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f f ' ' COMMISSION DES COMMUNAUTES EUROPEENNES 
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'^îi Bruxelles, le 03.04.1996 
COM(96) 143 final 
DOCUMENT DE TRAVAIL DE LA COMMISSION 
Rapport sur la situation de l'approvisionnement, du raffinage 
et des marchés pétroliers dans la Communauté européenne 
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Rapport sur la situation de l'approvisionnement, du raffinage et des marchés 
pétroliers dans la Communauté européenne 
(Document de travail de la Commission) 
SOMMAIRE 
RAPPORT 
ANNEXES : 
A Situation économique générale 
B Livraisons de pétrole brut 
B.l Réserves énergétiques mondiales 
B.2 Livraisons mondiales de pétrole 
B.3 Livraisons de pétrole brut dans l'Union européenne 
C Offre et demande de produits pétroliers 
Cl Situation mondiale 
C.2 Demande communautaire de produits pétroliers 
C.3 Approvisionnement communautaire en produits pétroliers 
D Environnement 
D. 1 Contexte politique et économique 
D.2 Mesures mises en oeuvre et proposées 
D.3 Conséquences pour l'économie en aval et pour le processus de décision 
D.4 Perspectives environnementales 
E Raffinage du pétrole 
E.l Nombre de raffineries, capacité et utilisation 
E.2 Marges et rentabilité du raffinage 
E.3 Perspectives du raffinage 
F Distribution des produits pétroliers 
F.l Définition du sous-secteur de la distribution 
F.2 Statistiques sur la distribution au détail 
F.3 Parts du marché au détail et rentabilité 
F.4 Questions d'harmonisation 
G Glossaire 
Figures et tableaux 
Rapport sur la situation de l'approvisionnement, du raffinage et des marchés 
pétroliers dans la Communauté européenne 
(Document de travail de la Commission) 
SOMMAIRE 
RAPPORT 
Informations générales concernant le rapport 
L'industrie pétrolière 
La rentabilité du raffinage 
La distribution 
Les questions environnementales 
La sécurité de l'approvisionnement 
Le marché intérieur 
Conclusions 
RAPPORT 
Informations générales concernant le rapport 
1. Depuis la fin des années 70, à la suite des chocs pétroliers, la Commission 
européenne prépare régulièrement des rapports au Conseil sur la situation de 
l'approvisionnement, du raffinage et des marchés pétroliers dans l'Union 
européenne. Ces rapports ont abordé des problèmes tels que la surcapacité, 
l'évolution de la structure de la demande et l'introduction d'exigences écologiques 
plus strictes. Le dernier rapport a été élaboré en 1992, après la guerre du Golfe, 
sous la forme d'une communication au Conseil (COM(92) 152). 
2. En réponse au document du 30 novembre 1992, le Conseil a adopté plusieurs 
conclusions qui ont influencé les travaux de la Commission. Il a reconnu 
l'importance stratégique d'une industrie du raffinage compétitive pour la stabilité 
des marchés des produits et la sécurité de l'approvisionnement communautaire. Il 
a également souligné l'importance que revêt la protection de l'environnement et 
a invité la Commission à procéder à des consultations approfondies avec 
l'industrie à un stade précoce de la mise au point des mesures environnementales 
afin d'en évaluer les coûts pour les producteurs et les consommateurs. Le 
programme "Auto Oil", qui constitue une nouvelle forme de coopération étroite 
entre la Commission et l'industrie a été lancé depuis. Les premières propositions 
portant sur des spécifications relatives aux carburants (essence et diesel) ainsi que 
sur les normes d'émissions des véhicules à moteur résultant de cette initiative sont 
en train d'être examinées. 
3. La révision des restrictions actuelles relatives à l'utilisation de fuel oil dans les 
centrales électriques (directive 75/405/CE) a débouché sur la proposition de retrait 
de la directive, qui figure dans le Livre blanc - Une politique de l'énergie pour 
l'Union européenne (COM(95) 682) et qui fait également partie des 
recommandations du Conseil. Ce dernier a également souligné qu'il convient de 
promouvoir le dialogue entre les producteurs et les consommateurs. La 
Commission s'y est attachée et a coparrainé la conférence internationale sur 
l'énergie de Puerto La Cruz au Venezuela en septembre 1995, qui a réuni les 
ministres des pays producteurs et consommateurs pour discuter de problèmes 
énergétiques d'intérêt commun. Le Conseil a réaffirmé qu'il était nécessaire que 
la Commission continue à procéder régulièrement à des analyses de la situation, 
compte tenu de leur importance dans le cadre de l'examen de la politique 
communautaire en matière d'énergie. 
