title: DOCUMENTO DI LAVORO DELLA COMMISSIONE - Relazione sulla situazione dell' approvvigionamento, della raffinazione e dei mercati petroliferi nella Comunità europea

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EU market
oil industry
oil refining
petroleum
security of supply

text: COMMISSIONE DELLE COMUNITÀ' EUROPEE Bruxelles, 03. 04. 1996 COM(96) 143 def. Documento di lavoro della Commissione Relazione sulla situazione dell'approvvigionamento, della raffinazione e dei mercati petroliferi nella Comunità europea Relazione sulla situazione dell'approvvigionamento, della raffinazione e dei mercati petroliferi nell'Unione europea (Documento di lavoro della Commissione) INDICE RELAZIONE ALLEGATI: A B B1 B2 B3 C C1 C2 C? 1) DI D2 D3 D4 E El E2 E3 F FI F2 F3 F4 Contesto economico generale Approvvigionamento di petrolio greggio Riserve energetiche globali Approvvigionamento globale di petrolio Approvvigionamento di petrolio greggio nell'Unione europea Domanda e offerta di prodotti petroliferi Contesto globale Domanda di prodotti petroliferi nell'Unione europea Offerta di prodotti petroliferi nell'Unione europea Ambiente Contesto politico ed economico Misure attuali e proposte Implicazioni per l'economia a valle e per il processo decisionale Previsioni ambientali Raffinazione del petrolio Numero di raffinerie, capacità ed utilizzo Margini di raffinazione e redditività Prospettive della raffinazione Marketing dei prodotti petroliferi Definizione del sottosettore marketing Statistiche delle vendite al dettaglio Quote di mercato delle vendite al dettaglio e redditività Questioni di armonizzazione Glossario dei termini Grafici e tabelle Relazione sulla situazione dell'approvvigionamento, della raffinazione e dei mercati petroliferi nella Comunità europea (Documento di lavoro della Commissione) INDICE RELAZIONE Antecedenti L'industria del petrolio Redditività della raffinazione Marketing Aspetti ambientali Sicurezza dell'approvvigionamento Mercato interno Conclusioni RELAZIONE Antecedenti Dalla fine degli anni 70, a seguito dello shock dei prezzi del petrolio, la Commissione europea prepara periodicamente relazioni al Consiglio sulla situazione in materia di approvvigionamento, raffinazione e mercati del petrolio nell'Unione europea. Le relazioni hanno trattato fenomeni quali l'eccedenza di capacità, i mutamenti strutturali della domanda e i requisiti ambientali più severi. L'ultima di queste relazioni è stata preparata nel 1992 dopo la crisi del Golfo, sotto forma di una comunicazione al Consiglio [COM (92) 152]. Dopo il documento del 30 novembre 1992, il Consiglio ha adottato varie conclusioni che hanno influenzato i lavori della Commissione: riconoscimento dell'importanza strategica per la stabilità dei mercati e la sicurezza dell'approvvigionamento comunitario di un'industria della raffinazione competitiva; maggiore importanza conferita all'ambiente e raccomandazione di una stretta consultazione con l'industria su possibili misure ambientali e i relativi costi per i produttori e i consumatori. Il varo del programma Oil rappresenta una nuova forma di cooperazione approfondita tra la Commissione e l'industria. Sono ora in discussione le prime proposte emerse da questa iniziativa che concernono le specifiche di combustibile (benzina e diesel) e le norme sulle emissioni dei veicoli a motore Un'altra raccomandazione del Consiglio riguardava l'esame della limitazione dell'uso di olio combustibile nelle centrali elettriche (direttiva 75/405/CEE) e, nel Libro bianco - Una politica energetica per l'Unione europea - [COM(95) 682] è stato proposto di abrogare la direttiva. La Commissione si è adoperata per favorire il dialogo produttori/consumatori e ha cosponsorizzato la Conferenza intemazionale sull'energia svoltasi a Puerto La Cruz (Venezuela) nel settembre 1995 che ha riunito ministri dei paesi produttori e consumatori per discutere questioni energetiche di comune interesse. Il Consiglio ha ribadito la necessità che la Commissione continui a svolgere queste analisi periodiche, importanti per la Comunità quando si discute la politica energetica. La presente relazione si basa sul mandato contenuto nelle conclusioni del Consiglio (doc. 10369/92) del 30 novembre 1992 dove la Commissione è incoraggiata "a riesaminare periodicamente il mercato petrolifero e l'industria della raffinazione" ed è invitata " a consultare a pieno il mondo industriale nella prima fase dell'elaborazione di misure ambientali, in particolare sulle implicazioni in termini di costi per i produttori e per i consumatori". La relazione è stata elaborata tenendo conto degli sviluppi avvenuti nel settore dopo il 1992 e del recente Libro bianco sulla politica energetica che elabora un approccio basato su tre pilastri principali della politica energetica comunitaria: competitività, ambiente, sicurezza dell'approvvigionamento, rilevanti per questo settore. 5. 6 7. 8. 9 relazione individua ed analizza settore i La (approvvigionamento, raffinazione e marketing), in particolare le prestazioni dell'industria della raffinazione, l'ambiente, la sicurezza dell'approvvigionamento e il mercato interno nonché, ove opportuno, illustrare le implicazioni per la Comunità. fattori chiave concernenti il La relazione è frutto di un'ampia analisi del settore svolta dopo lunghe consultazioni con singole società petrolifere, associazioni dell'industria e riprende anche i contributi delle amministrazioni nazionali. I punti e le conclusioni principali che emergono dall'analisi sono presentati qui di seguito e in una serie di allegati che approfondiscono i van parametri con riferimento al contesto economico generale. L'industria del petrolio Il petrolio è la maggiore componente del consumo lordo di energia nella Comunità. In termini quantitativi, il consumo dovrebbe aumentare nei prossimi 25 anni, malgrado un declino marginale della sua quota percentuale dal 42% al 36-38%. Queste cifre sono riprese dallo studio 2020 preparato in relazione al Libro bianco sulla politica energetica; il dibattito su come conciliarle con gli obblighi intemazionali della Comunità in materia di emissioni dei gas ad effetto serra avrà luogo in ambiti più direttamente competenti al riguardo. La Comunità è il più grande importatore netto mondiale di petrolio greggio. Le importazioni ed esportazioni totali si equivalgono e il contesto generale è una politica di scambi aperta. Il petrolio è un settore di prima grandezza nell'economia comunitaria e il buon funzionamento dei diversi sottosettori (soprattutto raffinazione e marketing) è stato e continuerà ad essere pertanto di importanza strategica per l'energia nella Comunità e sotto il profilo economico e sociale. Questo settore è attualmente in fase di cambiamento e sono possibili nuove alleanze e joint ventures, nella misura in cui le imprese reagiscono alle nuove condizioni commerciali nella Comunità e alle nuove possibilità di mercato, soprattutto in Asia. La relazione tratta soprattutto la raffinazione e il marketing a valle nella Comunità. Queste due attività sono state considerate distinte nelle grandi linee, anche se si deve tener conto del fatto che alcune raffinerie sono situate vicino a determinati mercati, cosa che riflette l'importanza dei costi di distribuzione. Le società petrolifere sono spesso ad integrazione verticale, dall'esplorazione alla produzione (a monte), alla raffinazione e al marketing (a valle) e in alcuni casi operano anche nel settore chimico. Le prestazioni finanziarie di questo insieme integrato sono spesso considerate una misura dello stato di salute o della redditività dell'industria e alcune recenti dichiarazioni consolidate sui profitti sono state positive. È importante comunque considerare ogni attività separatamente in quanto è possibile partecipare soltanto ad un elemento della catena, ad esempio vi sono società di esplorazione, di raffinazione e di marketing che concorrono con particolari settori, donde la necessità di considerare ciascuna singola attività in modo a sé stante. 10 II settore della raffinazione ha costantemente garantito alla Comunità un approvvigionamento di prodotti petroliferi (combustibili da trasporto e da riscaldamento) a prezzi competitivi, migliorando al tempo stesso le prestazioni ambientali. La relazione rivela però alcune tendenze nella redditività nel settore della raffinazione che potrebbero influire negativamente sulla capacità dell'industria di continuare su questo indirizzo che presuppone continui investimenti, considerate le nuove e crescenti possibilità di investire al di fuori della Comunità che si configurano più interessanti degli investimenti all'interno di essa. 11. 12. 13. 14 15 16. 17. Redditività della raffinazione Il settore della raffinazione registra da un certo tempo una scarsa redditività. I margini relativi ai processi essenziali della raffinazione, e il trattamento iniziale mediante distillazione, sono ora praticamente nulli e i margini relativi al processo di arricchimento (miglioramento dei prodotti intermedi, reforming catalitico e cracking) rimangono troppo bassi. Le singole raffinerie possono riuscire a coprire i costi operativi, ma la semplice copertura dei costi cash non è sufficiente per sostenere lo sviluppo industriale del settore. I tre clementi principali del problema sono esposti qui di seguito. Dal lato della raffinazione e della domanda, vi sono due fattori: la capacità eccedentaria di raffinazione e il mix di prodotto, in particolare la domanda relativa di benzina e diesel. Dal lato dell'offerta, vi è stato un cambiamento nella struttura dell'approvvigionamento di greggio alle raffinerie comunitarie, verso greggi più leggeri che sollevano problemi particolari e, se combinati, incidono sui differenziali di prezzo tra i prodotti, come illustrato più avanti Il quadro regolamentare in cui opera l'industria ha anche avuto un effetto determinante (legislazione, regime fiscale sui prodotti petroliferi). La capacità eccedentaria di raffinazione assume due forme: una eccedenza di capacità di distillazione del greggio rispetto ai quantitativi di greggio trattati e un'eccedenza di capacità di conversione per trasformare l'olio combustibile a basso valore prodotto nel processo di distillazione del greggio in prodotti a valore più elevato, come la benzina. L'apparente contraddizione tra gli elevati tassi di utilizzo notificati e la capacità eccedentaria può essere dovuta alla cattiva qualità dei dati sull'utilizzo. Le percentuali di utilizzo sono calcolate al computer in base alla capacità nominale dichiarata di una raffineria che col le apparecchiature di trattamento grazie ai progressi tecnologici. Questi aumenti di "capacity creep" non sono comunque necessariamente resi pubblici per ragioni concorrenziali e, attualmente, la capacità in eccedenza è superiore a quella che risulta dai dati. l'operatore spesso può migliorare perfezionando tempo L'eccedenza della capacità di distillazione del greggio, come osservato, non è un fenomeno recente e, malgrado i notevoli sforzi compiuti dall'industria negli ultimi 15 anni per ridurla, essa permane, pur se in diminuzione. La situazione non è favorita dagli aumenti di "capacity creep" ottenibili anche in un impianto di conversione. L'eccedenza della capacità di conversione è una conseguenza dell'eccessivo volume di investimenti verificatosi negli ultimi anni, soprattutto per due ragioni. Innanzi tutto la domanda modificata di mix di prodotto. Era stato previsto un mix di combustibile diverso tra diesel e benzina rispetto a quanto effettivamente registrato. In altre parole, è stato sottostimato l'incremento della domanda di diesel e sovrastimato quello della domanda di benzina (che de facto è diminuita). In secondo luogo, dal lato dell'approvvigionamento era stato previsto che i greggi disponibili nel periodo considerato sarebbero diventati in media più pesanti; in realtà essi sono diventati più leggeri. Ciò a sua volta è riconducibile all'alleggerimento dei "paniere" di greggio messo in vendita dall'Arabia Saudita per massimizzare il suo gettito petrolifero e a causa dei livelli di produzione del greggio del Mare del Nord (in genere leggero) migliori del previsto. Ciò è stato reso possibile dalle riduzioni di costo e da progressi tecnologici a monte. Globalmente, è risultata necessaria una capacità di conversione minore del previsto in quanto la raffinazione di greggi più leggeri produce un maggiore quantitativo di prodotti leggeri. 18. 19. 20. 21 22. Da citare, infine, il grande impatto esercitato dai fattori regolamentari 11 costo delle misure di protezione dell'ambiente è aumentato e, nelle attuali condizioni di mercato, non è immediatamente ricuperabile nei prezzi dei prodotti. I costi elevati della depurazione e la difficoltà di prevedere le aliquote degli oneri fiscali hanno anche avuto un impatto negativo sulle decisioni relative ad investimenti nel settore della raffinazione. La combinazione di questi tre clementi ha diverse conseguenze. A breve termine vi è stata una "non-rispondenza" tra la capacità di raffinazione e la domanda di prodotto che ha portato a differenziali ridotti tra i prodotti leggeri e quelli pesanti che a loro volta hanno fruttato minori utili sul capitale investito. I raffinatori sono riluttanti a chiudere delle raffinerie a causa degli elevati costi sociali e di depurazione. Essi sono invece tentati di seguire una strategia di attesa, nella misura in cui le operazioni sono positive in termini di liquidità, oppure cercano di vendere le raffinerie, anche a prezzi scontati, anziché di chiuderle. La tendenza a coinvolgere i produttori a valle, giudicata positivamente, come una dimostrazione dell'impegno nei confronti del mercato comunitario, fornisce un gruppo di potenziali acquirenti che possono seguire principi strategici diversi e sono interessati ad entrare nel settore, soprattutto se le raffinerie sono disponibili a condizioni interessanti. È probabile che vi saranno altre chiusure, ma anche questa soluzione non garantisce un miglioramento dei margini in quanto la capacità può essere sostituita dalle importazioni. Marketing La situazione del settore marketing varia nella Comunità, ma globalmente le condizioni sono migliori rispetto alla raffinazione. Le differenze strutturali di origine storica hanno un grande peso, così come i diversi livelli di integrazione a monte e a valle dei partecipanti nelle rispettive fasce di mercato. Nella Comunità si osserva una tendenza generale alla diminuzione del numero di siti di vendita al minuto e un corrispondente aumento dei volumi medi venduti per sito. Il ritmo di questa ristrutturazione varia però negli Stati membri in funzione di diversi fattori. L'avanzata dei supermercati a detrimento degli operatori tradizionali in van Stati membri è stata notevole. Per il momento, ciò si configura a vantaggio dei consumatori, nel senso di prezzi nettamente inferiori, ma provoca agli operatori tradizionali e in particolare ai raffinatori un calo concreto degli utili su questi mercati più colpiti. Ciò a sua volta danneggia la capacità degli operatori a mantenere le spese in conto capitale onde migliorare punti di vendita al minuto su questi mercati e può portare ad ulteriori chiusure. In secondo luogo, alcuni operatori procedono ad una ridistribuzione dei loro punti di vendita al minuto per rafforzare la propria presenza in determinate aree. Ciò porta spesso ad una riduzione dei costi unitari che può interessare i consumatori, a condizione che permanga un sufficiente livello di concorrenza. Questi sviluppi incidono sulla struttura globale del mercato e di conseguenza il ruolo dell'operatore tradizionale sta cambiando. Considerate le dimensioni del cambiamento e l'importanza del settore, queste due tendenze devono essere seguite attentamente. Aspetti ambientali 23 24. 