Ravenna CCS: chi possiede il pozzo dove seppelliamo il futuro

A fine luglio 2026 il Ministero dell'Ambiente e della Sicurezza Energetica ha aperto la consultazione pubblica sulla Fase 2 di Ravenna CCS, il passaggio che porta il progetto di Eni e Snam dagli attuali 25.000 tonnellate di CO₂ all'anno a quattro milioni entro il 2030, con una prospettiva di sedici milioni dopo quella data. Nelle stesse settimane il Senato ha avviato l'esame del disegno di legge delega destinato a scrivere le regole della filiera italiana della cattura e dello stoccaggio del carbonio. Eni e Snam iniettano già CO₂ nei giacimenti esauriti dell'Adriatico, i promotori siedono ai tavoli tecnici che preparano le norme, e la valutazione complessiva dei costi e dei benefici per la collettività resta fuori dalla documentazione pubblica. Il progetto industriale precede il quadro che dovrebbe governarlo.

Il progetto Ravenna CCS rovescia il mestiere del pozzo. L'anidride carbonica emessa dai camini di un impianto industriale viene catturata prima di disperdersi in atmosfera, trasportata sulla costa e iniettata sottoterra, nei giacimenti di gas naturale che Eni ha svuotato in decenni di estrazione. La roccia porosa che un tempo conteneva il gas diventa il contenitore di ciò che di norma finirebbe nell'aria. È la CCS, la cattura e lo stoccaggio del carbonio: un deposito che si riempie.

Il percorso ha tre tappe. La CO₂ viene separata dai fumi della centrale di Casalborsetti, viaggia in condotte un tempo adibite al gas e riconvertite, e viene iniettata da una piattaforma al largo di Ravenna a circa tremila metri sotto il fondale, nel giacimento esaurito di Porto Corsini Mare Ovest. La Fase 1 è partita nel settembre 2024, cattura 25.000 tonnellate all'anno e dichiara un abbattimento superiore al 90% delle emissioni del camino, con punte del 96%. La scala resta quella di un impianto dimostrativo, il fabbisogno di una sola centrale.

L'impianto serve le industrie che non possono elettrificare i propri processi — cemento, acciaio, chimica — e che pagano per ogni tonnellata di CO₂ emessa attraverso le quote del sistema ETS. Eni e Snam offrono loro un servizio: prendere la CO₂ e metterla via, a un prezzo. Chi emette paga, chi stocca incassa. Da qui al 2030 il progetto deve passare da questo impianto dimostrativo a un hub industriale.

La Fase 2 cambia l'ordine di grandezza. L'obiettivo dichiarato è di quattro milioni di tonnellate all'anno entro il 2030, il traguardo che il PNIEC del 2024, il Piano nazionale integrato per l'energia e il clima, assegna al sito ravennate. Eni stima in oltre 500 milioni di tonnellate la capacità complessiva dei giacimenti a gas esauriti dell'Alto Adriatico, e la sua responsabile Francesca Zarri ha parlato, il 26 agosto 2026, di «oltre il 70% di quella annunciata nel Mediterraneo europeo». Il progetto internazionale che lo contiene si chiama Callisto Mediterranean CO₂ e ha ricevuto lo status di Progetto di interesse comune della Commissione europea, con Air Liquide tra i partner. Snam prevede 800 milioni di euro di investimento.

Nella fase industriale, prevista nel 2027, il sistema dovrà accogliere anche una parte della CO₂ emessa dagli impianti francesi di Fos, di Etang de Berre e della valle del Rodano, trasportata su nave o su camion. La consultazione aperta a fine luglio 2026 riguarda questa fase; il salto successivo, verso i sedici milioni di tonnellate all'anno, resta fuori dall'iter autorizzativo in corso.

Il 30 gennaio 2026 il Ministero dell'Ambiente e della Sicurezza Energetica ha chiuso positivamente la valutazione di impatto ambientale delle condotte terrestri, il tratto denominato CCS Pianura Padana: un centinaio di chilometri tra Ferrara, Ravenna e la stazione di pompaggio di Casalborsetti. La parte in mare, la piattaforma di Porto Corsini Mare Ovest e i pozzi di iniezione, è stata autorizzata come progetto pilota, con procedura distinta e più rapida. Il 20 maggio 2026 Greenpeace Italia e ReCommon hanno presentato ricorso al TAR del Lazio per chiedere l'annullamento del decreto, sostenendo che trasporto, liquefazione e stoccaggio sono fasi inseparabili di un'unica opera e che la valutazione della sola parte terrestre non può misurare gli impatti cumulativi dell'insieme.