4. Le présent rapport se fonde sur le mandat qui figure dans les Conclusions du 
Conseil 10369/92 du 30 novembre 1992 et qui encourage la Commission à 
analyser régulièrement la situation sur les marchés pétroliers et dans le secteur du 
raffinage communautaire et à procéder à des consultations approfondies avec 
l'industrie pétrolière avant l'introduction de mesures de protection 
environnementales, notamment en raison des coûts que celles-ci entraînent pour 
les producteurs et les consommateurs. Le rapport tient compte de l'évolution du 
secteur depuis 1992 et du récent Livre blanc sur la politique de l'énergie qui 
contient une approche fondée sur trois grand volets de la politique énergétique 
communautaire, à savoir la compétitivité, l'environnement et la sécurité de 
l'approvisionnement qui revêtent une importance particulière pour ce secteur. 
5. L'objectif du rapport est donc d'identifier et d'examiner les questions d'intérêt 
primordial pour le secteur (approvisionnement pétrolier, raffinage et distribution), 
notamment la rentabilité de l'industrie du raffinage, les problèmes 
environnementaux, la sécurité de l'approvisionnement et le marché intérieur et de 
présenter, le cas échéant, des observations sur les conséquences pour la 
Communauté. 
6. Le rapport résulte d'une analyse exhaustive du secteur effectuée sur la base de 
consultations approfondies avec des sociétés pétrolières et des associations 
industrielles, d'une part, et sur la base de données fournies par les administrations 
nationales, d'autre part. Les principales conclusions de cette analyse sont 
présentées ici. Les questions sont examinées plus en détail dans les annexes à la 
lumière du contexte économique général. 
L'industrie pétrolière 
7. Le pétrole représente de loin la part la plus importante de la consommation brute 
d'énergie dans la Communauté. La consommation devrait augmenter au cours des 
25 prochaines années en termes quantitatifs, malgré un recul marginal en 
pourcentage (de 42 % à 36-38 %). Ces données proviennent de l'Etude 2020 
préparée dans le cadre du Livre Blanc sur la politique de l'énergie. Les discussions 
relatives à la question de savoir comment réconcilier ces données avec les 
obligations internationales de la Communauté en matière de gaz à effet de serre 
auront lieu dans les enceintes appropriées. La Communauté est le plus grand 
importateur net de pétrole brut dans le monde. Ses importations et exportations 
globales de produits sont à peu près équivalentes. Elle se caractérise par sa 
politique commerciale ouverte. 
8. Le secteur pétrolier doit être considéré comme un partenaire important dans 
l'économie communautaire. C'est pourquoi la rentabilité de ses différents 
sous-secteurs (notamment le raffinage et la distribution) revêt et continuera à 
revêtir une importance stratégique pour la Communauté dans le domaine de 
l'énergie, tant du point de vue économique que du point de vue social. Le secteur 
connaît une période d'adaptation impliquant la possibilité de nouvelles associations 
et de "joint ventures" traduisant l'ajustement des entreprises aux nouvelles 
conditions de marché dans la Communauté ainsi que de nouvelles opportunités 
notamment en Asie. 
9. Le rapport se concentre principalement sur le raffinage et la distribution en aval 
dans la Communauté. Ces deux activités ont été considérées séparément bien que 
la proximité des différentes raffineries vis-à-vis de marchés particuliers, qui 
détermine les coûts de distribution, soit également un facteur dont il faut tenir 
compte. Les sociétés pétrolières sont souvent intégrées verticalement, depuis 
l'exploration et la production (en amont) jusqu'au raffinage et à la distribution (en 
aval) et dans certains cas, elles fabriquent également des produits chimiques. La 
rentabilité financière de l'ensemble est souvent considérée comme une mesure de 
la santé ou de la rentabilité de l'industrie. Les bénéfices consolidés annoncés 
récemment semblent satisfaisants. Toutefois, il est important d'examiner chaque 
activité séparément car il est possible de ne participer qu'à un seul maillon de la 
chaîne, comme le font par exemple les sociétés d'exploration, de raffinage et de 
distribution. Ces sociétés se font la concurrence dans des secteurs particuliers. 
Chaque activité doit donc être examinée séparément. 