25 L'ambiente e soprattutto la qualità dell'aria sollevano preoccupazioni in tutta la Comunità. I cittadini chiedono miglioramenti e al riguardo sono stati assunti impegni specifici nell'ambito della Convenzione quadro sul cambiamento climatico. La legislazione ambientale, soprattutto per il settore a valle, è complessa. Le misure ambientali comprendono accordi operativi nel processo stesso di raffinazione, a livello di specifiche di prodotto e di apparecchiatura per contenere le emissioni lungo la catena di distribuzione. Il miglioramento delle specifiche di combustibile non è tuttavia un'attività isolata e presuppone una stretta cooperazione con altri settori industriali. Citiamo il caso del programma Auto-Oil che punta ad un giusto equilibrio tra le misure più razionali secondo un rapporto costi/efficacia. Il programma Auto-Oil è un'iniziativa triangolare concernente la qualità dell'aria, le emissioni, i combustibili e le tecnologie sul motore a cura della Commissione, dell'industria di raffinazione (EUROPIA) e dell'associazione dei costruttori europei di automobili (ACEA). L'obiettivo è fornire ai responsabili politici una valutazione obiettiva dell'insieme migliore di misure improntate all'efficacia dei costi, tra cui tecnologia del veicolo, qualità del combustibile nonché misure locali, necessarie per ridurre le emissioni dovute al trasporto stradale ad un livello coerente con il conseguimento delle nuove norme sulla qualità dell'aria in fase di adozione nella Comunità Spesso vengono introdotte misure specifiche su base graduale; ciò consente all'industria di ordinare nuove apparecchiature per conformarsi alle normative adottate, di pianificare come soddisfare i futuri obiettivi specificati nella legislazione vigente e di partecipare a discussioni sulla possibilità di ulteriori miglioramenti. Queste misure richiedono forti spese nelle raffinerie e negli impianti di deposito e di distribuzione ed ogni nuova misura di protezione, ad esempio, un ulteriore abbassamento dei livelli di emissione, è in genere proporzionalmente più costosa di quella immediatamente precedente, a causa del parallelo aumento della sfida tecnica di ulteriori miglioramenti. La tabella D. 5 in allegato presenta alcune stime dei possibili costi. 26 Considerati i vantaggi per l'intera Comunità di una migliore qualità dell'aria, l'entità degli investimenti necessari e le caratteristiche di lungo termine dell'industria della raffinazione, è chiaramente necessario predisporre misure regolamentari coerenti e prevedibili, improntate al rapporto costi-efficacia, onde garantire il conseguimento di detti vantaggi. Sicurezza dell'approvvigionamento 27 28. La sicurezza dell'approvvigionamento permane un fattore di primo piano, come sottolineato nel Libro bianco sulla politica energetica, anche se il rischio di gravi minacce per la sicurezza dell'approvvigionamento petrolifero comunitario è considerato a breve termine ridotto. Rispetto alle situazioni di crisi/crisi latente esistenti una ventina di anni fa, quando le fonti e i mercati dei prodotti petroliferi erano meno diversificati, trasparenti ed efficienti di quanto siano oggi, oggigiorno la situazione è molto cambiata. La Comunità però continuerà a dipendere fortemente dal greggio di importazione e si impone un'attenta vigilanza, a breve e a lungo termine. Più dei tre quarti delle riserve petrolifere mondiali accertate sono situate in aree potenzialmente instabili sotto il profilo politico/economico e ciò sottolinea la continua necessità di misure, adattate ove necessario alle mutevoli condizioni di mercato, onde far fronte all'eventualità di repentine 29. 30. l'economia interruzioni dell'approvvigionamento che danneggerebbero gravemente mondiale e comunitaria. Alla luce del fatto che un approvvigionamento sicuro dei prodotti della raffinazione rappresenta un elemento indispensabile per la prosperità socioeconomica della nostra popolazione, l'esistenza di un settore della raffinazione forte e concorrenziale nella Comunità si configura di importanza strategica Occorre continuare a sviluppare buone relazioni produttori-consumatori per tutelare l'attuale stabilità e devono proseguire il dialogo e l'allineamento di interessi mediante investimenti reciproci e accordi operativi. Al riguardo, saranno positivi gli sviluppi tecnologici che consentono lo sfruttamento di nuove zone e una maggiore diversificazione dell'approvvigionamento. Si stanno aprendo, per le società comunitarie, possibilità di investimento a monte nei paesi produttori, OPEC e non OPEC, e continua l'investimento dei produttori nel settore a valle della Comunità. Questa tendenza consolida l'interesse reciproco di ambo le parti per un buon andamento del settore petrolifero in generale e va valutata positivamente, nella misura in cui fa capo a principi di mercato. Mercato interno II mercato intemo nel settore petrolifero è relativamente ben sviluppato e trasparente rispetto ad altri settori dell'energia. Molti sviluppi nel settore della raffinazione derivano dal fatto che il mercato interno europeo è parte di un più ampio mercato mondiale improntato alla concorrenza globale. Chiaramente, il ravvicinamento dei tassi tra gli Stati membri è stato marginale dal 1" gennaio 1993. Come indicato nel Libro bianco sulla politica dell'energia, si tratta di un campo dove è difficile conseguire dei progressi, data l'ampia gamma di interessi ed opinioni, ma occorre adoperarsi per eliminare le distorsioni. 31 In maniera analoga, nel settore della normalizzazione tecnica dei prodotti, l'esistenza nella Comunità di norme diverse per prodotti essenzialmente simili, non consente di sfruttare appieno i vantaggi del mercato intemo. Conclusioni 32 33. Un settore petrolifero sano è alla base del progresso sociale ed economico nella Comunità; garantisce la necessaria sicurezza dell'approvvigionamento a prezzi competitivi e può favonre una migliore protezione ambientale. La sicurezza dell'approvvigionamento petrolifero a prezzi ragionevoli per la Comunità dipende fortemente dal buon funzionamento e dalla stabilità del mercato petrolifero intemazionale. Occorre pertanto continuare a sostenere e promuovere una politica di dialogo e cooperazione con i principali fornitori e concorrenti della Comunità sul mercato internazionale e attuare concretamente il trattato sulla Carta dell'energia. È di primaria importanza creare una clima favorevole agli investimenti. L'industria attesta in generale buone prestazioni finanziarie, grazie soprattutto all'integrazione verticale e alla diversificazione di attività, ma il settore comunitario della raffinazione ha registrato negli ultimi anni una bassa redditività, riconducibile alla situazione del mercato e a fattori regolamentari. 34 35. 36. 37 38 Questa situazione a breve termine potrà portare ad un processo di ristrutturazione che renderà inevitabili la chiusura o la vendita di capacità di raffinazione in parte già avviate. Non è possibile tuttavia prevedere esattamente dove o quando ciò avverrà, né conoscere in anticipo quanta capacità sarà interessata, a causa della coesistenza nella Comunità di numerosi diversi fattori. Nell'ottica di una razionalizzazione, la Commissione sottolinea che, come negli anni '80, i singoli raffinatori devono restare responsabili delle decisioni in materia di chiusure di capacità. Queste decisioni devono essere prese in una maniera il più possibile improntata al rapporto costi/efficacia e devono ottemperare alle norme di concorrenza del trattato. La Commissione continuerà a seguire attentamente la situazione, mantenendosi in contatto con l'industria e gli Stati membri. Nell'interesse a lungo termine della Comunità, l'industria della raffinazione deve essere tecnologicamente avanzata. Essa contribuisce alla sicurezza dell'approvvigionamento, alla competitività generale e del settore stesso, a quella della petrolchimica e del relativo indotto, nonché all'occupazione nella Comunità. Si deve riconoscere anche la crescente concorrenza in materia di investimenti da parte di regioni non comunitarie dove si stanno affermando nuovi mercati. La politica in materia di ambiente e la legislazione necessaria per conseguire l'auspicato miglioramento della qualità dell'aria continueranno ad incidere fortemente sul settore, soprattutto a causa dell'entità degli investimenti necessari. La loro importanza continuerà ad influenzare le attività a livello di raffinazione e di marketing Le misure dovrebbero essere coerenti nell'ambito di un quadro omogeneo e prevedibile, basato su un'impostazione rigorosa del rapporto costi/efficacia. La Commissione sostiene la necessità di continuare ad adoperarsi ai fini di una maggiore armonizzazione delle accise sui prodotti petroliferi e di favorire l'affermarsi del mercato intemo, nonché raccomanda di esaminare la possibilità di miglioramenti a livello di normalizzazione tecnica dei prodotti. La Commissione procederà ad analisi periodiche dell'industria petrolifera comunitaria, raffinazione e marketing compresi, nell'ottica di una migliore comprensione della situazione della capacità di raffinazione e dei tassi di utilizzo in quanto ne riconosce l'importanza per la formulazione della politica energetica e la buona attuazione del Libro bianco sulla politica dell'energia ALLEGATO A Contesto economico generale La forte ripresa dell'economia comunitaria nel 1994 ha segnato un marcato rallentamento del tasso di espansione nel 1995. L'indice di produzione che aveva raggiunto il 4% in alcuni periodi del 1994, si situa probabilmente attorno al 2,5% per tutto il 1995. Le previsioni per il 1996 sono ora meno favorevoli di quanto inizialmente previsto e si pensa che la crescita sarà probabilmente inferiore al 2%. I principali fattori che determinano queste prospettive di crescita per l'economia europea indicano tuttavia un nuovo recupero dell'indice di espansione dell'attività economica durante l'anno e malgrado la media resterà probabilmente inferiore a quella del 1995, la tendenza dovrebbe tuttavia essere positiva. I principali elementi positivi di crescita comprendono: l'economia mondiale al di fuori della Comunità dovrebbe espandersi in maniera soddisfacente, i fattori fondamentali dell'economia comunitaria (bassa inflazione, pressione salariale moderata e buona redditività degli investimenti) sono positivi e le politiche monetarie sono state mitigate. Al di fuori della Comunità, l'attività economica ha registrato un'espansione sostenuta a partire dal 1992 Gli scambi mondiali hanno ricevuto un nuovo impulso con la rapida integrazione nell'economia mondiale dei mercati dell'Asia e dell'Europa centrale e orientale e si sono cominciati ad avvertire i vantaggi delle misure di liberalizzazione degli scambi convenute all'Uruguay Round del GATT II marcato ritmo di crescita del mercato delle esportazioni ha registrato un rallentamento, ma le previsioni per l'ambiente estemo permangono relativamente favorevoli. 10 ALLEGATO B Approvvigionamento di petrolio greggio B 1 Riserve energetiche globali Dopo gli shock petroliferi del 1973 e del 1980, sono stati effettuati adeguamenti a lungo termine ed è ora stato raggiunto un nuovo equilibrio tra l'offerta e la domanda di energia. Le riserve energetiche globali sono pertanto considerate adeguate e non dovrebbero porre problemi materiali a medio termine Le riserve accertate di petrolio corrispondono a circa 43 anni (grafico B 1) Indubbiamente, si tratta del rapporto risorse/produzione più basso (riserve accertate rispetto all'attuale tasso di produzione) tra i combustibili fossili, anche se queste riserve di petrolio sono equivalenti in termini energetici a quelle di gas (circa 135 miliardi di tonnellate equivalenti petrolio - mtep). Per molti anni, comunque, le scoperte di nuovi giacimenti e tassi di recupero più elevati di quelli esistenti hanno corrisposto al consumo e lo hanno addirittura superato e le riserve accertate sono triplicate dalla metà degli anni '60 In termini geopolitici, è estremamente importante notare che il 65% delle riserve si trova nel Medio Oriente, l'I 1% in Venezuela e in Messico e il 6% nella CSI (grafico B 2). Le riserve mondiali accertate di combustibili solidi (agli attuali tassi di produzione) superano 200 anni. Le riserve accertate di gas corrispondono a circa 65 anni di consumo. Esse hanno recentemente registrato un costante aumento, parallelamente al forte aumento della domanda di questo combustibile. 