un piano programmatico per l’ammodernamento del sistema energetico, che è costituito dalla maitrise de l’energie già sinteticamente descritta.

La somiglianza tra gli intenti espressi da tale piano e quelli di risparmio energetico dei primi PEN italiani degli anni ’80 sintetizza il divario culturale tra l’Algeria e l’Italia dal punto di vista energetico. Mentre infatti le linee d’indirizzo oggi formulate appaiono condivisibili, preoccupa il ritardo con cui tale linee sono entrate a far parte dell’ordine del giorno degli apparati governativi e tecnici competenti. Può ad esempio stupire come ancora un piano di trattamento dei rifiuti e la conversione dei carburanti per autotrazione siano solo in fase di formulazione e progettazione, considerando la forte inerzia di un sistema energetico per un suo efficace ammodernamento.

Per tali ragioni, si afferma l’opportunità di una collaborazione prevalentemente istituzionale tra l’Algeria e le istituzioni sia comunitarie che governative dei singoli paesi UE, al fine di indirizzare le politiche energetiche ed ambientali verso i sentieri più facilmente percorribili, in modo anche da renderle di più rapida implementazione e di mettere a frutto l’esperienza già sviluppata da tali paesi.

Per far ciò, risulta di primaria importanza la nascita di un sistema di libera concorrenza di fatto nel mercato dell’energia, per uniformare le modalità d’intervento con quelle oggi attuate nei paesi OCSE e dell’UE.

Tale liberalizzazione accrescerà le opportunità di un altro livello di collaborazione, e cioè quello tra l’Algeria e le grandi società energetiche multinazionali. Tale forma di collaborazione (già esistente da molti anni ma oggi in fase di espansione), legando gli interessi particolari di tali società all’esito delle attività energetiche algerine, favorisce un flusso dal basso delle tecnologie e delle pratiche più efficienti per l’accrescimento delle risorse, per la movimentazione e la trasformazione dei combustibili e per la produzione ed il trasporto dell’energia elettrica.

Anche dal punto di vista dei consumi finali un flusso di competenze e tecnologie appare possibile. Nel settore residenziale e nel terziario civile, in particolare, metodologie come l’architettura bio-climatica e l’utilizzo delle fonti rinnovabili su piccola scala possono avere un elevato impatto sui consumi algerini, con la prevista diffusione del condizionamento ambientale legata all’innalzamento degli standard di vita.

In particolare il potenziale per il solare termico per usi sanitari appare elevato, insieme a quello eolico per la produzione di energia elettrica, connesso all’abbondanza di siti idonei. In tal senso i paesi occidentali hanno sviluppato la capacità di sfruttare al massimo le risorse disponibili, e possono facilmente trasferire l’esperienza fatta sia a livello istituzionale, sia attraverso gli interessi diretti di aziende per la costruzione e l’installazione di sistemi energetici rinnovabili o tradizionali ad alta efficienza.

Ovviamente a tali flussi di know-how occorre facciano seguito flussi, necessariamente bidirezionali, di mezzi e risorse energetiche. In particolare l’ammodernamento del settore energetico algerino può costituire un concreto ampliamento del mercato sia per gli esperti di energy-management, sia per le aziende di produzione di tecnologie ad alta efficienza o per l’uso di fonti rinnovabili.

Un ulteriore flusso è quello costituito da una particolare risorsa, non quantificabile, costituita dalla sicurezza geo-politica degli approvvigionamenti di idrocarburi, che verrebbe senz’altro accresciuta dalla nascita di canali preferenziali per l’investimento estero e per la collaborazione a livello istituzionale tra l’Algeria ed i Paesi dell’UE.

Bibliografia e sitografia

http://admi.net//world/dz/#gov, consultazione delle diverse aree tematiche sulla realtà algerina.

http://www.mem-algeria.org, sito governativo.

http://www.ons.dz, consultazione del bilancio energetico mensile nazionale.

International Database, Energy Information Administration, January 2001.

International Gas Union (IGU), Panorama of the Gas Industry in the IGU countries, April 2001

Kamto M., Droit de l’environnement en Afrique, Paris, 1996, p. 79.

Ost F., La nature hors la loi. L’écologie à l’épreuve du droit, Paris, 1995.

Salter J.R., Environmental Law, Graham e Trotman, London, 1995.

Scovazzi T., Arcari M., Diritto internazionale e ambiente, Codice dell’ambiente (a cura di S. Nespor, A.L. De Cesaris), Milano, 1999.

The Petroleum Economist Ltd., Energy Map of Algeria (2^nd Edition), London.

[*] Dottore in Scienze politiche. Docente abilitato all’insegnamento di discipline giuridiche ed economiche. Webmaster e webmaster della Rivista di diritto dell'Economia, dei Trasporti e dell'Ambiente.

[1] Sul valore giuridico dei principi ambientali, cfr. M. Kamto, Droit de l’environnement en Afrique, Paris, 1996, p. 79.

[2] Cfr. T. Scovazzi, M. Arcari, Diritto internazionale e ambiente, Codice dell’ambiente (a cura di S- Nespor, A.L. De Cesaris), Milano 1999.