10. Le secteur du raffinage a toujours garanti à la Communauté un approvisionnement 
sûr en produits pétroliers, notamment des carburants pour les transports et du fuel 
oil domestique, à des prix compétitifs tout en améliorant dans le même temps ses 
performances environnementales. Le rapport révèle toutefois certaines tendances 
dans la rentabilité du raffinage qui pourraient avoir un impact négatif sur la 
capacité de l'industrie à continuer à remplir cette fonction qui exige des 
investissements constants. En effet, il y a de plus en plus de possibilités 
d'investissement en dehors de la Communauté qui risquent de s'avérer plus 
attrayantes que celles offertes dans la Communauté. 
La rentabilité du raffinage 
11. La rentabilité du secteur du raffinage est très faible depuis quelques temps. Les 
marges sur le procédé de raffinage le plus fondamental, le premier traitement par 
distillation, sont pratiquement nulles alors que les marges obtenues sur les 
procédés de valorisation, qui améliorent les produits intermédiaires, comme le 
réformage et le craquage catalytique, restent insuffisantes. Certaines raffineries 
réussissent à couvrir les coûts de fonctionnement, mais la seule couverture des 
frais de trésorerie est insuffisante pour assurer le développement industriel dans 
ce secteur. 
12. Les trois principaux éléments du problème sont : une surcapacité dans le domaine 
du raffinage ; une répartition de produits non conforme à la demande, notamment 
en ce qui concerne l'essence et le diesel ; du côté de l'offre, un allégement des 
livraisons de brut aux raffineries communautaires. Si ces éléments créent des 
problèmes particuliers, leur combinaison a également une incidence sur les écarts 
de prix entre les produits ainsi que nous l'expliquons ci-dessous. La 
réglementation a aussi joué un rôle crucial (législation environnementale, régimes 
fiscaux applicables aux produits pétroliers). 
13. La surcapacité de raffinage comporte deux aspects : d'abord, une capacité de 
distillation du brut supérieure aux quantités de brut traité ; ensuite un excédent des 
capacités de conversion du fuel oil à faible valeur ajoutée issu du procédé de 
distillation du brut en produits plus légers à plus haute valeur ajoutée, comme 
l'essence. 
14. A cet égard, il convient de mentionner que la contradiction apparente entre les 
taux d'utilisation élevés qui ont été communiqués et la surcapacité s'explique par 
le fait que les données relatives à l'utilisation sont inexactes. Les taux d'utilisation 
sont calculés sur la base des capacités nominales initiales citées pour une 
raffinerie. Or, l'opérateur réussit souvent à augmenter ce taux d'utilisation à 
mesure que les techniques évoluent, en apportant des améliorations techniques à 
l'équipement de traitement. Toutefois, cette augmentation latente (capacity creep) 
n'est pas nécessairement communiquée pour des raisons de concurrence et on peut 
affirmer que les capacités excédentaires sont plus importantes que ce qu'il ressort 
des données fournies. 
15. Cette surcapacité de distillation du brut, comme nous l'avons déjà indiqué, existe 
depuis longtemps. Bien que l'industrie ait fait des efforts considérables ces quinze 
dernières années pour réduire les excédents, ces derniers diminuent mais ne 
disparaissent pas. L'augmentation latente de la capacité (capacity creep) n'améliore 
pas la situation décrite ci-dessus, car elle existe aussi au niveau des installations 
de conversion. 
16. La surcapacité de conversion est due aux surinvestissements réalisés ces dernières 
années, principalement pour deux raisons. En premier lieu, il y a eu une 
modification de la demande des différents produits. On avait escompté une 
répartition différente entre la demande de diesel et d'essence que ce qui s'est 
produit réellement - on a en effet sous-estimé la croissance de la demande de 
diesel et sur-estimé la croissance de la demande d'essence (demande qui a en fait 
diminué). 
17. En deuxième lieu, du côté de l'offre, on avait prévu que les bruts disponibles sur 
cette période s'alourdiraient alors qu'ils se sont en fait allégés. Cela a résulté d'un 
allégement du "panier" des huiles brutes vendues par l'Arabie Saoudite qui visait 
ainsi à maximiser ses revenus pétroliers et d'une augmentation plus importante que 
prévue des niveaux de production du brut, en général léger, en mer du Nord. Cette 
situation résulte d'une réduction des coûts et de certaines avancées technologiques 
dans le secteur en amont. On a donc utilisé moins de capacités de conversion que 
prévu puisque le ^affinage de brut plus léger donne des produits plus légers. 