11 70% delle riserve mondiali di gas sono situate nella CSI o nel Medio Oriente e gran parte di esse sono relativamente vicine all'Europa occidentale o centrale. Vi sono delle incertezze circa l'impatto dei cambiamenti della domanda mondiale di petrolio Essa aumenterà fortemente soprattutto in Cina, India e in altri paesi in fase di rapido sviluppo dell'Estremo Oriente. Anche se è poco probabile una carenza di petrolio a medio termine, potrebbe registrarsi una crescente concorrenza da parte delle economie emergenti, soprattutto perché sia gli Stati Uniti che l'Europa sono sempre più dipendenti dall'energia di importazione. B 2 Approvvigionamento globale di petrolio A partire dalla metà degli anni '80, soprattutto l'OPEC ha ripreso in parte le quote che erano state assorbite da produttori non OPEC dopo gli shock del prezzo del petrolio degli anni '70. Negli ultimi anni, però, grazie ai miglioramenti tecnologici e alla riduzione dei costi di esplorazione e produzione, soprattutto nella regione del Mare del Nord, la quota dell'OPEC nella crescente domanda di petrolio è stata inferiore al previsto (grafici B 3 e B4). 11 La domanda di petrolio, secondo le previsioni, dovrebbe continuare ad aumentare, riequilibrando cosi gradualmente l'offerta e la domanda. Parallelamente all'aumento della richiesta di greggio da paesi non OPEC, le forniture dei paesi OPEC dovrebbero aumentare, in particolare nel caso dei paesi del Medio Oriente e del Venezuela con abbondanti riserve. Sono già disponibili circa 2-3 milioni di barili al giorno (millions barrels per day - mb/d) di capacità di produzione e di riserva, soprattutto nella regione del Golfo, senza calcolare la produzione potenziale dell'Iraq (circa 2 mb/d). Tra il 1985 e il 1994, i prezzi mondiali del greggio (cfr. "Brcnt crude" a prezzi correnti) raggiungevano in media 20 USD/barile rispetto a quasi 40 USD/barile nel periodo 1975- 1985. Negli ultimi tre anni, la media si è avvicinata a 17 USD/barile (grafico B 5). Di norma, i prezzi del petrolio dovrebbero aumentare in termini reali, pur se soltanto in modo moderato nei prossimi 10-15 anni. Anche tenendo conto del riassestamento dell'offerta/domanda, i prezzi del greggio dovrebbero aumentare soltanto moderatamente per svariate ragioni. (i) Riduzione dei costi di esplorazione e produzione grazie alla tecnologia Molti grandi produttori non-OPEC hanno giacimenti ormai maturi che vanno verso l'esaurimento. Nei 48 Stati americani più a sud (cioè esclusa l'Alaska), il petrolio è stato sfruttato più a fondo e più a lungo che in qualsiasi altra parte del mondo Anche in Alaska, dove il petrolio è stato scoperto più recentemente, la produzione dovrebbe declinare 11 calo dei prezzi del petrolio a metà degli anni '80. ha contribuito a questa tendenza rendendo ineconomica la produzione di alcuni di questi paesi non-OPEC. Molte zone mature di produzione non-OPEC hanno però registrato una ripresa, o perlomeno il loro declino è stato inferiore al previsto. L'industria petrolifera, confrontata alla sfida di estrarre petrolio economicamente in una situazione di prezzi più bassi, ha reagito in maniera superiore alle aspettative Vi è stata una notevole riduzione dei costi di esplorazione ed estrazione. Anche se vi sono stati tagli di manodopera per migliorare la produttività, questi risultati sono dovuti soprattutto alla tecnologia. Le tecniche di esplorazione sono diventate più efficienti e i progressi della tecnologia di trivellazione hanno notevolmente aumentato la capacità produttiva dei giacimenti. E possibile ora sfruttare giacimenti del Mare del Nord piccoli e in precedenza non economici, grazie a navi specializzate e le trivellazioni orizzontali nel giro di pochi anni sono diventate una tecnica diffusa che permette di aumentare notevolmente la capacità produttiva di un giacimento. Al tempo stesso, diversi governi hanno varato agevolazioni fiscali per promuovere l'esplorazione e la produzione di petrolio. Le stime sulle riduzioni di costo variano, ma è possibile che nell'ultimo decennio i costi di produzione si siano dimezzati. Le scoperte tecnologiche una volta avvenute non possono essere annullate. La tecnologia, inoltre, non rimane ferma e in futuro i progressi, anche se non equivarranno a quelli degli ultimi anni, contribuiranno tuttavia a smorzare futuri aumenti di prezzo. 12 (ii) Aumento delle riserve globali Nuove riserve hanno praticamente compensato l'esaurimento di quelle esistenti e grandi regioni del mondo devono ancora essere sfruttate o addirittura non sono ancora state esplorate. Le nuove potenziali aree di sfruttamento si situano nella parte occidentale delle isole Shetland, nel mare di Barents, nella riserva faunistica nazionale dell'Alaska, nel Sud Atlantico e nell'Asia del Sud-Est. Anche se chiaramente non inesauribili, le riserve esistenti non dovrebbero sollevare problemi ancora per molto tempo. Da notare comunque che i produttori di petrolio tradizionali OPEC dovrebbero rimanere i detentori predominanti delle riserve mondiali. (iii) Nuove influenze OPEC L'OPEC riconosce che, non soltanto i prezzi dovrebbero essere di preferenza moderati, ma anche che dei prezzi stabili rispondono ai suoi interessi a lungo termine. Come la storia ha dimostrato, gli shock dei prezzi del petrolio hanno soltanto l'effetto di bloccare la domanda. In base a questa esperienza, l'OPEC adotterà probabilmente in futuro un approccio più orientato al mercato in materia di prezzi e consegne, consentendo un andamento dei prezzi improntato al rapporto offerta/domanda. (iv) Reintegrazione dell'industria petrolifera mondiale La crescente partecipazione dei paesi produttori nelle attività comunitarie a valle è stata seguita negli ultimi anni dall'apertura del settore a monte di quasi tutti questi paesi alle società dei paesi consumatori. Questo processo di reintegrazione dovrebbe continuare e registrare un'espansione a livello mondiale, favorendo la stabilizzazione dei mercati petroliferi mondiali. (v) Maggiore sofisticazione dei mercati petroliferi I mercati petroliferi sono diventati sempre più sofisticati nelle loro operazioni. Essi sono diventati nettamente più trasparenti, grazie alla rivoluzione della tecnologia dell'informazione e i meccanismi alla base del mercato sono ora capiti molto meglio. Ciò non significa che non vi sarà più volatilità, un fattore che in ultima analisi permette ai mercati di guadagnare, ma le prospettive di crisi petrolifere prolungate, dovute alla non trasparenza delle forze di mercato, sono diminuite. (vi) Azione dei governi per facilitare le consegne di emergenza Esistono ora a livello mondiale misure efficaci (in particolare l'AIE) e a livello regionale (l'UE) per far fronte a possibili interruzioni dell'approvvigionamento La guerra del Golfo è stata una lezione per il mondo, ricordando che queste misure esistono e possono funzionare. A livello dell'AIE e della Comunità, ci si sta adoperando per mantenere queste misure in linea con le nuove circostanze di mercato. 13 (vii) Alternative al petrolio È opportuno considerare le alternative al petrolio. In venti anni, t\ petrolio ha perso la predominanza in gran parte del settore della generazione del vapore (soprattutto per la produzione di elettricità) nei paesi sviluppati, a vantaggio prima del carbone e poi del nucleare. Oggigiorno si tratta del gas naturale. Nei prossimi 10-15 anni, la domanda europea di gas potrebbe aumentare del 40% e la metà di questo aumento sarebbe destinata al settore della generazione di energia. Anche se il petrolio manterrà la sua situazione di quasi monopolio nel settore dei trasporti, esso dovrà lottare per mantenere una quota decrescente su mercati statici. La situazione non è quindi tale da favorire aumenti di prezzo. A lungo termine, le fonti energetiche rinnovabili (solare, eolica, biomassa, biocarburantc e geotermica) ad inquinamento zero o ridotto, costituiranno la principale fonte energetica sostenibile e la Commissione, come menzionato nel Libro bianco sulla politica energetica, presenterà in una comunicazione una strategia per il loro ulteriore sviluppo B. 3 Approvvigionamento di petrolio greggio dell'Unione europea B. 3. 1 Riserve L'Europa dispone di notevoli risorse di carbone, anche se esse saranno sempre meno sfruttate. Le riserve di petrolio e di gas, pur modeste secondo gli standard mondiali, dovrebbero restare un'importante risorsa energetica interna In totale, le riserve accertate di petrolio dell'Europa occidentale sono meno della metà di quelle di gas (2,2 miliardi di tonnellate rispetto a 4,9 miliardi di tonnellate di gas). La maggior parte di queste riserve si trova nel Mare del Nord; le riserve comunitarie corrispondono a 0,9 miliardi, mentre quasi tutto il resto delle riserve europee è di proprietà della Norvegia. Il rapporto riserve/produzione (r/p) in Europa è di appena 8 anni, anche se le riserve vengono sostituite quasi allo stesso ritmo secondo cui vengono consumate. Se si tiene conto delle riserve probabili, il periodo di durata sarà nettamente più lungo. B. 3. 2 Produzione La produzione di energia nella CE dovrebbe toccare una punta massima verso il 2000. data a partire dalla quale tutti i combustibili primari, a parte le energie rinnovabili, dovrebbero registrare un certo declino. Nel 2005, la produzione energetica comunitaria difficilmente scenderà al di sotto di quella del 1992. La produzione comunitaria del petrolio del Mare del Nord ha raggiunto la punta massima a metà degli anni '80, diminuendo poi rapidamente negli anni successivi. La produzione tuttavia è stata in aumento a partire dal 1991 in quanto i progressi tecnologici a livello di esplorazione e produzione e regimi fiscali più favorevoli hanno consentito di sfruttare nuovi giacimenti più piccoli in maniera redditizia e di aumentare l'estrazione dai giacimenti esistenti. Di conseguenza, un nuovo declino è poco probabile fino al termine degli anni '90. 14 B. 3. 3 Dipendenza dalle importazioni Da molti anni l'Europa ha registrato un deficit energetico, malgrado la presenza di una forte e collaudata industria carboniera interna, lo sviluppo, negli ultimi anni, di grandi riserve di petrolio e di gas nell'Europea Nord-occidentale e l'esistenza di un'importante industria nucleare. L'aumento della domanda energetica comunitaria e il declino della produzione di energia primaria intema provocheranno una maggiore dipendenza dalle importazioni di paesi terzi, in particolare il Medio Oriente e la CSI La dipendenza comunitaria dall'energia di importazione (cioè importazioni energetiche in percentuale del consumo energetico interno lordo) si aggira attualmente sul 48%. Nel 2000, essa potrebbe essere leggermente superiore e raggiungere il 55% nel 2005, data a partire dalla quale vi sarà un'accelerazione. I principali cambiamenti nella dipendenza dalle importazioni avvengono a livello del carbone a causa del declino della produzione intema. Le importazioni comunitarie dal 29% del consumo nel 1990 sono ora salite al 44% e nel 2005 dovrebbero raggiungere il 50%. La dipendenza dal gas si situa al 40% e alla luce del previsto aumento della domanda per i prossimi 10 anni, questa cifra dovrebbe superare il 55% alla metà del prossimo decennio. La dipendenza comunitaria dal petrolio di importazione è già elevata (grafico B 6). Nel 1990, le importazioni hanno rappresentato quasi l'80% del consumo, anche se le recenti e buone prestazioni della produzione comunitaria del Mare del Nord hanno ridotto leggermente questa percentuale. Se si include la Norvegia, la percentuale scende al 60%. Alla luce del previsto calo a lungo termine della produzione comunitaria di greggio che dovrebbe iniziare nel 2005 e della prevista modesta crescita della domanda di petrolio, la dipendenza comunitaria dalle esportazioni potrebbe salire verso il 2005 all'83%. B. 3. 4 Qualità del greggio Fino ad un'epoca relativamente recente (1993 circa), la qualità del barile di greggio (cioè la miscela di tutti i greggi lavorati nelle raffinerie europee) era progressivamente diventata più pesante. La produzione intema di greggio, in genere di qualità elevata, era diminuita, parallelamente ad un aumento delle importazioni di greggio più pesante Ciò ha acuito l'impatto sulle raffinerie della crescente domanda di prodotti di qualità elevata destinati al trasporto e ha provocato considerevoli investimenti da parte delle raffinerie in nuovi impianti per trasformare le frazioni pesanti in frazioni leggere. A partire però dal 1993, la densità media del greggio comunitario è cambiata notevolmente, a causa dei fattori menzionati più avanti (il grafico B 7 illustra le tendenze della densità media delle forniture di greggio prima e dopo il 1993). Negli ultimi due anni, la produzione di petrolio del Mare del Nord ha registrato una ripresa e, di conseguenza, il livello globale delle importazioni petrolifere destinate all'Europa è leggermente diminuito. Nel 1994, le importazioni nette di greggio nella CE- 12 sono state di 27 milioni di tonnellate, cioè 6,5% inferiori al 1992 15 La qualità del greggio di importazione è a sua volta diminuita. I greggi dcll'OPEC sono in genere più pesanti ma la quota di questi paesi rispetto all'approvvigionamento globale è alquanto diminuita negli ultimi due anni ed inoltre la qualità globalmente è migliorata. Ciò è il frutto di una strategia specifica dell'Arabia Saudita intesa a massimizzare le esportazioni di qualità di greggio a forte valore aggiunto a detrimento di qualità medie e pesanti, onde compensare la forte diminuzione del gettito petrolifero registrato a partire dal crollo dei prezzi del 1986. L'Arabia Saudita ha inoltre avviato lo sfruttamento di giacimenti petroliferi con qualità molto leggere, scoperti recentemente. L'approvvigionamento globale, infine, di condensati e liquidi da gas naturale (GNL) è in aumento da alcuni anni. Miscelati con greggio oppure importati direttamente come materie prime per le raffinerie, questi prodotti hanno avuto l'effetto di alleggerire in generale il barile. L'alleggerimento non previsto del barile di greggio comunitario, sopra menzionato, costituisce una delle cause principali dell'attuale scarsa redditività delle raffinerie comunitarie. È difficile prevedere gli sviluppi futuri della qualità dei greggi trattati nelle raffinerie comunitarie. A termine molto lungo, le vaste riserve di greggio a media ed alta densità, situate nei paesi del Medio Oriente, potranno soddisfare in maniera crescente il fabbisogno comunitario, parallelamente all'esaurimento delle riserve inteme. In una prospettiva più ravvicinata, il barile resterà probabilmente di una qualità più elevata rispetto a quanto previsto in precedenza. B. 3. 