Il procedimento rientrava nell'ambito del PNRR-PNIEC, la corsia accelerata riservata ai progetti classificati di sicurezza energetica, con tempi dimezzati per la consultazione pubblica. Tra settembre 2024 e aprile 2025 Greenpeace Italia e ReCommon hanno presentato osservazioni e contro-osservazioni; secondo le due associazioni, buona parte di esse non ha ricevuto risposte adeguate dalla società proponente. Il ricorso contesta anche la valutazione di incidenza sulle dodici zone protette che il tracciato lambisce o attraversa, e chiede di valutare in modo unitario la sismicità, la liquefazione dei terreni, la subsidenza e il rischio idrogeologico di un territorio segnato dalle alluvioni del 2023 e del 2024.

L'analisi costi-benefici complessiva, richiesta da ReCommon alla Commissione europea, non risulta divulgata.

Il quadro normativo della filiera italiana è ancora in costruzione. All'inizio di agosto 2026 il Senato ha avviato l'esame del disegno di legge delega su cattura e stoccaggio della CO₂, idrogeno e riduzione delle emissioni di metano, approvato dal Consiglio dei ministri e collegato alla manovra di finanza pubblica. Il testo deve stabilire chi può catturare, trasportare e stoccare l'anidride carbonica, con quali autorizzazioni e con quali responsabilità; senza questa cornice, ogni progetto resta un caso isolato. Il Net-Zero Industry Act europeo ha già creato un mercato continentale dei servizi di stoccaggio e obblighi per i produttori di idrocarburi e per gli Stati membri.

La composizione dei tavoli tecnici con cui il Ministero ha impostato il quadro della filiera alimenta la contestazione. ReCommon parla di conflitto di interessi strutturale: il Ministero si è avvalso di soggetti con esperienza pregressa nel settore e, in un mercato con pochissimi operatori — in Italia sostanzialmente la joint venture Eni-Snam — questo significa coinvolgere i promotori nella scrittura delle regole a cui saranno soggetti. Il meccanismo ha un precedente documentato: nella vicenda delle infrastrutture che divorano il verde d'Italia una posizione dominante su un'infrastruttura critica ha prodotto una deroga normativa e una partecipazione diretta alla definizione delle regole.

La CCS è una tecnologia reale, con impianti attivi da decenni, e compare negli scenari di decarbonizzazione della IEA e dell'IPCC. Le sue prestazioni dichiarate meritano una verifica. Uno studio dell'Imperial College di Londra del 2022, che ha esaminato venti dei ventisei principali impianti attivi nel mondo tra il 1996 e il 2020, ha calcolato che la CO₂ effettivamente catturata e stoccata risulta inferiore del 19-30% rispetto ai dati comunicati dai gestori, perché la rendicontazione di settore conta la capacità nominale come se fosse il tasso operativo reale.

La IEA e l'IPCC indicano la CCS come strumento utile per i settori hard-to-abate — cemento, acciaio, chimica — dove l'elettrificazione dei processi non è praticabile, e collocano lo sviluppo su larga scala soprattutto dopo il 2030. A livello globale la quota prevalente della CO₂ catturata finisce nell'Enhanced Oil Recovery, l'iniezione nei giacimenti petroliferi per estrarne altro greggio; Ravenna usa giacimenti di gas esauriti, e il recupero petrolifero resta fuori dal progetto. Il costo stimato del CCS si aggira sui 100 euro per tonnellata, contro un prezzo delle quote ETS intorno ai 70 euro: lo scarto economico tra catturare e pagare resta a sfavore della cattura.

Eni e Snam respingono le contestazioni su due piani. Sul piano della tecnologia, l'amministratore delegato di Eni, Claudio Descalzi, presenta la cattura e lo stoccaggio come «una pratica efficace, sicura e disponibile fin da ora» per abbattere le emissioni delle industrie energivore, e la joint venture rivendica la conoscenza dei giacimenti maturata da Eni insieme all'esperienza decennale di Snam nel trasporto e nello stoccaggio del gas naturale. Sul piano del metodo, i promotori difendono la correttezza dell'iter autorizzativo e descrivono lo stoccaggio come geologico e permanente, una soluzione efficace per decarbonizzare le attività industriali del territorio.

Le due posizioni hanno una coerenza interna, e la domanda di fondo — se l'industria hard-to-abate abbia alternative credibili alla CCS nei tempi richiesti dagli obiettivi climatici — resta una questione tecnica seria. Il ricorso al TAR mette sul tavolo un problema diverso: se le risposte arrivano attraverso procedure accelerate che comprimono la partecipazione pubblica, se le regole di un settore le scrivono i soggetti che ne beneficiano e se l'analisi economica complessiva resta fuori dalla discussione collettiva, allora la partita riguarda chi decide, con quali strumenti di controllo e con quale trasparenza viene gestita un'infrastruttura destinata a diventare il pozzo di scarico della CO₂ di mezza Europa.