18. Enfin, il ne faut pas oublier non plus l'impact important de la réglementation. En 
effet, l'augmentation du coût des mesures de protection de l'environnement ne peut 
être répercutée sur les prix dans les conditions actuelles du marché. Les coûts de 
dépollution particulièrement élevés et l'imprévisibilité des taux des droits d'accises 
ont également eu un impact sur les décisions d'investissement en raffinage. 
19. La combinaison de ces trois éléments a entraîné de graves conséquences. A court 
terme, il y a eu un déséquilibre entre les capacités de raffinage et la demande de 
produits, ce qui a réduit les écarts de prix entre les produits lourds et légers. Cette 
situation a à son tour abouti à une faible rentabilité des investissements. Les 
raffineurs hésitent à fermer les raffineries compte tenu des coûts de dépollution 
et des coûts sociaux élevés. Les raffineurs sont en revanche tentés soit d'adopter 
une politique d'attente tant que les opérations permettent des excédents de 
trésorerie, soit de vendre leurs raffineries à très bas prix plutôt que de les fermer. 
20. La tendance des producteurs à investir en aval, qui est considérée comme une 
preuve de leur engagement vis-à-vis du marché communautaire, crée une réserve 
d'acheteurs potentiels qui sont souvent guidés par des principes stratégiques 
différents et qui sont disposés à s'engager dans le secteur, notamment lorsque des 
raffineries sont à vendre à des conditions intéressantes. Il y aura 
vraisemblablement encore d'autres fermetures, mais même dans ce cas, il n'est pas 
certain que les marges s'amélioreront car la capacité pourrait être effectivement 
remplacée par des importations. 
La distribution 
21. La situation du secteur de la distribution varie dans la Communauté, mais les 
résultats sont généralement meilleurs que dans le secteur du raffinage. Les 
variations s'expliquent par des différences structurelles d'origine historique ainsi 
que par différents niveaux d'intégration des participants en aval et en amont sur 
les marchés respectifs. La tendance générale dans la Communauté est à la 
réduction du nombre de points de vente au détail, avec une augmentation 
correspondante des volumes moyens vendus par site. Toutefois, le rythme de cette 
restructuration dans les Etats membres varie en fonction de plusieurs facteurs. 
22. La progression des hypermarchés au détriment des opérateurs traditionnels dans 
certains Etats membres a été décisive. Pour le moment, c'est le consommateur qui 
semble tirer profit de la baisse sensible des prix, mais cette tendance fait perdre 
aux opérateurs traditionnels et notamment aux raffineurs une partie importante de 
leurs revenus sur les marchés les plus touchés. Cette situation porte atteinte à la 
capacité d'investissement des opérateurs dans des équipements permettant 
d'améliorer les points de vente au détail sur ces marchés et pourrait déboucher sur 
d'autres fermetures. Par ailleurs, certains opérateurs procèdent à des échanges de 
points de vente au détail afin de renforcer leur présence dans certaines régions 
particulières. Cela leur permet de réduire leurs coûts unitaires et de partager ces 
gains avec les consommateurs, à condition toutefois qu'il y ait un niveau suffisant 
de concurrence. Cette évolution affecte la structure du marché et modifie le rôle 
de l'opérateur traditionnel. Compte tenu de l'envergure des modifications et de 
l'importance du secteur, ces tendances doivent être surveillées. 
Questions environnementales 
23. Il y a beaucoup de préoccupation à travers la Communauté concernant 
l'environnement et en particulier la qualité de l'air. Les citoyens de la 
• Communauté exigent des améliorations et, de fait, des engagements spécifiques 
ont été pris à cet effet dans la Convention cadre sur le changement climatique.La 
législation environnementale, notamment celle qui s'applique au secteur en aval, 
est complexe. Les mesures environnementales couvrent les modalités de 
fonctionnement du procédé de raffinage, les spécifications relatives aux produits 
et les équipements visant à réduire les émissions dans le secteur de la distribution. 
Toutefois, l'amélioration des spécifications relatives aux carburants par exemple 
n'est pas une activité isolée et doit être opérée en étroite collaboration avec 
d'autres secteurs industriels. Cette approche a été adoptée dans le cadre du 
programme "Auto-Oil" dans lequel on s'est efforcé de trouver un juste équilibre 
entre l'efficacité des mesures et leur coût. 
24. Le programme "Auto-Oil" est une initiative qui concerne la qualité de l'air, les 
émissions, les carburants et les technologies des moteurs à laquelle ont participé 
la Commission, l'industrie du raffinage (EUROPIA) et l'industrie automobile 
(ACEA). L'objectif était de fournir aux décideurs politiques une évaluation 
objective d'un paquet de mesures présentant le meilleur rapport coût/efficacité 
possible dans le domaine des technologies des véhicules, de la qualité des 
carburants et des interventions locales nécessaires pour réduire les émissions des 
véhicules automobiles de sorte à respecter les nouvelles normes relatives à la 
qualité de l'air qui sont en train d'être mises au point et qui devraient être adoptées 
dans toute la Communauté. 