5 Sicurezza dell'approvvigionamento Attualmente, non vi sono grandi motivi di preoccupazione circa le prospettive attuali e future dell'approvvigionamento di greggio. Le condizioni sono mutate notevolmente rispetto alle situazioni di crisi/crisi latente che esistevano circa 20 anni fa, quando l'approvvigionamento di greggio e di prodotti petroliferi era molto meno diversificato di quanto lo sia oggi (tabelle B 1/2/3/4/5/6). Esiste tuttavia la possibilità di un eccesso di forniture petrolifere rispetto alla domanda per vari anni. Tuttavia, fonti di approvvigionamento di greggio dovrebbero essere periodicamente verificate Come già indicato, più di tre quarti delle riserve petrolifere mondiali si trovano in aree potenzialmente instabili da un punto di vista politico e/o economico ed esse resteranno la fonte dominante nell'approvvigionamento futuro della CE. la stabilità delle ipotesi circa le relative Da ciò deriva la crescente necessità per la CE di favorire buone relazioni produttori- consumatori attraverso un dialogo ed un allineamento di interessi e grazie ad accordi di investimento e di tipo operativo. Si stanno aprendo possibilità di investimento a monte per le società comunitarie nei paesi produttori e alcune società dei paesi produttori continuano ad investire nel settore comunitario a valle. Questa tendenza consolida il reciproco interesse di ambo le parti a buone prestazioni del settore petrolifero in generale. Esempi di questo processo sono: 16 • • • • Lo sviluppo della cooperazione nel settore dell'energia tra i paesi del Consiglio di cooperazione del Golfo (Gulf Co-operation Council - GCC) e l'UE, come attestato dalla progressiva integrazione verticale delle rispettive industrie GCC e CE nell'ambito della quale l'investimento CE a valle è effettuato da società GCC, mentre quello a monte avviene nei paesi GCC da parte di società CE. La cosponsorizzazionc da parte della Commissione della quarta Conferenza intemazionale sull'Energia svoltasi a Puerto la Cruz, Venezuela, il 25/27 settembre 1995. La partecipazione della Commissione alla Conferenza di Barcellona del 27-28 novembre 1995 sulla cooperazione Euromcditcrranea. La Carta europea dell'energia che fornirà un contesto dove gli investimenti delle società comunitarie in materia di sfruttamento di idrocarburi nella CSI e nei PECO potranno essere effettuati con fiducia. Occorre prestare molta attenzione alle possibilità di facilitare il dialogo e, di conseguenza, la CE, come maggiore importatore mondiale di petrolio, deve sostenere e promuovere il dialogo politico tra produttori e consumatori, sulla linea del nuovo impulso conferito a questo aspetto dalla Francia e dal Venezuela alla Conferenza di Parigi del luglio 1991 Avendo cercato di promuovere la sicurezza dell'approvvigionamento mediante opportuni accordi politici, come sopra descritto, resta ora necessario garantire opportuni accordi per la gestione di situazioni di crisi tramite gli obblighi di scorta ed altre attività di coordinamento. Al riguardo, sono encomiabili la complementarità dei sistemi AIE e CE e l'operato delle due istituzioni al fine di allineare gli accordi necessari alla mutata situazione dei mercati petroliferi e, soprattutto per quanto riguarda la CE, di adattare la legislazione in vigore in materia di crisi al funzionamento del mercato intemo Nel contesto della sicurezza dell'approvvigionamento, si deve anche trattare la questione generale della logistica dell'approvvigionamento di greggio. La CE deve provvedere alla continuità del suo approvvigionamento di greggio a lungo termine e cogliere le nuove opportunità che si presentano, onde assicurare la partecipazione a nuovi accordi di approvvigionamento a seguito di nuove fonti di produzione di greggio e di mutate circostanze politiche. A titolo di esempio, citiamo le reti di oleodotti in fase di allestimento oppure previste per la nuova produzione CSI, soprattutto dal Mar Caspio e la riapertura dell'oleodotto ADRIA in Croazia, nonché le possibilità attualmente all'esame concementi le esportazioni di petrolio russo nel contesto del sostegno alla rete transeuropea, come previsto nel trattato. 17 ALLEGATO C Domanda ed offerta di prodotti petroliferi C. 1 Contesto globale Il consumo energetico mondiale è più che raddoppiato negli ultimi tre decenni, raggiungendo 84 milioni di tep nel 1990. Tra il 1974, l'anno successivo al primo grande shock dei prezzi del petrolio e il 1992, il tasso annuo di crescita è stato quasi del 2% La crescita è cessata recentemente a seguito del declino del consumo negli ex paesi comunisti, ma con la ripresa di queste economie, riprenderà anche la tendenza precedente e la domanda energetica dovrebbe nuovamente aumentare. Secondo le stime dell'AIE, il consumo di energia potrebbe aumentare del 2% ogni anno nei prossimi 10-15 anni. Nella ripartizione per tipo del consumo lordo di energia primaria nella CE-15 (1995) di 1369 milioni di tep, il petrolio è in testa con 574 milioni di tonnellate all'anno, pan ad una quota del 43%, seguito dal gas con 277 milioni di tep (20%). Nel 2005, il consumo di petrolio dovrebbe raggiungere 606 milioni di tonnellate l'anno, ma la sua quota dovrebbe scendere al 39%, soprattutto a vantaggio del gas e delle energie rinnovabili (i grafici CI e C. 2 indicano rispettivamente la posizione per ciascuno anno). Secondo l'AIE, nel periodo 1992-2010, la crescita globale di petrolio nell'OCSE dovrebbe essere dell'1% circa l'anno. AI di fuori dell'OCSE, ci vorranno alcuni anni per una ripresa della crescita energetica nei paesi della CSI e dell'Europa centrale e orientale (si prevede tuttavia un aumento medio dello 0,6% l'anno nel periodo 1992-2010) e i paesi in via di sviluppo registreranno tassi di crescita fino a circa il 4% l'anno. Quantitativamente, la prevista crescita OCSE dell'1% è nettamente superiore a quella dei paesi in via di sviluppo (4%). La crescita sarà particolarmente marcata nei paesi in via di sviluppo del Pacific Rim, con in testa la Cina e le economie "tigri" (Corca del Sud, Taiwan e paesi ASEAN), nonché l'America Latina. Nell'OCSE, il petrolio continuerà ad essere concentrato nel settore dei trasporti, in espansione, compensando così il declino della domanda in altri settori. Nei paesi in via di sviluppo, la domanda aumenterà in tutti i settori a causa del crescente fabbisogno di energia in generale e della mancanza di valide alternative al petrolio in molte aree del mondo. La crescita sarà particolarmente accentuata nel settore dei trasporti. Anche se la domanda mondiale di petrolio continuerà ad aumentare, essa subirà la forte concorrenza di altre fonti di energia primaria, soprattutto il gas. Pur con una quota decrescente, il petrolio rimarrà la più importante fonte energetica mondiale. 18 C. 2 Domanda di prodotti petroliferi nell'Unione europea C. 2. 1 Statistiche sulla domanda di petrolio nella CE Negli ultimi anni, vi è stato un appiattimento della domanda globale, mentre nei prossimi dieci anni è prevista una crescita relativamente modesta (circa 0,5% l'anno). (Il grafico C. 3 presenta la prevista evoluzione della domanda di petrolio nella CE-15, compresa la struttura del barile (barrel split) nel periodo 1990-2005; le previsioni a partire dal 1995 si basano sugli ultimi riferimenti di cui dispone la Commissione). Nell'Europa occidentale, il barile è diventato sempre più leggero negli ultimi venti anni e la crescita più marcata è stata registrata nei distillati medi, seguiti da benzina ed altri prodotti (il grafico C. 4 presenta l'evoluzione in percentuale. Il grafico C. 5 offre un'ulteriore dimostrazione di come l'alleggerimento sia soprattutto avvenuto in direzione dei distillati medi a partire dal 1990 e mostra come questa tendenza dovrebbe continuare nei prossimi dieci anni, pur se ad un ritmo minore dopo il 2000) Nel 1994, la domanda di petrolio nella CE-12 è stata di 494 milioni di tonnellate, esclusi circa 35 milioni di tonnellate di carburanti per uso marittimo. A questi livelli, il petrolio rappresenta circa il 43% del consumo totale di energia CE. La benzina (benzina avio e auto, più materie prime leggere per l'industria chimica) hanno rappresentato il 27% della domanda di petrolio CE; i distillati medi (kerosene da aviazione e da riscaldamento e i gasoli, compreso l'olio combustibile per uso bordo) il 44% L'olio combustibile (combustibili industriali per le centrali, più l'olio combustibile per uso bordo) il 18% ed altri prodotti (gas di raffineria, gas liquefatti di petrolio, solventi, coke di petrolio, lubrificanti, bitume e paraffine) l'I 1%. Da notare che la quota di prodotti leggeri è costantemente aumentata dopo le crisi petrolifere degli anni '70 che avevano causato un declino dell'olio combustibile pesante a vantaggio di altre fonti energetiche; la domanda di benzina, kerosene e diesel per i trasporti è invece aumentata. Più recentemente e inaspettatamente, la domanda di diesel ha continuato ad aumentare costantemente a spese della benzina. C. 2. 2 Prospettive della domanda nella CE Secondo le previsioni della Commissione, il livello generale della domanda di energia nell'Unione europea aumenterà lentamente, ma costantemente, nei prossimi dieci anni, ad un ritmo dell'1% l'anno. A seguito della "corsa al gas", soprattutto nel settore della generazione di energia, il gas naturale si configura cpme il combustibile a più rapida crescita - la domanda potrebbe aumentare di oltre il 3% l'anno. Il nucleare e le energie rinnovabili aumenteranno a loro volta, mentre il carbone registrerà un declino. Secondo le previsioni, il petrolio dovrebbe aumentare soltanto leggermente - circa 0,5% l'anno. È possibile che la direttiva 75/405/CEE concernente la limitazione dell'uso di prodotti petroliferi nelle centrali elettriche sia abrogata e si prevede che la domanda di petrolio per questa utilizzazione diminuisca. È prevista comunque una certa crescita nei settori della domanda finale - soprattutto i carburanti per i trasporti. Il petrolio manterrà la quota maggiore nel totale dell'energia primaria nella Comunità. Nel 2005, esso dovrebbe ancora rappresentare il 40% circa di tutta l'energia consumata. 19 La crescita della domanda di petrolio sarà concentrata nei trasporti e negli sbocchi non energetici, settori per i quali non esistono alternative. A livello regionale, gran parte della crescita avverrà nell'Europa meridionale dove è possibile un aumento dell'utilizzazione di petrolio a seguito della forte crescita economica. La concorrenza con il gas sarà un fattore importante, soprattutto nei casi di sostituzione dell'olio combustibile pesante (Heavy Fuel Oil - HFO) per la generazione di energia (soprattutto in Italia) e nei casi dove il gas viene introdotto come nuovo combustibile (Grecia, Portogallo, Spagna e parti della Scandinavia). In generale, dovrebbe continuare la tendenza verso un barile più leggero In linea con la tendenza mondiale, pur se non così forte come la tendenza nei paesi in via di sviluppo, è prevista una crescita nella fascia media del barile. I prodotti interessati sono il kerosene da aviazione e soprattutto il diesel per i trasporti e ciò compenserà il continuo declino di questi combustibili per il riscaldamento. La domanda di benzina potrà aumentare leggermente, soprattutto nell'Europa meridionale, ma la continua tendenza verso automobili alimentate a diesel dovrebbe limitare questa crescita, a meno che non intervengano mutamenti fiscali per equiparare le accise sui due combustibili su una base energetica. Ciò non capovolgerebbe completamente la tendenza in quanto l'utilizzazione di diesel continua a presentare dei vantaggi. Il problema delle emissioni a particelle dei veicoli a diesel dovrebbe poter essere risolto tecnicamente. La parte residua del barile dovrebbe declinare in quanto l'olio combustibile è confrontato a normative ambientali e alla concorrenza del gas naturale. Una parte non trascurabile dei prodotti residui viene comunque usata nei casi dove non esistono precise possibilità di sostituzione. HFO per carburanti per uso marittimo, bitume, lubrificanti e coke di petrolio Questi utilizzi rappresentano il 40% dei prodotti residui in Europa e dovrebbero aumentare in linea con l'economia. C. 3 Offerta di prodotti petroliferi nell'Unione europea Nel 1994, il bilancio dell'approvvigionamento di prodotti petroliferi nella CE-12 è stato il seguente: domanda totale (CE-12) 494 milioni di tonnellate ed esportazioni non CE-12 (compresi oli combustibili densi) 110 milioni di tonnellate rispetto a 517 milioni di tonnellate di produzione netta di raffineria, importazioni non CE-12 76 milioni di tonnellate e scorte CE-12 e altri cambiamenti 11 milioni di tonnellate. tutto L'industria di raffinazione dell'UE fornisce l'approvvigionamento. Le importazioni nette globali di prodotti petroliferi si avvicinano a 0 (grafico C. 6) e ciò è frutto di forti esportazioni nette di benzina (15 milioni di tonnellate) che hanno registrato un marcato aumento negli ultimi anni, compensate principalmente da importazioni nette di olio combustibile e nafta (grafici C. 7/8/9) Le fonti di importazione sono ampiamente diversificate (tabella B. 2). la quota maggiore (86%) di 20 ALLEGATO D Ambiente D. l Contesto politico ed economico La protezione dell'ambiente è un obicttivo comunitario di grande rilevanza politica ed economica. Il titolo XVI del trattato CE stabilisce la politica ambientale che la Commissione deve promuovere. L'ambiente e soprattutto la qualità dell'aria destano preoccupazioni nella Comunità I cittadini chiedono miglioramenti e al riguardo sono stati assunti impegni specifici nell'ambito della Convenzione quadro sul cambiamento climatico L'intera Comunità trarrà vantaggio da una migliore qualità dell'aria. Per il settore dell'energia in particolare, le misure ambientali avranno effetti di vasta portata e rappresentano elementi chiave per l'industria petrolifera, con un impatto sui settori della raffinazione e del marketing. D. 2 Misure attuali e proposte L'impatto delle misure esistenti e proposte concerne accordi operativi nel processo di raffinazione stesso, nell'ottica di specifiche di prodotto più severe e apparecchiature di riduzione delle emissioni nel sistema di distribuzione. Le attuali direttive CE concementi le sostanze inquinanti in vari prodotti petroliferi hanno portato a specifiche più severe per quanto riguarda i livelli di zolfo, benzene e piombo, come indicato nelle tabelle (D. 1/2/3). Esiste inoltre ora una direttiva adottata dal Consiglio nel 1994 sul controllo delle emissioni di composti organici volatili (COV) derivanti dal deposito della benzina e dalla sua distribuzione dai terminali alle stazioni di servizio (la cosiddetta direttiva "Fase 1" - 94/63/CE). Questa direttiva rappresenta il primo passo nella realizzazione di una strategia intesa a ridurre globalmente nella CE le emissioni COV. Essa concerne le emissioni, gli impianti, i veicoli e le navi che trattano il deposito, il carico e il trasporto di benzina da un terminale all'altro oppure da un terminale ad una stazione di servizio. Il programma Auto Oil ed eventuali misure future sono presentati alla sezione D. 4. 