25. Les mesures spécifiques sont souvent introduites par étapes. Cela permet à 
l'industrie de commander de nouveaux équipements pour se conformer à la 
législation adoptée, de planifier les actions nécessaires pour atteindre les objectifs 
prévus par la législation existante et de participer aux discussions sur 
l'introduction d'autres améliorations. Ces mesures entraînent des dépenses 
importantes au niveau des raffineries, du stockage et de la distribution. Chaque 
nouvelle mesure de protection adoptée pour réduire le niveau d'émission coûte 
généralement beaucoup plus cher que la dernière, puisque les défis techniques 
correspondant aux améliorations à apporter sont de plus en plus difficiles à 
relever. Des estimations des coûts potentiels figurent dans le tableau D.5 en 
annexe. 
26. L'ensemble de la Communauté bénéficie d'une amélioration de la qualité de l'air 
et compte tenu de l'ampleur des investissements nécessaires et des mesures à long 
terme qui doivent être prises par l'industrie du raffinage, il convient 
manifestement, afin de veiller à ce que ces bénéfices soient obtenus, de prévoir 
une réglementation harmonisée et prévisible fondée sur une approche 
coût/efficacité. 
La sécurité de l'approvisionnement 
27. La question de la sécurité de l'approvisionnement est toujours d'actualité, ainsi que 
le souligne le Livre blanc sur la politique de l'énergie, bien que le risque à court 
terme d'une menace grave pour la sécurité de l'approvisionnement pétrolier de la 
Communauté soit faible. La situation a changé radicalement depuis les situations 
de crise (latente) apparues il y a une vingtaine d'années lorsque les sources 
d'approvisionnement et les marchés du brut et des produits pétroliers étaient moins 
diversifiés, moins transparents et moins efficaces qu'aujourd'hui. 
28. Cependant, comme la Communauté continuera à dépendre largement du brut 
importé, il faut rester vigilant à court et à long terme. Plus des trois quarts des 
réserves pétrolières mondiales prouvées sont situées dans des régions 
potentiellement instables du point de vue politique et/ou économique. Il va sans 
dire qu'il faut donc prévoir des mesures qui peuvent être adaptées, le cas échéant, 
à l'évolution du marché afin d'éviter une rupture soudaine de l'approvisionnement 
qui pourrait porter préjudice à l'économie mondiale et communautaire. Comme 
l'approvisionnement garanti de produits pétroliers raffinés constitue un élément 
indispensable du bien-être socio-économique de nos citoyens, l'existence d'un 
secteur du raffinage fort et compétitif dans la Communauté revêt une importance 
stratégique. 
29. Il faut maintenir et développer les bonnes relations entre les producteurs et les 
consommateurs pour protéger la stabilité actuelle et renforcer le dialogue et la 
convergence d'intérêts par le biais d'investissements mutuels et d'accords 
opérationnels. Les améliorations technologiques qui permettent d'exploiter de 
nouveaux gisements contribueront à la stabilité ainsi qu'à l'amélioration de la 
diversification de l'approvisionnement. Il est désormais possible pour les sociétés 
communautaires d'investir en amont dans les pays producteurs (OPEP et non 
OPEP). Les investissements réalisés par les producteurs dans le. secteur 
communautaire en aval s'intensifient. Ces actions, qui renforcent l'intérêt mutuel 
des deux parties à garantir le bon fonctionnement du secteur pétrolier dans son 
ensemble, sont encouragées dans la mesure où elles sont fondées sur les principes 
du marché. 
Le marché intérieur 
30. Le marché intérieur du secteur pétrolier est relativement bien développé et 
transparent comparé aux autres secteurs énergétiques. L'évolution constatée dans 
le secteur du raffinage est due principalement au fait que le marché intérieur 
européen fait partie d'un marché mondial plus large où la concurrence fait rage. 
On doit constater que depuis le 1er janvier 1993, peu de progrès a été réalisé en 
matière d'harmonisation des taux. Ainsi que l'a souligné le Livre blanc sur la 
politique de l'énergie, il s'agit d'un domaine où les progrès sont difficiles, compte 
tenu des intérêts et des points de vue divergents, mais des efforts sont faits pour 
tenter de supprimer les distorsions. 
31. Il en va de même pour la normalisation technique des produits. On trouve encore 
dans la Communauté de nombreux exemples de normes divergentes applicables 
à des produits essentiellement similaires, qui entravent le bon fonctionnement du 
marché intérieur. 
Conclusions 
32. Un secteur pétrolier sain concourt au progrès socio-économique de la 
Communauté, garantit la sécurité d'approvisionnement à des prix compétitifs et 
contribue à l'amélioration de la protection de l'environnement. La sécurité de 
l'approvisionnement pétrolier à des prix raisonnables dans la Communauté dépend 
largement du bon fonctionnement et de la stabilité du marché international du 
pétrole. Il convient donc de continuer à développer une politique de dialogue et 
de coopération avec les principaux fournisseurs et concurrents de la Communauté 
sur le marché international d'une part, et d'appliquer et de promouvoir le traité sur 
la charte de l'énergie, d'autre part. 
10 
33. Il est extrêmement important de créer un climat favorable à l'investissement. Bien 
que l'industrie obtienne aujourd'hui dans l'ensemble de bons résultats financiers, 
principalement grâce à son intégration verticale et à la diversification de ses 
activités, le secteur du raffinage communautaire a connu ces dernières années une 
faible rentabilité en raison des conditions qui prévalent sur le marché et des 
mesures de réglementation. 
34. Cette situation va vraisemblablement aboutir à court terme à une restructuration 
entraînant la fermeture ou la vente de capacités de raffinage comme on peut déjà 
l'observer aujourd'hui. Il n'est toutefois pas possible de prévoir exactement où, 
quand, et dans quelle mesure cela se produira, car les facteurs qui interviennent 
dans ce processus au niveau de la Communauté sont multiples. Au cas où une 
rationalisation interviendrait dans le secteur, la Commission souligne qu'il 
convient, comme dans les années quatre-vingts, que les raffineurs individuels 
demeurent les seuls responsables des décisions prises en matière de fermeture des 
capacités. Les décisions devront tenir compte du rapport coût/efficacité et être 
conformes aux règles de concurrence prévues par le Traité. La Commission 
continuera à surveiller la situation et à négocier avec l'industrie et les Etats 
membres. 
35. Il est dans l'intérêt à long terme de la Communauté de disposer d'une industrie du 
raffinage technologiquement avancée. Ceci est de nature à contribuer à la sécurité 
d'approvisionnement, à la compétitivité en général, à celle du secteur lui-même 
et du secteur de la pétrochimie, des services associés et de l'industrie 
équipementière en particulier, et enfin bien évidemment à l'emploi dans la 
Communauté. Il convient également de reconnaître qu'il y a une concurrence 
croissante pour des investissements de la part de régions situées en dehors de la 
Communauté où de nouveaux marchés apparaissent et croissent rapidement. 
36. La politique de l'environnement et la législation nécessaires pour faire aboutir les 
améliorations souhaitées en matière de qualité de l'air continueront à peser sur le 
secteur, notamment à cause de l'ampleur des investissements requis. Leur 
importance aura une incidence sur les activités, tant dans le domaine du raffinage 
que dans celui de la distribution. Les mesures prises doivent être cohérentes, 
s'inscrire dans un cadre harmonisé et prévisible, et être fondées sur une approche 
rigoureuse du point de vue coût/efficacité. 
37. La Commission note que malgré le fait que certains Etats membres aient 
augmenté leurs taux d'accises, peu de progrès a été fait en matière d'harmonisation 
des taux. La Commission a lancé une large procédure de consultation avant de 
considérer si des propositions sont à présenter afin d'améliorer le fonctionnement 
du marché intérieur. En outre, la Commission recommande un examen plus 
approfondi des améliorations possibles dans le domaine de la normalisation 
technique des produits. 
11 
38. La Commission procédera régulièrement à des analyses de la situation de 
l'approvisionnement, du raffinage et des marchés pétroliers dans la Communauté. 
Elle cherchera à mieux comprendre la situation en ce qui concerne les capacités 
de raffinage et les taux d'utilisation, car elle reconnaît l'importance qu'elles 
revêtent pour l'élaboration de la politique énergétique et la mise en oeuvre du 
Livre blanc sur la politique de l'énergie. 