2. D. 3 Implicazioni per l'economia a valle e per il processo decisionale Le misure esistenti e previste comportano già per l'industria una forte spesa che essa teme di non poter riflettere nei prezzi di vendita. Gli investimenti, comprese le spese finora sostenute per il settore petrolifero a valle, conseguenti alle misure ambientali comunitarie, esistenti e possibili, sono rilevanti. La tabella D. 5 riprende stime effettuate dall'industria e da altre fonti esteme sull'entità delle spese da prevedere 21 La capacità di desolforazione di distillati medi già installata a seguito delle misure è considerevole: 155 milioni di tonnellate di capacità nel 1994 (cfr. tabella D. 6 per la ripartizione tra paesi) rispetto ad una domanda totale di distillati medi di 225 milioni di tonnellate. Un'altra potenziale conseguenza economica sono i costi obbligatori di pulizia per i raffinatori che chiudono gli impianti. Questi costi incidono sulle decisioni di chiusura, nel senso che aumentano notevolmente il prezzo di questa operazione In linea con il principio "chi inquina paga", gli operatori che chiudono raffinerie, depositi, punti di vendita al minuto o altri impianti devono pulire il sito secondo norme accettabili specificate. I relativi costi sono potenzialmente considerevoli: per una raffineria di dimensioni medie, essi oscillano tra 60 e 80 milioni di ECU e per un punto di vendita al minuto, essi sono dell'ordine di 200. 000 ECU. D. 4 Previsioni ambientali D. 4. 1 Eventuali misure future E molto difficile valutare tutte le opzioni ambientali disponibili, tecniche e non tecniche, disponibili rispetto alle misure che potrebbero essere applicate al settore della raffinazione, considerati il rapporto costi-efficacia, le conseguenze per la competitività e i parametri geografici. Negli ultimi anni, tuttavia, si è fatto strada un nuovo approccio per formulare e selezionare misure ambientali applicabili al settore petrolifero. Esse mirano ora a conseguire nuovi obiettivi di qualità dell'aria per il 1999-2005 per quanto riguarda le emissioni di sostanze inquinanti: NOx, S02, CO, particelle, piombo, ozono, benzene, idrocarburi, cadmio, arsenio, nickel e mercurio I servizi della Commissione stanno esaminando le modalità e i mezzi più razionali per conseguire una seconda serie di riduzione delle emissioni COV permesse, mediante accorgimenti tecnici presso le stazioni di servizio (le cosiddette misure della "Fase II" già decise da alcuni Stati membri) oppure installando grandi cartucce di carbone nelle automobili. D. 4. 2 II programma europeo Auto Oil iniziativa da parte della Altre misure ambientali sono annunciate. Una grande Commissione, di concerto con l'industria comunitaria del petrolio (EUROPIA) e l'industria di fabbricazione dei motori (ACEA), è stata varata nel luglio 1993, con l'obiettivo di migliorare la qualità dell'aria. Questa iniziativa rientra in una nuova strategia della Commissione in materia di emissioni degli autoveicoli ed è basata su un approccio poliedrico e coerente circa le misure di riduzione dell'inquinamento da attuare entro il 2000. L'iniziativa è designata "European Auto Oil Programme" (EAOP) e la strategia è pienamente in linea con il programma di azione della Commissione a favore dell'ambiente, che conferisce una grande importanza all'analisi del rapporto costi-efficacia. 22 L'EAOP intende individuare le nuove misure necessarie per raggiungere obiettivi di qualità dell'aria stabiliti razionalmente, riducendo le emissioni nella maniera più economica possibile. Le misure individuate dall'EAOP costituiranno la base per la nuova fase della legislazione europea sulle emissioni e le qualità di combustibile Il programma europeo Auto Oil ha anche sistemi di ispezione/manutenzione e varie misure non tecniche (tariffe stradali, limitazione del traffico in determinate zone, rottamazione), a titolo di importanti clementi delle politiche nazionali per rispettare i futuri obiettivi di qualità dell'aria. La maggior parte delle misure non tecniche non si presta però ad una regolamentazione comunitaria ed è più indicata per normative a livello nazionale/locale. individuato migliori Per il momento, sono state ultimate quattro parti di EAOP: (i) European Programme on Emissions, Fuel and Engine Technologies - EPEFE (Programma europeo sulle emissioni, il combustibile e le tecnologie del motore), (ii) lo studio sulla qualità dell'aria in sette città europee, (iii) il controllo della qualità del combustibile disponibile sul mercato, (iv) l'analisi del rapporto costi-benefici delle misure tecniche e non tecniche proposte per conseguire i voluti livelli di qualità dell'aria. L'obiettivo principale del programma di ricerca sperimentale EPEFE era determinare il rapporto tra tecnologia del motore, qualità del carburante ed emissioni. Il programma ha permesso di valutare la riduzione delle emissioni ottenibili cambiando la qualità del carburante. Questo ottimo esempio di cooperazione tra la Commissione e l'industria del petrolio e della fabbricazione dei motori dovrebbe prossimamente portare ad una serie di specifiche, la cui entrata in vigore è prevista nel 2000, concementi le caratteristiche dei carburanti per motori, al fine di conseguire una forte riduzione del livello delle emissioni di sostanze inquinanti prodotte durante l'uso e la fabbricazione. Questa nuova serie di specifiche, oltre a rispettare i requisiti ambientali, terrà anche conto della necessità di contenere i costi delle misure, nonché delle altre esigenze sociali ed economiche dei paesi comunitari. D. 4. 3 Proposte dell'industria sull'applicazione di un approccio costi-benefici alle misure della Commissione L'industria petrolifera propone che l'approccio "costi-benefici" seguito dall'EAOP funga da base per un approccio globale molto più vasto ed approfondito (designato Valutazione dell'impatto dell'energia - Energ. I. A), da applicare alle proposte della Commissione atte ad avere ripercussioni dirette o indirette sul settore dell'energia. L'approccio proposto terrebbe conto di tutti gli impatti sulle attività energetiche e quelle connesse nelle valutazioni "costi-benefici" delle misure CE proposte, tra cui quelle relative all'ambiente. Le valutazioni dovrebbero comprendere un'analisi generale e obiettiva "costi-benefici", sotto il profilo qualitativo e quantitativo dell'impatto che le misure proposte dalla Commissione avrebbero sulla realizzazione degli obiettivi comunitari di politica energetica. Questo approccio merita di essere ulteriormente esaminato dai servizi della Commissione. 23 ALLEGATO E Raffinazione del petrolio E. l Numero di raffinerie, capacità ed utilizzo E li Definizioni dei tipi di capacità Si devono definire due dei principali elementi del processo di raffinazione per poter discutere e capire adeguatamente l'economia del sottosettore della raffinazione. Il primo è il processo di distillazione del greggio che corrisponde al trattamento iniziale del greggio, cioè il processo di distillazione primaria che avviene in un impianto designato "unità di distillazione del greggio" (crude distillation unit - CDU). In genere, questa è la. capacità cui si riferisce parlando di "capacità di distillazione", "capacità CDU" o "capacità di distillazione diretta (straight-run)". Il secondo comprende i processi di valorizzazione che migliorano la qualità e il valore dei prodotti intermedi del processo di raffinazione. Questi processi comprendono: il miglioramento dei distillati (reforming catalitico) e i processi di conversione (cracking catalitico). I processi di conversione trasformano l'olio combustibile ottenuto con la distillazione iniziale del greggio oppure altri prodotti intermedi del processo di raffinazione che hanno un valore di olio combustibile in prodotti distillati medi e leggen, consentendo così alle raffinerie di far combaciare meglio la produzione con la domanda. La conversione è spesso espressa in capacità equivalente cracking catalitico (equivalent catalytic cracking - CCU), necessaria per produrre la stessa quantità di distillato; il cracking catalitico è uno degli esempi più frequenti di impianto di conversione Altri comprendono il cracking dei residui, il cracking combinato, il l'hydrocracking, visbreaking, la cochefazione e l'alchilazione. La terminologia presentata in queste definizioni è usata in tutto il documento. E 12 Numero di raffinerie Alla fine del 1994, nella CE-12 esistevano 93 raffinerie, dopo un lungo periodo di chiusure iniziato nel 1980 quando le raffinerie erano 141. Il numero totale delle raffinerie, la capacità di distillazione primaria, nonché dettagli sulla complessità delle raffinerie all'inizio e alla fine del periodo al di là del 1988, figurano nella tabella E. l. Anche se il numero complessivo di raffinerie è diminuito nel periodo, si osserva che il numero di raffinerie complesse in realtà è aumentato (da 55 a 66), con un calo nelle raffinerie semi-complesse (da 24 a 13) e nelle raffinerie semplici (da 62 a 14). Ciò rappresenta un notevole aumento della complessità della capacità totale di raffinazione comunitaria. Dopo le chiusure, restano soltanto tre raffinerie con una capacità inferiore a 1 mta. L'ubicazione di alcune raffinerie inoltre non è favorevole ed esse, insieme alle raffinerie a bassa capacità, si trovano attualmente nella fascia caratterizzata da una scarsa redditività. 24 E. 1. 3 Tendenze Complessivamente, la capacità di distillazione del greggio (CE-15) notificata dagli Stati membri per il 1994 era di 637 milioni di tonnellate l'anno (mta), di cui sono state utilizzate 560 mta, vale a dire un tasso di utilizzo dcll'87%, in linea con l'aumento più o meno costante del tasso di utilizzo registrato a partire dal 1985 quando l'utilizzo era soltanto del 63%. Questo aumento riflette il programma di riduzione della capacità di distillazione del greggio avviato da molti raffinatori in questo periodo, grazie soprattutto alla chiusura di raffinerie complete come già menzionato. La tabella E. 2 presenta la situazione al 1" gennaio 1995 per ciascuno Stato membro per quanto riguarda le capacità di distillazione primaria e di conversione, le capacità di distillazione primaria, i flussi e l'utilizzo sono indicati nel grafico E. l per il periodo 1985-95. I dati sulla capacità di distillazione primaria in base ai quali sono calcolati i tassi di utilizzo non tengono però conto della cosiddetta "capacity creep" degli ultimi anni, cioè l'espansione ridotta ma continua della capacità nominale esistente notificata, né della capacità messa fuori servizio, ma riattivabile in breve tempo. I tassi di utilizzo sono quindi in eccesso e sono addirittura al di sotto dell'utilizzo totale indicato dai dati. Nel 1995, la capacità di impianto di conversione (CE-15) era di 199 milioni di tonnellate (in equivalente di cracking catalitico) e 50 milioni di tonnellate o 35% rispetto al 1985 (tabella E. 3/grafico E. 2). Questa figura rappresenta il 31% della capacità totale CDU Questa forte crescita della capacità di conversione rispecchia le aspettative dell'industria a tale momento circa la futura crescita della domanda di benzina e il crescente appesantimento del greggio consegnato. Queste aspettative si sono confermate fino agli inizi degli anni '90. Successivamente, la crescita di benzina è calata e il "crude slate" ha cominciato ad alleggerirsi (cfr. grafici B. 7, C. 3, C. 4 e C. 5 negli allegati precedenti). L'opinione diffusa nell'industria è che la capacità di conversione esistente sia stata comunque utilizzata in quanto i margini, pur bassi, restavano sufficienti a coprire i costi cash variabili. E. 2 Margini di raffinazione e redditività E. 2. 1 Definizioni dei margini Nel presente documento, i margini di profitto delle raffinerie sono definiti come "margini lordi". Essi rappresentano cioè la differenza tra i proventi ricavati dalle vendite di prodotti petroliferi e il costo del greggio, divisa per il quantitativo di greggio trattato. 25 E. 2. 2 Margini osservati Il grafico E. 3 stabilisce i margini di profitto della raffinazione in dollari USA per barile di greggio trattato realizzati nel periodo 1988-94 nell'Europa Nord-Occidentale (NWE) e nel Mediterraneo (MED). Per l'Europa Nord-Occidentale, essi sono rappresentati sia per i "Straight-Run Refiners" (cioè il "straight-run margin" o margine di distillazione diretta, definito in senso lato come quello realizzato dai raffinatori che gestiscono soltanto impianti di distillazione del greggio, più impianti di reforming catalitico) che per gli "Upgrading Refiners" (cioè {'"upgrading margin" o margine di raffinazione definito come quello realizzato dai raffinatori che operano la distillazione del greggio, più il craking catalitico, la desolforazione di gasolio e il reforming catalitico). Per il Mediterraneo, i margini sono indicati esclusivamente per gli "Upgrading Refiners". Innanzitutto, si può rilevare che, anche se recentemente le differenze tra i margini tipici di valorizzazione nell'Europa Nord-Occidentale e nel Mediterraneo non sono stati molto diversi, nel periodo 1992-94, i margini del Mediterraneo sono stati superiori fino a circa 0,6 USD/bbl. In secondo luogo, si constata che entrambi i margini di distillazione diretta (straight-run) e di valorizzazione (upgrading) sono diminuiti dopo l'aggiunta nel 1991, situandosi su livelli, nel 1995, di circa 0 USD/bbl e 1,8 USD/bbl. Si considera che i margini di valorizzazione debbano raggiungere livelli nettamente superiori per un certo tempo prima che i raffinatori possano ricavare un adeguato profitto dagli investimenti effettuati negli ultimi anni. Il grafico E. 3 dimostra che i margini di valorizzazione hanno raggiunto soltanto una volta (agli inizi del 1991 durante la crisi del Golfo) questi livelli e per soltanto pochi mesi. E. 2. 