12 -\1 
Annexe A 
Situation économique générale 
La forte reprise de l'économie communautaire en 1994 a fait place à un ralentissement 
marqué du taux d'expansion au cours de 1995. L'augmentation de la production qui avait 
atteint 4 % durant certains moments en 1994 devrait, pour l'année 1995 dans son 
ensemble, être de l'ordre de 2,5 %. Les perspectives pour 1996 sont désormais moins 
favorables que prévu et la croissance devrait sans doute être inférieure à 2 %. Toutefois 
les facteurs clés déterminant les perspectives de croissance de l'économie européenne sont 
favorables à une nouvelle reprise du rythme d'expansion de l'activité économique durant 
l'année et bien que la moyenne pour l'année devait être inférieure à celle de 1995, la 
tendance de fond, devrait être positive. 
Les facteurs clés qui contribuent à la croissance sont les suivants : 
l'économie mondiale en dehors de la Communauté devrait croître à un rythme 
soutenu; 
les indicateurs de base de l'économie communautaire en termes d'inflation basse, 
de pressions salariales modérées et de rentabilité saine des investissements sont 
favorables; 
les politiques monétaires se sont assouplies. 
En dehors de la Communauté, l'activité économique s'est développée à un rythme soutenu 
depuis 1992. Le commerce international a retrouvé du dynamisme au fur et à mesure de 
l'intégration dans l'économie mondiale des marchés émergents d'Asie et d'Europe Centrale 
et Orientale et de la perception des bénéfices des mesures de libéralisation du commerce 
décidées dans le cadre de l'Uruguay round. Le rythme rapide de la croissance des marchés 
d'exportation s'est ralenti mais les perspectives de l'environnement économique extérieur 
demeurent relativement favorables. 
14 
ANNEXE B 
Approvisionnement en pétrole brut 
B.l Réserves énergétiques mondiales 
Après les chocs pétroliers de 1973 et 1980, des mesures de rééquilibrage de l'offre 
et la demande énergétique à long terme ont été prises. Il en résulte que les 
réserves énergétiques mondiales sont considérées aujourd'hui comme adéquates 
et ne devraient pas créer de problèmes à moyen terme. 
Les réserves prouvées de pétrole couvrent 43 ans de production (voir la 
figure B.l). Parmi les combustibles fossiles, c'est sans aucun doute le rapport 
ressources/production le plus faible (si on considère les réserves prouvées par 
rapport au taux de production actuel), même si ces réserves pétrolières sont 
équivalentes en termes énergétiques aux réserves gazières (environ 135 milliards 
de tonnes équivalent pétrole). Toutefois, les nouvelles découvertes et 
l'amélioration des taux d'utilisation des champs pétroliers existants égalent ou 
dépassent la consommation depuis de nombreuses années - les réserves prouvées 
ont triplé depuis le milieu des années 1960. En termes géopolitiques, il est 
indispensable de noter que 65 % des réserves sont situées au Moyen-Orient, 11 % 
au Venezuela et au Mexique et 6 % dans la CEI (figure B.2). 
Les réserves mondiales prouvées de combustibles solides (au taux actuel de 
production) dépassent les 200 ans. Les réserves de gaz prouvées représentent 
environ 65 ans de consommation. Ces dernières ont augmenté récemment, 
parallèlement à l'accroissement considérable de la demande pour ce type de 
combustible. 70 % des réserves mondiales de gaz sont situées dans la CEI ou au 
Moyen-Orient. Leur situation géographique permet généralement un 
approvisionnement économique de l'Europe occidentale ou centrale. 
Il existe des incertitudes quant à l'impact du déplacement de la demande mondiale 
de pétrole. La demande pétrolière va augmenter de manière considérable, 
notamment en Chine, en Inde et dans d'autres pays d'Extrême-Orient qui 
connaissent un développement rapide. Même si un manque de pétrole à moyen 
terme paraît peu probable, la concurrence avec les économies émergentes pourrait 
s'exacerber, étant donné notamment que la dépendance des Etats-Unis et de 
. l'Europe vis-à-vis des importations d'énergie augmente. 
B.2 Livraisons mondiales de pétrole 
À partir du milieu des années 1980, l'OPEP a repris partiellement la part de 
marché qu'elle avait perdue au bénéfice des pays non-membres de l'OPEP à la 
suite des chocs pétroliers des années 1970. Toutefois, ces dernières années, les 
progrès technologiques et la réduction des coûts de prospection et production du 
pétrole, notamment en mer du Nord, ont eu pour conséquence de réduire la part 
que l'OPEP comptait s'attribuer dans la demande croissante de pétrole (figures B.3 
et B.4). 