3 Spiegazione delle tendenze Il sottosettore della raffinazione dell'industria petrolifera comunitaria a valle ha registrato da qualche tempo margini che si devono ora considerare come cronicamente deboli. Al contempo, la capacità di fabbricazione della benzina è diventata in eccedenza e si è rarefatta l'offerta di diesel. Questa situazione è riconducibile agli elementi seguenti. (i) evoluzione della recessione economica quale si rispecchia nell'appiattimento globale della domanda di prodotti petroliferi nella CE, in particolare la benzina, (ii) un persistente eccesso di capacità di distillazione del greggio nella CE rispetto alla domanda di prodotti petroliferi, (iii) un aumento imprevisto nella disponibilità di petroli leggeri del Mare del Nord e dell'Arabia Saudita che ha consentito di fabbricare ulteriori prodotti leggeri senza dover utilizzare tutta la capacità di raffineria disponibile degli impianti di trasformazione (inizialmente installati dall'industria in previsione di un aumento di consegne di greggio pesante che avrebbe aumentato il deficit di prodotti leggeri) (Il grafico E. 4 dimostra gli effetti di questo sviluppo sui prezzi del greggio e dei prodotti), 26 (iv) il passaggio nella domanda di carburante da trasporto dalla benzina al diesel, dovuto in parte alle disparità in molti Stati membri tra il diesel e la benzina che hanno fatto aumentare moltissimo la domanda di diesel a svantaggio della benzina e (v) un crescente numero di vincoli ambientali, in particolare l'introduzione della benzina senza piombo, che hanno comportato degli investimenti in impianti supplementari di raffinazione per migliorare la qualità, cosa che ha dato luogo ad un aumento non previsto della capacità di fabbricazione di prodotti leggeri. Malgrado i notevoli tagli di capacità di distillazione del greggio, favoriti negli anni '80, la situazione di capacità in eccedenza persiste e non dovrebbe scomparire per un certo periodo senza ulteriori chiusure di impianti. L'ulteriore riduzione, sia della distillazione del greggio che della capacità di conversione, potrebbe contribuire a risolvere questo problema. Alcuni raffinatori hanno reagito chiudendo altri impianti di distillazione del greggio o, in taluni casi, vendendo raffinerie complete ad acquirenti mossi dall'obiettivo strategico di penetrare nuovi mercati. In genere, tuttavia, i tagli sono stati insufficienti per diminuire l'offerta di prodotti petroliferi e portare quindi i margini della distillazione diretta a livelli accettabili. Inoltre, non è stata chiusa alcuna capacità di conversione e, di conseguenza, non vi è stato il calo nella disponibilità di distillati leggeri, necessario per far salire i margini di valorizzazione. Recentemente vi è stata soltanto una chiusura completa (capacità di circa 5 milioni di tep), sostanzialmente perché i raffinatori sono riluttanti a prendere queste decisioni molto strategiche, considerata la loro natura a senso unico e i pesanti oneri ambientali che esse comportano. Non è stata operata la necessaria riduzione della capacità di distillazione del greggio a causa dell'incertezza circa l'eventuale ripresa della domanda e a quale momento, dell'attuale tendenza a ridurre i costi che ha consentito ai raffinatori di rimanere cash- positive e della riluttanza dei singoli raffinatori ad affrontare implicazioni strategiche ed operative, nonché dei notevoli costi delle chiusure di raffinerie A causa di questa situazione della distillazione primaria e della conversione, i raffinatori, la maggior parte dei quali hanno almeno una capacità parziale di conversione, si trovano in una situazione di stallo in quanto i margini cash pur bassi sono positivi, ma non sono sufficienti a rendere redditizi investimenti su impianti di conversione. Alla luce di tutti questi fattori, l'industria è confrontata ad una situazione di straordinaria incertezza circa le prospettive per il settore e ripiega su posizioni di attesa (wait-and-see) circa le decisioni sulla capacità. La tabella E5 fornisce dettagli sull'espansione e la riduzione netta di capacità, già consigliata all'inizio del 1995. La tabella E6 fornisce dettagli sulla capacità estera di raffinazione dell'OPEC alla fine del 1995. 27 E. 2. 4 Effetti degli scambi intemazionali sulla redditività della raffinazione In generale, la bilancia commerciale dei prodotti petroliferi nella CE è migliorata negli ultimi anni (cfr. grafici C. 6/7/8/9 negli allegati precedenti). Permangono alcune preoccupazioni circa il fatto che eventuali riduzioni della capacità di raffinazione realizzate nella CE vengano compensate da un aumento delle importazioni, impedendo così un miglioramento dei margini. Da notare al riguardo che le disposizioni del sistema di preferenze generalizzato che negli ultimi tempi hanno favorito le importazioni di prodotti petroliferi da alcuni paesi, diventeranno prossimamente più severe, in linea con l'obiettivo iniziale del sistema SPG di favorire l'investimento nei paesi meno favoriti. Le importazioni potrebbero diventare un fattore importante con l'aumento dell'autonomia di prodotti petroliferi dei paesi del lontano Oriente che può tradursi in una flessione delle esportazioni dalle raffinerie del Medio Oriente verso l'UE, oppure con l'aumento di esportazioni di prodotti petroliferi dalla CSI. In quest'ultimo caso, la probabile evoluzione delle interazioni a valle tra la CE da un lato e la CSI e i PECO dall'altro, permane poco chiara, considerata l'incertezza sul ritmo e sulla direzione degli sviluppi in tale regione. A breve-medio termine, i cambiamenti non dovrebbero incidere in modo rilevante sull'economia delle consegne di petrolio a valle. A più lungo termine, si considera che la CSI e i PECO investiranno nei loro impianti di raffineria per correlare maggiormente la loro produzione alla domanda intema, con esportazioni di greggio anziché di prodotti, un'opzione più redditizia rispetto all'attuale prassi di esportare le eccedenze di prodotti sui mercati intemazionali. Negli USA, le iniziative per introdurre la "Reformulated Gasoline", onde ridurre le emissioni nocive, ha avuto delle ripercussioni sui raffinatori comunitari, nel senso che logistici, hanno ridotto, alcuni importatori americani, a seguito dei cambiamenti temporaneamente, le importazioni di benzina. Alcuni paesi e società sostengono che le nuove normative introdotte nel 1995 hanno favorito i raffinatori americani. La situazione è comunque in evoluzione e resta da vedere quale sarà l'effettivo impatto a lungo termine sulla redditività della raffinazione comunitaria. E. 3 Prospettive della raffinazione L'opinione generale è che le previsioni per il settore siano caratterizzate da un insolito livello di incertezza, cosa che ostacola l'impegno dell'industria verso il settore nel suo insieme. La maggior parte dei soggetti industriali adotta un atteggiamento di attesa (wait- and-see) in materia di decisioni strategiche. Più specificamente, gli operatori riconoscono che si dovranno chiudere altre raffinerie prima che i margini possano ritornare a livelli accettabili a breve e medio termine, anche se permane la possibilità che l'eccedenza di capacità attualmente registrata abbia unicamente un carattere temporaneo. Si riconosce tuttavia la difficoltà di procedere ad ulteriori chiusure a causa dei pesanti costi ad esse correlate. 28 Un altro fattore che si ritiene freni le decisioni in materia di chiusura è il problema dei costi di pulizia, come già indicato in precedenza. Anziché chiudere le raffinerie non redditizie, i proprietari sono tentati di mantenerle operative ad un livello minimo ("tick- over"), con investimenti anch'essi minimi e producono le quantità e qualità di prodotti necessarie per restare "cash-positive". Questo indirizzo contribuisce ovviamente alla generale situazione di eccedenza dell'offerta. In queste circostanze, come alternativa ai costi di chiusura, alcuni raffinatori, per motivi strategici o di altro tipo, possono essere indotti a vendere ad acquirenti per i quali intenti strategici c/o circostanze economiche rendono l'acquisto interessante. I nuovi proprietari, dovendo remunerare un basso livello di capitale investito, possono operare con profitto a margini che coprono unicamente i costi operativi, con la conseguenza di indebolire ulteriormente in modo diretto i margini di raffinazione nell'intero settore. I raffinatori congelano quindi i loro investimenti - a parte quelli obbligatori di manutenzione o quelli stabiliti per legge - data l'assenza di qualsiasi prospettiva di miglioramento a breve o addirittura a medio termine Anche per gli investimenti obbligatori, i raffinatori temono di non ricavare utili sufficienti e tutto ciò produce un atteggiamento di attesa nell'industria. In questa situazione, va anche menzionata la concorrenza esercitata da altre parti del mondo onde attrarre investimenti industriali. È possibile conseguire altrove maggiori utili. Le società petrolifere intemazionali possono concentrare le loro limitate risorse di capitale in zone al di fuori della CE, dove le industrie di raffinazione possono diventare più competitive ed efficienti che nella Comunità, con le conseguenze che ciò comporta per l'intera economia comunitaria. 29 ALLEGATO F Marketing dei prodotti petroliferi F. l Definizione del sottosettore marketing Il sottosettore del marketing comprende il trasporto dalle raffinerie ai consumaton mediante navi, mezzi stradali o ferroviari a seconda dei prodotti. Le consegne ai consumatori sono talvolta dirette, ma avvengono di norma mediante depositi intermedi usati come base per la distribuzione più locale. Nel caso della benzina e del combustibile diesel, la maggior parte dei clienti si rifornisce alle stazioni di servizio (cioè di rifornimento), spesso di proprietà delle società titolari di raffinerie o gestite in franchigia da esse. La pressione concorrenziale è tale che gli operatori cercano di offrire un servizio di qualità superiore rispetto ai loro concorrenti. F. 2 Statistiche sulle vendite al dettaglio Dal 1985, il numero delle stazioni di servizio nella CE è stato in costante calo. Il totale di stazioni nella CE-15 è ora di 122. 900, cioè una riduzione del 23% rispetto alle 158 700 stazioni attive nel 1985. (La tabella F. l fornisce dettagli sull'evoluzione di questi siti durante il periodo in ciascuno Stato membro, mentre il grafico F. l presenta l'evoluzione nell'intera CE). Queste riduzioni del numero di siti sono avvenute in quanto gli operatori hanno cercato di aumentare i volumi di carburante venduti per stazione e di ridurre quindi i costi unitari (cfr. il grafico F. 2 per l'evoluzione dei volumi venduti per sito nella CE-12) L'evoluzione del settore al dettaglio negli ultimi anni è stata caratterizzata dalla rapida espansione in alcuni paesi di vendite presso ipermercati che sono avvenute in gran parte a scapito di quelle delle società petrolifere tradizionali. F. 3 Quote di mercato delle vendite al dettaglio e redditività A livello di quote di mercato, negli ultimi dieci anni le grandi imprese tradizionali integrate e gli indipendenti hanno perso terreno rispetto agli ipermercati e alle cosiddette società petrolifere nazionali e agli operatori appartenenti ad interessi del paese di produzione. Gli ipermercati si sono affermati in particolare in Francia e nel Regno Unito dove continuano a migliorare la loro posizione grazie ad una politica di forte concorrenza dei prezzi. La struttura concorrenziale del mercato dei carburanti sta quindi cambiando notevolmente. 30 A seguito di questo sviluppo, negli ultimi tempi si è affermata una crescente tendenza alla razionalizzazione del mercato da parte delle società integrate nelle vendite di carburante, nell'ambito della quale, attraverso una politica di permutazione selettiva (swaps) e di chiusura di stazioni di benzina, le società hanno concentrato le loro vendite in determinate arce geografiche. Anche se la situazione del marketing si configura in genere migliore rispetto a quella della raffinazione indubbiamente, in alcune zone, l'affermarsi degli ipermercati rispetto ad attività prima considerate un feudo delle società petrolifere tradizionali, incide sull'economia del sottoscttorc marketing. F. 4 Questioni di armonizzazione Le disparità fiscali in molti Stati membri e le tasse applicate al diesel e alla benzina hanno fatto salire la domanda di diesel a scapito della benzina, accentuando cosi nella CE il divario tra la produzione e la domanda (tabella E. 4). Le disparità fiscali tra gli Stati membri, relativamente agli stessi prodotti, non hanno inoltre consentito la soppressione delle frontiere fiscali, causano costi, distorsioni di mercato e concorrenziali ed hanno posto il problema delle frodi Come richiesto dai rappresentanti dell'industria e delle amministrazioni nazionali al dibattito sulla problematica fiscale svoltosi a Lisbona il 13-15 novembre 1995, l'armonizzazione dei regimi fiscali è ora considerata un elemento necessario per raggiungere gli obiettivi del trattato rispetto al mercato intemo. Circa le norme di prodotto, attualmente nella CE esiste una proliferazione di specifiche in materia di carburanti che derivano da differenze spesso relativamente piccole nei vari Stati membri per prodotti essenzialmente simili. Alcuni operatori sostengono che la normalizzazione di queste specifiche nella CE consentirebbe una notevole semplificazione delle modalità logistiche, facilitando riduzioni di costo che potrebbero, almeno in parte, ripercuotersi sui consumatori. Altri considerano queste variazioni nelle specifiche utili ai fini di una concorrenza normale sulla qualità. 31 ALLEGATO G Glossario Le seguenti definizioni dei termini possono essere utili soprattutto per coloro che non posseggono conoscenze specialistiche dell'industria petrolifera. Per facilità d'uso, esse sono presentate in ordine alfabetico (seguendo il testo inglese). ACEA: Associazione dei costruttori europei di automobili. ASEAN: Associazione delle nazioni del Sud-Est asiatico. BAT: Best Available Technology (Migliore tecnologia disponibile). bbl: Barile, misura di volume usata dall'industria petrolifera. Un metro cubo corrisponde a 6,29 barili. Una tonnellata metrica di greggio corrisponde a circa 7,33 barili bn: Miliardi. bt: Miliardi di tonnellate metriche. btep: Miliardi di tonnellate metriche equivalente petrolio. Capacity creep: Un termine industriale usato per descrivere la lenta ma costante espansione della capacità effettiva rispetto alla capacità nominale di un impianto che normalmente risulta dai miglioramenti apportati dagli operatori agli impianti, eliminando le strozzature nel flusso di liquidi trattati, ecc PECO: I paesi dell'Europa centrale e orientale - cioè i paesi satelliti dell'ex Unione Sovietica, dell'Europa centrale e orientale, più gli Stati baltici CSI: La Comunità degli Stati indipendenti - cioè i paesi dell'ex Unione Sovietica. Capacità di conversione/impianto di conversione: Una sottocategoria della capacità/impianto di valorizzazione (cfr. più avanti). Gli impianti di conversione trasformano l'olio combustibile o altri prodotti intermedi del processo di raffinazione aventi un valore di olio combustibile in distillati medi e leggeri, consentendo così ai raffinatori di correlare maggiormente la produzione alla domanda. Greggio: Olio minerale esistente allo stato naturale, sotto terra o sul fondo marino. Qualità di greggio: I greggi presentano diverse qualità importanti per i raffinatori, tra le quali le più importanti e maggiormente note sono il tenore di zolfo e la densità. Nel linguaggio corrente, la densità esprime il rapporto leggerezza/pesantezza del greggio. 32 Più il greggio è leggero, maggiore sarà la percentuale di prodotti più leggeri, e in genere con un valore supcriore, che possono essere distillati senza dover ricorrere a costosi processi di conversione (cfr. "Capacità di conversione/impianto di conversione" sopra). Di conseguenza, i greggi leggeri sono in genere più cari. Un altro punto degno di nota è il fatto che i greggi leggeri tendono, ma non sempre, ad avere un tenore inferiore di zolfo e quindi non richiedono nella stessa misura un trattamento di desolforazione che si aggiunge ai costi di raffinazione, un fattore di crescente importanza, considerate le specifiche sempre più severe in materia. Quando ciò si verifica, il valore di mercato del greggio aumenta a sua volta. Settore petrolifero a valle: Esso comprende: (i) accordi di trasporto e deposito inerenti alla fornitura di greggio e di petrolio in parte raffinato alle raffinerie, (ii) il processo stesso di raffinazione, (iii) gli accordi di trasporto, deposito, distribuzione e vendita inerenti alla circolazione dei prodotti petroliferi finiti dalle raffinerie ai consumatori. Le attività di cui a (i) sono spesso semplicemente designate come "forniture"; quelle di cui a (ii) come "raffinazione"; e quelle di cui a (iii) come "marketing" (distribuzione). Salvo se altrimenti indicato, questa terminologia semplificata è utilizzata in tutta la relazione. Le attività di "consegna" svolte nel quadro di (i) comprendono il trasporto di greggio via nave e/o oleodotti e/o containers alle raffinerie. Le attività di "raffinazione" di cui al punto (ii) comprendono la raffinazione sia del greggio che degli oli in parte raffinati (trasportati da una raffineria all'altra per ulteriore trattamento) in una complessa sequenza di processi chimici e di operazioni di miscela. Il risultato finale è un'ampia gamma di prodotti petroliferi finiti, destinati a varie applicazioni: carburante da trasporto o combustibile da riscaldamento, materie prime per l'industria chimica, materiali per la costruzione stradale, lubrificazione ed altri impieghi. Le attività di "marketing" di cui al punto (iii) comprendono il trasporto dalle raffinerie via nave, su strada, per ferrovia o mediante oleodotti ai consumatori. Le consegne sono talvolta dirette, ma in genere avvengono tramite depositi intermedi utilizzati come base per una distribuzione più locale. Nel caso della benzina e del carburante diesel, la maggior parte dei clienti sono rifomiti attraverso una rete di stazioni di servizio (di rifornimento), in molti casi di proprietà delle società proprietarie delle raffinerie o gestite in franchigia da esse. CE: Comunità europea: nella presente relazione, comprende tutti e 15 gli Stati membri, salvo indicazione contraria. ECU: Unità monetaria europea. EUROPIA: Associazione europea dell'industria petrolifera. Olio combustibile: I prodotti più pesanti ricavati dal greggio nel processo iniziale di distillazione. Essi servono a produrre prodotti pesanti finiti per centrali, caldaie di navi, ecc. ex URSS: ex Unione Sovietica. SPG: Sistema di preferenze generalizzate. 33 HFO: Heavy fuel oil (olio combustibile pesante). kPa: Migliaia di Pascals. LDC: Less Developed Countries (Paesi meno sviluppati). Distillato leggero. 1 prodotti più leggeri ricavati dal greggio nel processo iniziale di distillazione. Essi servono a produrre prodotti leggeri finiti, quali benzina, materie prime per l'industria chimica, ecc. MED: Mediterraneo. Distillato medio: I prodotti di peso medio rieavati dal greggio nel processo iniziale di distillazione. Essi servono a produrre prodotti finiti, quali il gasolio da autotrazione (carburante diesel) e il gasolio da riscaldamento (combustibile per il riscaldamento domestico). mt: Milioni di tonnellate. mta: Milioni di tonnellate l'anno. m : Metro cubo. GNL: Gas naturale liquido. NWE: North-Wcst Europe (Europa Nord-Occidentale). pa. : Per annum. ppm: Parti per milione Raffinazione: Processi chimici e fisici per separare i composti di idrocarburi del greggio e la conversione di alcuni di essi in altri composti da miscelare in vari prodotti finiti utilizzabili. Residuo: Olio combustibile ed altri prodotti pesanti intermedi ricavati nella fase di distillazione iniziale del processo di raffinazione. R/P: Riserve - produzione (rapporto - utilizzato per quanto riguarda le riserve di petrolio e di gas). "Prodotti primari": Quelli ricavati nel processo di distillazione primaria. TP A: Third Part Access (accesso di terzi). tpa: Tonnellate per annum. Capacità di valorizzazione/impianto di valorizzazione. Termine usato per descrivere il processo inteso a migliorare la qualità e il valore dei prodotti intermedi e del processo di raffinazione COV: Composti organici volatili. 34 Indice delle tabelle e dei grafici Tabelle B. l Evoluzione degli scambi di greggio B. 2 Evoluzione degli scambi di prodotti petroliferi B. 3 Evoluzione degli scambi di benzina B. 4 Evoluzione degli scambi di nafta B. 5 Evoluzione degli scambi di gas/olio diesel B. 6 Evoluzione degli scambi di olio combustibile residuo Grafici B. l Riserve mondiali accertate di petrolio B. 2 Distribuzione delle riserve mondiali B. 3 Forniture mondiali di petrolio B. 4 Quota OPEC nella produzione mondiale B. 5 Prezzi del greggio B. 6 Dipendenza dall'importazione di petrolio B. 7 Valori medi API CI Consumo energetico lordo (UE-15) 1995 C. 2 Consumo energetico lordo (UE-15) 2005 C. 3 Domanda di prodotti petroliferi, UE-15 C. 4 Struttura del barile di petrolio C. 5 Aumento della domanda di prodotti petroliferi, UE-15 C. 6 Scambi totali di prodotti, UE-12 C. 7 Esportazioni nette di benzina, UE-12 C. 8 Esportazioni nette di gasolio, UE-12 C. 9 Esportazioni nette di olio combustibile, UE-12 Tabelle DI Tenore massimo di zolfo - gasolio D. 2 Tenore massimo di piombo - benzina D. 3 Tenore massimo di zolfo - benzina senza piombo D. 4 Non utilizzati D. 5 Costi di investimento ambientali D. 6 Capacità di desolforazione E. l Evoluzione della struttura della raffinazione E. 2 Capacità di raffinazione E. 3 Capacità di conversione, UE-15 E. 4 Tasse e dazi, UE-15 E. l Utilizzo della capacità di distillazione, UE-15 E. 2 Capacità di valorizzazione della raffinazione, UE-15 E. 3 Margini di raffinazione E. 4 Divano di prezzo tra Brent/Dubai & benzina con piombo/olio combustibile E. 5 Ulteriore espansione netta o riduzione netta di capacità, UE-15 E. 6 Raffinazione estera OPEC F. 1 Numero di rivenditori al dettaglio F. l Marketing dei prodotti petroliferi, UE-15 F. 2 Produzione media per stazione di servizio, UE-12 Grafici Tabella Grafici 35 EU - 12 - Evolution of crude oil * trade 1985 - 1 9 90 - 1 9 94 1985** Mta 1990 Mta 1994 Mta % TOTAL IMPORTS 377. 0 467. 5 502. 0 312. 6 100. 0 428. 4 100. 0 455. 2 100 EXTRA - EU Imports (1 + 2 +3 + 4) 1. ÒECD countries of which :. Norway OPEC countries of which : Algeria Iran Iraq Kuwait Libya Nigeria Saudi Arabia Venezuela 3. Ex - USSR 4. Other countries of which : • Egypt Mexico 25. 4 23. 2 206. 0 18. 3 25. 6 24. 8 9. 9 37. 7 38. 8 28. 4 10. 3 27. 5 53. 7 11. 7 18. 3 8 7 66 6 8 8 3 12 12 9 3 9 17 4 6 46. 6 43. 8 253. 5 19. 0 54. 0 21. 3 10. 9 51. 1 26. 1 51. 9 8. 0 61. 2 67. 1 11. 1 17. 0 TOTAL EXPORTS 87. 4 67. 8 18 18 56 4 10 3 11 7 18 2 15 11 2 2 11 10 59 4 13 5 3 12 6 12 2 14 16 3 4 82. 5 80. 1 253. 9 18. 2fî 45:8 13. 6 49. 6 32. 5 82. 8 7. 5 66. 7 52. 1 8. 2 10. 2 96. 1 NET IMPORTS/(EXPORTS) 289. 6 399. 7 405. 9 * Refinery Feedstocks and NGL included. ** For 1985. EU - 12 does not include ex-GDR. Sources : IEA Statistics and Eurostat TABLE B. l 1 EU - 12 - Evolution of all petroleum products trade 1985 - 1 9 90 - 1994 1985 * 1990 Mta % Mta 1 9 94 Mta TOTAL IMPORTS 1 6 6. 4 179. 5 165. 4 EXTRA - EU imports (1 +2 + 3 + 4 + 5 + 6) 1. OECD countries of which : Norway Sweden. United States OPEC countries of which : Algeria Kuwait Libya Saudi Arabia Venezuela Ex - USSR Romania Other Eastern Europe countries Other countries of which : • Egypt TOTAL EXPORTS of which : v United States 9 1. 7 100 8 9. 2 100 76. 0 100 17. 3 19 24. 6 27 2 0. 4 2. 7 4. 5 6. 9 3 5 8 6. 3 5. 5 8. 1 7 6 9 6. 6 5. 4 6. 5 28. 6 31 2 8. 4 32 2 2. 2 8. 6 6. 7 2. 7 3. 0 4. 5 9 7 3 3 5 7. 7 5. 3 5. 2 6. 6 2. 6 9 6 6 7 3 8. 4 0 f7 4. 0 4. 4i 3. 2 22. 5 25 17. 8 20, 10. 4 4. 0 6. 0 13. 3 0. 5 1 2 3. 4 9. 8 4 7 14 1 2. 4 5. 2 10. 8 0. 5 157. 5 12. 6 3 6 12 1 0. 9 1. 2 20. 9 2. 1 165. 6 12. 1 27 9 7 9 29 11 1 5 6 4 14 1 2 27 3 NET IMPORTS/tEXPORTS) 4 3. 0 22. 0 (0. 2) * For 1985. EU - 1 2 does not include ex-GDR. Sources : IEA Statistics and Eurostat TABLE B. 2 £ EU - 12 - Evolution of t o t al gasoline trade 1 9 85 - 1 9 90 - 1 9 94 1985 Mta 1990 Mta TOTAL IMPORTS 17. 2 EXTRA - EU imports (1 +2 + 3 + 4 + 5 + 6) 414 100 28. 4 7. 9 2. 7 1. 2 0. 5 0. 4 1. 7 0. 6 0. 2 0. 2 0. 6 0. 0 0. 8 0. 4 0. 5 1. 5 0. 1 0. 5 0. 1 0. 4 0. 1 0. 1 0. 2 0. 0 1. 0 0. 7 34 2 11 2 9 2 2 5 0 23 16 0. 8 18 1. 8 1. OECD countries of which : Norway. Sweden. United States OPEC countries of which : Algeria Kuwait Libya Saudi Arabia Venezuela 3. Ex - USSR 4. Romania 5. 6. Other Eastern Europe countries Other countries of which : • Egypt TOTAL EXPORTS of which :. United States 23. 9 5. 9 NET IMPORTS/(EXPORTS) (6. 7) 35. 3 5. 1 (6. 9) 1994 Mta 22. 5I 100 5. 1 100 45 18 18 0 6 4 0 2 2 0 47 0 34 15 6 5 22 8 3 3 8 0 10 5 6 23 2. 3| 0. 9Ì 0. 9] o. o; 0. 3] 0. 2 ì o. o1 0. 1 0. 1 0. 0! 2. 4; 0. 0! 37. 5i i i 6. 8' (15. 0)i * For 1985, EU - 12 does not include ex-GDR. Sources : IEA Statistics and Eurostat TABLE B. 3 EU - 12 - Evolution of naphtha trade 1985 - 1990 - 1994 1985 • Mta 1990 Mta 1994 Mta % TOTAL IMPORTS EXTRA - EU imports ( 1 +2 + 3 + 4 + 5 + 6) 1. OECD countries of which : Norway. Sweden. United States OPEC countries of which : Algeria Kuwait Libya Saudi Arabia Venezuela Ex - USSR Romania Other Eastern Europe countries Other countries of which : • Egypt 4. 5. 6. TOTAL EXPORTS of which :. United States 21. 9 16. 5 2. 7 0. 5 0. 2 0. 2 6. 5 2. 9 1. 4 1. 1 0. 5 0. 0 4. 8 0. 8 1. 7 0. 3 12. 0 1. 0 NET IMPORTS/(EXPORTS) 9. 9 For 1985, EU - 12 does not include ex-GDR. 100 16 40 18 8 7 3 0 29 10 24. 3 16. 5 3. 1 0. 5 0. 2 0. 6 7. 2 2. 2 2. 1 1. 3 1. 3 0. 2 2. 9 0. 3 0. 0 3. 0 0. 3 14. 7 0. 7 9. 6 100 12 3 2 1 54 29 4 7 13 0 2 0 32 100 19 3 1 4 43 13 13 8 8 1 1^ 2 0 18 22. 8i 13. 9] 1. 6] 0. 4Ì 0. 3! 0. 1 7. 5! 4-1 0. 5] 1. 0] 1. 8Ì 0. 0] 0. 3! 0. 0] O. O] 4. 5] 0. 9Ì 13. 4i i i 0. 5' 9. 4i Sources : IEA Statistics and Eurostat TABLE B. 4 4 EU - 12 - Evolution of oas/diesel oil trade 1985 - 1990 - 1994 1985 Mta 1990 Mta TOTAL IMPORTS EXTRA - EU imports ( 1 +2 + 3 + 4 + 5 + 6) 1. 2. 3. 4. 5. 6. OECD countries of which : Norway Sweden. United States OPEC countries of which : Algeria Kuwait Libya Saudi Arabia Venezuela Ex - USSR Romania Other Eastern Europe countries Other countries of which : • Egypt TOTAL EXPORTS of which :. United States 59. 4 34. 1 5. 1 1. 3 2. 1 0. 9 9. 6 3. 4 2. 8 0. 7 0. 6 1. 2 11. 3 5. 5 2. 6 0. 0 33. 7 0. 3 NET IMPORTS/(EXPORTS) 25. 7 55. 6 30. 7 100 15 4 6 3 28 10 8 2 2 4 33 16 8 0 6. 5 2. 4 2. 4 0. 8 7. 8 2. 6 2. 1 1. 6 1. 1 0. 4 9. 5 1. 5 2. 6 2. 8 40. 5 1. 8 15. 1 1994 Mta % 47. 71 100 20. 2] 100 32 12 12 4 14 5 1 3 3 0 30 2 2 20 21 8 8 3 26 8 7 5 4 2 31 5 8 6. 5] 2. 5Ì 2. 4] 0. 8] 2. 8! 1-5 0 2] Ò. 7] 0. 7i 0. 0] 6. o! 0. 4] 0. 4! 4. 1 48. 7i i i 1. 5' (1. 0)i * For 1985, EU - 12 does not include ex-GDR. Sources : IEA Statistics and Eurostat TABLE B. 5 EU - 12 - Evolution of residual fuel oil trade 1985 - 1 9 90 - 1 9 94 1985 * Mta 1990 Mta 1994 Mta TOTAL IMPORTS 45. 3 40. 2 42. 1 25. 4 100 21. 2 100 21. 5] 100 EXTRA - EU imports ( 1 +2 + 3 + 4 + 5 + 6) 1. OECD countries of which : Norway Sweden. United States OPEC countries of which : Algeria Kuwait Libya Saudi Arabia Venezuela Ex - USSR Romania Other Eastern Europe countries Other countries of which : • Egypt 3. 2 0. 2 1. 4 1. 4 9. 1 0. 6 2. 3 0. 5 1. 1 3. 3 5. 1 2. 4 5. 6 0. 1 13 1 6 6 36 2 9 2 4 13 20 22 0 TOTAL EXPORTS of which :. United States 33. 3 1. 6 NET IMPORTS/(EXPORTS) 12. 0 4. 5 0. 9 2. 1 0. 3 7. 6 0. 6 0. 9 1. 8 1. 8 1. 9 4. 1 0. 1 1. 7 3. 2 0. 2 38. 5 3. 6 1. 7 21 4 10 1 36 3 4 8 8 9 1 8 15 1 4. 0] 19 1. 3] 1,5] 0. 7' 6 7 3 7. 5] 35 S 7 4 14 17 1 2 26 51 J. 0Ì 1. 5] O. 81 3. 0] 3. 7! 0. 3] 0. 5] 5. 5] 1. 1 37. 8i 1 1 2. 8' 4. 3i * For 1985, EU - 12 does not include ex-GDR. Sources : IEA Statistics and Eurostat TABLE B. 6 ^ WORLD PROVEN CONVENTIONAL OIL RESERVES AT CURRENT MARKET PRICES 1100 1000 H 4> u u e CO Source. BP Statistical Review Proven Reserves R/P Ratio CHART B. l V DISTRIBUTION OF WORLD OIL RESERVES END 1994 Asia & Australasia 4% Africa 6% North America 3% Latin America 13% ^ OECD Europe 2% Former Soviet Union 6% CHART B. 2 Middle East 66% Total Reserves = 137 Bn. tonnes Source: BP Statistical Review °^ WORLD OIL SUPPLY OPEC Supply 31. 5 Mb/d 17 Mb/d 27 Mb/d Non-OPEC Supply i > -i 1 u 70 60 + 50 + 40 30 20 4- 10 + 0 1970 1972 1974 1976 1978 1980 1982 x1984 1986 1988 1990 1992 1994 CHART B. 3 ^S OPEC SHARE OF WORLD OIL PRODUCTION Source: BP Statistical Review CHART B. 4 CRUDE OIL PRICES 1970 to 1994 Nominal $/bbl 1994 $/bbl CHART B. 5 OIL IMPORT DEPENDENCY EUROPEAN UNION 15 1990 1992 1995 2000 2005 Source: European Commission Estimates JLU E EU plus NorwayJ CHART B. 6 90°/< 80% 60% 0% ^ AVERAGE API VALUES OF CRUDE-OIL SUPPLIES IN THE EU 1985 - 1995 38 37 h 36 35 34 33 32 i i n ni m n un i nn II • ; • I J I I I I I I I M I I I M I ll M I MI I 1 I I I I M I t I i I M i ll JAN JAN JAN JAN. JAN JAN JAN JAN JAN I 85 I 86 I 87 I 88 I 89 I 90. I 91 I 92 I 93 JAN I 94 JAN I 95 S o u r ce : C r u de Oil R e g i s t er ^ CHART B. 7 GROSS ENERGY CONSUMPTION 1995 EUROPEAN UNION 15 RENEWABLES 5% f 4 M t 0e NUCLEAR 15% 205 Mtoe 574 Mtoe 277 Mtoe TOTAL = 1369 Mtoe -^ SOLIDS 17% 239 Mtoe CHART C. l GROSS ENERGY CONSUMPTION 2005 EUROPEAN UNION 15 RENEWABLES 102 Mtbe NUCLEAR 14% 212 Mtoe 606 Mtoe TOTAL 1521 Mtoe SOLIDS 16% 237 Mtoe CHART C. 2 Oil Product Demand European Union 15 Source: Commission Estimates IHOthers DFuei oU • Middle distillates ^Gasolines C H A RT C. 3 Demand Barrel Shape - W. Europe H Others • Fuel oil M Middle distillates M Gasolines I CHART C. 4 INCREMENTAL OIL PRODUCT DEMAND European Union 15 Excludes LPG and Refinery Gases 95/92 2000/95 2005/00 Source: Commission Estimates H Gasolines M Middle distillates • Fuel oil D Others CHART C. 5 12000 10000 4 8000 6000 4000 4 2000 4 •2000 «*o 200 Total Products Trade European Union 12 1980 1982 1984 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 Source: 1EA Imports C3 Exports CHART C. 6 ^ST Net Exports Mt Gasoline Net Exports European Union 12 Consumption Mt 120 105 16 14 12 10 wm fli! WMA m Èli m$®i 1991 1992 1993 1994 V/MiiWA 1980 1982 1984 1986 1987 1988 1989 1990 Source: 1EA [ìlIlNet Exports -*-Consumption CHART C. 7 6 4 2 4 S Net Exports Mt Gas Oil Net Exports European. Union 12 Consumption Mt * r 200 1980 1982 1984 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 Source: 1EA R> WMNci Exports —*— Consumption | CHART C. 8 Net Exports Mt Fuel Oil Net Exports European Union 12 Consumption Mt 1980 1982 1984 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 Source: IEA [JllII Net Exports —*— Consumption! CHART C. 9 5o Maximum Sulphur Contents for Gas Oil TABLE D. l Directive Product 93/12/EEC of 23. 03. 1993 93/12/EEC of 23. 03. 1993 Automotive Gas Oil Non- Automotive % Sulphur Content [by weight] </= 0. 2% by 01. 10. 1994 </= 0. 05% by 01. 10. 1994 </= 0. 2% by 01. 10. 1994 1 Gas Oil 1 Maximum Lead Contents for Petrol TABLE D. 2 Directive 85/210/EEC of 20. 03. 1985 85/210/EEC of 20. 03. 1985 Product Unleaded Petrol Leaded Petrol 1 | Lead Content [gms/litrel </= 0. 013 g/1 by 01. 04. 1990 </= 0. 15 g/1 by 01. 01. 1986 Maximum Benzene Content of Petrol TABLE D. 3 Directive Product Benzene Content [by volume] 85/210/EEC of 20. 03. 1985 1 Petrol </= 5% from 01. 10. 1989 1 ^ ENVIRONMENTAL INVESTMENT COSTS Measure Some Recent Measures: TABLE D. 5 Investment Cost (ECUbn) Reduction of sulphur level in gasoline to 0. 05 % Reduction of sulphur level in diesel to 0. 05 % Reduction of hydrocarbons (VOC) emissions by Stage-I (Costs for changing from top to bottom loading excluded) 2. 5 3 -5 0. 8 Total Some Recent Measures: 6. 3 - 8. 3 Potential Measures: Reduction of benzene level in gasoline to 1 % Reduction of gasoline volatility (RVP) by 10 kPa Reduction of sulphur level in gasoline to 200 ppm Reduction of sulphur level in gasoline from 200 to 50 ppm Reduction of sulphur level in diesel to 200 ppm Increase of diesel cetane number to 52 Increase of diesel cetane number from 52 to 58 Reduction of diesel FBP (T95: 340 °C) Reduction of sulphur level in inland heavy fuel oil to 1 % Reduction of sulphur level in bunker fuel to 1. 5 % for 30 % of demand Application of strict BAT to refinery emissions over existing measures Reduction of hydrocarbons (VOC) emissions by Stage II Reduction of sulphur level in heating gas oil to 0. 1% 6 -7 1. 5 1 4 6 1. 5-2 15 3 38-39. 5 7 - 12 1. 5- 2. 5 8-10 1-1. 5 1. 5-2 *8-10 Total Potential Measures: 27 - 29 57. 0 - 67. 5 Grand Total All Measures: 63. 3 - 75. 8 Source: Industry Figures and ^Commission updates based on latest available Auto Oil Programme Results Xi E U - 15 DESULPHURISATION CAPACITY OF MIDDLE DISTILLATES (million metric t o n s / y e a r) 1. 1. 1995 BE DK DE EL ES FR IR IT NL PO UK SF SV OS EU 12. 4 2. 4 27. 8 3. 8 16. 4 24. 0 0. 3 27. 1 15. 2 2. 6 23,4 3. 7 6. 3 4. 2 169. 6 -. Sources : EC Regulation 1056/72 & National Administrations TABLE D. 6 EU-12 REFINERY STRUCTURE EVOLUTION 1 9 8 0 - 1 9 8 8 - 1 9 95 N u m b er & C a p a c i ty of R e f i n e r i es by T y pe ( S i t u a t i on at 1st J a n u a r y) Refinery Type No 1980 P r i m a ry Distil. C a p a c i ty m ta % No 1988 P r i m a ry Distil. C a p a c i ty m ta % No 1995 P r i m a ry Distil. C a p a c i ty m ta % S i m p le 62 249 27 16 43 7 14 37 6 S e m i- c o m p l ex 24 148 16 20 89 15 1 3/ 52 9 Complex 55 523 57 58 460 78 66 506 85 Total of w h i c h: Refineries >1 m ta 141 920 100 94 592 100 ' 93 595 100 129 915 90 590 90 593 Refinery t y pe d e f i n i t i on : ' S i m p l e ' r e f i n e ry : p r i m a ry d i s t i l l a t i on p l u s, w h e re a p p r o p r i a t e, ' S e m i - c o m p l e x ' r e f i n e ry r e f o r m i ng a nd h y d r o d e s u l p h u r i z a t i on : ' s i m p l e ' p l us v i s b r e a k i ng a n d / or t h e r m al c r a c k i ng o t h er ' C o m p l e x ' r e f i n e ry : ' s i m p l e' or ' s e m i - c o m p l e x ' p l us c a t a l y t ic c r a c k i n g , h y d r o c r a c k i ng a n d / or c o k i ng S o u r ce : C o m m i s s i on - DGXVII-B2 TABLE E. l 2G REFINING CAPACITY IN THE E. U. AT 1. 1. 1995 (capacity in service in million tons per annum) ATMOS. DIST. REFOR. HYDRO CRACK. CAT. CRACK. THERM. VIS- COKING CRACK. BREAK. BE DK DE EL ES FR IR IT NL PO UK SF SV OS EU 34. 5 9. 2 113. 1 18. 2 60. 0 90. 4* 2. 8 102. 3 59. 6 14. 4 90. 7 11. 0 21. 0 10. 0 637. 2 4. 7 1. 4 17. 6 2. 1 8. 0 11. 0 0. 6 12. 0 7. 3 2. 2 16. 4 2. 1 "3. 2 1. 4 8. 6 1. 3 0. 7 0. 8 7. 1 5. 1 0. 5 2. 5 1. 1 5. 9 15. 4 3. 0 8. 4 18. 2, 14. 7 7. 5' 1. 7 23. 7 2. 7 1. 5 1. 3 1. 9 3. 9 6. 2 3. 1 2. 2 1. 4 0. 3 90. 0 27. 7 104. 0 19. 0 4. 2 2. 2 10. 9 2. 6 8. 4 8. 1 15. 9 4. 1 1. 4 3. 1 1. 9 2. 3 1. 0 66. 1 * of which 5. 9 mta in reserve, immediately useable Sources : National Administrations & EC Regulation 1 0 5 6 / 72 5. 0 1. 5 2. 6 2. 1 3. 3 14. 5 TABLE E. 2 E U - 15 - CONVERSION CAPACITY ( m i l l i on m e t r ic t o n s / y e a r) CAT. CRACKING VISBREAKING HYDROCRACKING THERM. CRACK. COKING FLEXICOKING ) ) ) TOTAL CAPACITY CATC RACK: EQUIV* AS % CDU CAPACITY 1985 88. 0 52. 0 11. 0 1990 88. 2 63. 8 23. 2 1995 104. 0 66. 1 27. 7 27. 8 28. 0 33. 5 178. 8 203. 2 146. 21 171 28 2 3 1. 3 199 31 * R a t i os u s ed a re : Vis b r e a k er 0. 33 ---. Hydro c r a c k er 1. 3 T h e r m al C r a c k er 0. 65 - C o k er 1. 7 - S o u r c es : N a t i o n al A d m i n i s t r a t i o ns & EC R e g u l a t i on 1 0 5 6 / 72 TABLE E. 3 T A X ES AND DUTIES AT F E B R U A RY 1996 - E C US 0) 3 g- Ô) CO 21. 0 21. 0 21. 0 21. 0 21. 0 21. 0 21. 0 21. 0 546. 0 485. 3 302. 0 14. 2 0. 0 18. 1 19. 4 6. 5 re E c re Û 25. 0 25. 0 25. 0 25. 0 25. 0 25. 0 25. 0 25. 0 0. 0 448. 5 300. 4 241. 4 208. 5 315. 5 284. 5 284. 5 T3 C re o 10 "3 Q 15. 0 15. 0 15. 0 15. 0 15. 0 15. 0 15. 0 15. 0 573. 0 519. 9 328. 9 42. 4 169. 8 26. 5 15. 9 15. 9 ra c re Q. </) 16. 0 16. 0 16. 0 16. 0 16. 0 16. 0 16. 0 16. 0 408. 7 375. 3 272. 5 79. 5 31. 5 7. 4 13. 6 13. 6 re ÛJ 18. 0 18. 0 18. 0 18. 0 18. 0 18. 0 18. 0 18. 0 410. 6 358. 9 248. 9 135. 8 58. 2 12. 9 42. 0 42. 0 0) o c re TI C re 20. 6 20. 6 20. 6 20. 6 20. 6 20. 6 20. 6 20. 6 616. 9 576. 2 354. 4 78. 0 6 82 0. 0 24. 3 18. 0 21. 0 21. 0 21. 0 12. 5 21. 0 12. 5 12. 5 12. 5 380. 6 349. 3 302. 5 50. 2 69. 4 2 29 17. 8 17. 8 re 75 19. 0 19. 0 19. 0 19. 0 19. 0 10. 0 10. 0 10. 0 537. 3 494. 2 361. 3 361. 3 157. 3 1737 43. 5 21. 8 3 O JO E 0) X 3 _l 15. 0 12. 0 15. 0 12. 0 6. 0 6. 0 12. 0 12. 0 415. 9 361. 7 263. 3 5. 4 56. 8 0. 0 14. 2 6. 5 X» c re 4> "8 z 17. 5 17. 5 17. 5 17. 5 17. 5 17. 5 17. 5 17. 5 608. 7 542. 0 327. 1 81. 6 29. 1 0. 0 31. 5 31. 5 JZ u '5 0) o 20. 0 20. 0 20. 0 20. 0 20. 0 20. 0 re 3 •c O 0_ 17. 0 17. 0 5. 0 17. 0 17. 0 5. 0 5. 0 08:02,96 495. 1 457. 8 326. 1 89. 0 0. 0 28. 1 12. 8 430. 2 300. 7 79. 0 104. 8 0. 0 37. 7 E o 3 , 22. 0 22. 0 22. 0 22. 0 22. 0 0) 'C 0) > 25. 0 25. 0 25. 0 25. 0 25. 0 22. 0 25. 0 548. 0 291. 2 36. 5 0. 0 0. 0 479,1 291. 4 189. 3 162. 4 131. 3 36. 9 213. 3 D 17. 5 17. 5 17. 5 8. 0 17. 5 8. 0 17. 5 17. 5 463. 3 406. 2 406. 2 27. 6 333. 6 0. 0 21. 6 21. 6 1 V A T ( %) Premium gasoline Unleaded gasoline Automotive dieseioii Heating gasoil LPG (Vehicles) ' LPG (Heating) Heavy fueloii HTS Heavy fueloii BTS 2. EXCISE TAX (1000L Premium gasoline Unleaded gasoline Automotive dieseioii Heating gasoil LPG (Vehicles) (1) LPG (Heating) (T) Heavy fueloii HTS (T) Heavy fueloii BTS (T) DANMARK: Fuel oil lourd - Depuis le 1er Janvier 1993, le montant de la taxe récupérable par le secteur industriel s'élève à 1820 CD par tonne. Heavy fuel oil - As from 1 January 1993 the tax récupérable by the industrial sector amounts to 1820 CD per ton. Premium gasoline - Cancelled as from 1/1/96 (l)ROYAUME-UNI: par/by tonne Exchange rates as at 08. 01. 1996. , 1 ECU = 13. 2595 OS. 38 7384 BEF, 1. 88485 DM, 7. 29054 DKR. 158. 542 PTA, 5. 7135 FMK, 6. 46731 FF,. 844401 UKL, 309. 318 DRA,. 818238 IRL, 2068. 64 LIT. 38. 7384 LUF. 2. 11041 HFL, 195. 925 ESC, 8. 6825 SKR N> -Sì T A B LE E. A EU-15 DISTILLATION CAPACITY UTILIZATION* EVOLUTION 1 9 8 5 - 1 9 94 MIO TONS 1000 950 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 Dist. Capacity(mio t) HI Crude lntal<e(mio t) -*— Utilization rate(%) crude onlj', mid year capacity N CHART E. l E U - 15 REFINING UPGRADING CAPACITY IN CAT. CRACKING EQUIVALENT 1985 21 1990 28 1995 31 146 171 199 35 30 25 20 15 10 5 0 40 80 120 160 200 240 % % OF CDU CAPACITY MIO/TONS YEAR. ^ • CAT. CRACKING EQUIV. X Sources : Nat. Admin. 8c EC Reg. 1056/72 CHART E. 2 REFINING MARGINS 1 9 8 8 - 1 9 95 NW EUROPE & MEDITERRANEAN ZONES $/bbl (Quarterly Average) -— IEA-NWE-BRENT H— IEA-NWE-HYDROSKIM •*- WMC-NWE-ARAB L "$- WMC-MED-ARAB L J I II ! 2 3 4 12 3 4 12 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 34 I 95 I 88 I 90 "I 91 I 94 I 89 I 93 I 92 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 -1 -2 WMC : Wood M a c k e n z ie co CHART E. 3 BRENT/DUBAI & LEADED GASOLINE/FUEL OIL PRICE DIFFERENTIALS $/barrel ' * ** 14 13 12 11 *— Brent/Dubai Differ. - *- Gasoline/FO l%s Dif. JAN APR JUL OCT JAN APR JUL OCT JAN APR JUL OCT JAN APR JUL OCT I 92 I 93 I. 94 I 95 u> Source : IEA Monthly Oil Market Report CHART E. 4 FUTURE NET EXPANSION OR NET REDUCTION IN THE REFINING CAPACITY OF THE E U - 15 (thousand metric tons/year) 1995 1996 1997 After or date not defined ATMOS. DIST. 2400 - 2300 + 4400 + 1600 REFORMING + 100 HYDROCRACK. - 280 + 700 GAT. CRACK. + 580 + 1800 + 4700 THERM. CRACK + 273 VISBREAKING COKING DESULPHURIS. OF MID. DIST. 300 + 100 + 1000 +6672 +17029 + 1805 + 1040 SOURCE : EC REGULATION 1056/72 - QUESTIONNAIRES OF BEGINNING 1995 TABLE E. 5 3e? OPEC FOREIGN REFINING Net S h a re in t h o u s a nd b a r r e l s / d ay as of end 1995 Iran Kuwait Libya Saudi Arabia U. A. E Venezuela Total OPEC A s i a/ Pacific Western Europe USA Total (3 r e g. ) 32 - - 152 - - 184 - 210. 234 50 142 230 - - - 300 - 750 32 210 234 502 142 980 866 1 050 2 100 Total of t he region 14 803 14 151 15 354 44 308 OPEC s h a re in t he region 1. 2% 6. 1% 6. 8% 4. 7% Source : DGXVII on the basis of OPEC official d a ta & p r e ss a r t i c l es TABLE E. 6 i N U 1U JL> JU JU UT 1 U I J A W JU JL\,JU 1 n i JU U U I J U LI J ,(1 1N 1 1 1 JU JU ^J JL O (in thousand of units at year end) 1985 1987 1989 1991 1992 1993 1994 7. 3 3. 6 19. 8 6. 8 5. 2 34. 6 3. 4 36. 4 8. 1 1. 9 21. 1 2. 0 4. 4 4. 1 6. 7 : 3. 4 20. 8 6. 3 5. 2 31. 1 3. 3 34. 7 7. 6 1. 8 20. 2 2. 0 4. 3 4. 1 6,5 3. 2 19. 9, 6,4 5. 3 27. 7 3. 2 33. 9 6. 9 1. 8 19. 8 1. 9 4. 2 4. 0 6. 0 2. 9 18. 9 6. 4 5. 7 22. 6 2. 7 30. 4 6. 0 1. 8 19. 3 2. 0 4. 0 3. 9 5. 7 2. 9 18. 8 6. 5 5. 8 21. 2 2. 8 30. 1 5. 6 2. 0 18. 5 1. 9 3. 8 3. 8 5. 5 2. 8 18. 5 6. 6 6. 3 19. 8 2. 8' 29. 9 5. 1 2. 1 18. 0 1. 9 3. 8 3. 7 5. 4 2. 7 13. 3 6. 8 6. 6 19. 1 2. 7 28. 8 4. 1 2. 3 17. 0 1. 9 3. 6 3. 6 158. 7 151. 5 144. 7 -132. 6 129. 4 126. 8 122. 9 BE DK DE EL ES ER IR IT NL PO UK SF sv OS EU Source : National Statistics TABLE F. l MARKETING OF OIL PRODUCTS IN THE E U - 15 NUMBER OF PETROL RETAIL OUTLETS 8 5 - 94 T h o u s a nd of u n i ts at y e ar end 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 1985 1986 1987 1988 1969 1990 1991 1992 1993 1994 158. 7 157. 3 151. 5 147. 7 144. 7 138. 6 132. 6 129. 4 126. 8 122. 9 Source : National Statistics CHART F. l E U - 12 EVOLUTION 1 9 8 6 - 1 9 94 OF AVERAGE THROUGHPUT PER SERVICE STATION MILLIONS. OF LITRES PER ANNUM 1986 1987 1988 1989 1990 1-991 1992 1993 1994 S o u r ce : Wood M a c k e n z ie CHART F. 2 ISSN 0254-1505 COM(96) 143 def. DOCUMENTI IT 12 N. di catalogo : CB-CO-96-172-IT-C ISBN 92-78-02659-X Ufficio delle pubblicazioni ufficiali delle Comunità europee L-2985 Lussemburgo