15 
La demande de pétrole devrait continuer à augmenter, rééquilibrant très 
progressivement l'offre et la demande mondiale. Même si c'est surtout la 
demande de brut provenant de pays non-membres de l'OPEP qui va augmenter, 
les livraisons des pays de l'OPEP vont également se développer, notamment à 
partir du Venezuela et des pays du Moyen-Orient qui comptent des réserves 
importantes. La capacité de production excédentaire représente déjà 2 à 
3 millions de barils par jour, principalement dans le Golfe, sans tenir compte de 
la production potentielle de l'Irak qui se situe aux environs de 2 millions de barils 
par jour. 
Entre 1985 et 1994, les prix mondiaux du brut (exprimés en Brent en termes 
monétaires courants) se situaient en moyenne à environ 20 dollars par baril, 
comparés aux 40 dollars par baril entre 1975 et 1985. Ces trois dernières années, 
la moyenne s'est rapprochée de 17 dollars le baril (voir figure B.5). Normalement, 
les prix du pétrole devraient augmenter en termes réels, même si ce n'est que très 
modérément, dans les 10 à 15 prochaines années. Quand bien même on tiendrait 
compte du rajustement de l'équilibre entre l'offre et la demande, les prix du 
pétrole brut ne devraient augmenter que très légèrement, et ce pour les raisons 
suivantes : 
(i) Réduction des coûts de prospection et de production grâce aux progrès 
technologiques 
La plupart des grandes régions non OPEP productrices de pétrole sont des 
gisements parvenus à maturité avec des réserves déjà bien entamées. Les 
réserves pétrolières des 48 Etats des Etats-Unis situés au sud de l'Alaska 
sont exploitées plus intensément et depuis plus longtemps qu'ailleurs dans 
le monde. Même en Alaska, où le pétrole a été découvert plus récemment, 
la production va baisser à l'avenir. La chute des prix pétroliers du milieu 
des années 1980 avait contribué à cette tendance, en rendant la production 
de pétrole des pays non-membres de l'OPEP non rentable. Toutefois, la 
production de la plupart des réserves des pays non-membres de l'OPEP 
parvenues à maturité connaissent actuellement un regain ou ne se sont pas 
épuisées aussi rapidement que prévu. Les progrès techniques qui ont été 
réalisés par l'industrie pétrolière pour abaisser les seuils de rentabilité de 
l'extraction pétrolière ont dépassé toutes les attentes. 
Les coûts de prospection et d'extraction du pétrole ont chuté de manière 
spectaculaire. Même si on a procédé ci et là à une réduction de la main-
d'oeuvre pour améliorer la productivité, c'est la technologie qui a joué le 
plus grand rôle. Les techniques d'exploration sont devenues plus efficaces 
et l'amélioration des technologies de forage ont considérablement amélioré 
la capacité de production des champs. Les petits gisements non rentables 
de la mer du Nord peuvent à présent être exploités grâce à des navires de 
production spécialisés; le forage horizontal est devenu en quelques années 
une technique largement répandue qui permet d'améliorer considérablement 
la capacité de production. Dans le même temps, de nombreux 
gouvernements ont pris des mesures fiscales pour encourager l'exploration 
et la production du pétrole. Les estimations concernant la réduction des 
coûts varient, mais les coûts d'exploration ont sans doute diminué de 
moitié ces dix dernières années. Une fois mis au point, les 
développements technologiques demeurent. Par ailleurs, la technologie 
progresse : même si à l'avenir l'évolution de la technologie n'est pas aussi 
rapide que par le passé, elle contribuera néanmoins à modérer les futures 
augmentations du prix du pétrole. 
(ii) Augmentation des réserves mondiales 
On a découvert de nouveaux gisements à mesure que les anciens 
s'épuisaient. Pourtant, il reste encore dans le monde de vastes territoires 
à exploiter, voire à explorer. Parmi les nouvelles régions pétrolières 
potentielles, il convient de citer l'ouest des îles Shetland, la.mer de 
Barents, la réserve naturelle nationale d'Alaska, l'Atlantique du sud et 
l'Asie du sud-est. Même si le pétrole n'est pas une ressource inépuisable, 
les réserves ne semblent pas devoir poser de problèmes dans un avenir 
prévisible. Il faut cependant noter une fois de plus que les producteurs de 
pétrole traditionnels de l'OPEP continueront à contrôler la plus grande part 
des réserves mondiales. 
(iii) Évolution de l'influence de l'OPEP 
L'OPEP reconnaît que les prix doivent rester modérés et que leur stabilité 
sert ses intérêts à long terme. Comme l'histoire l'a démontré, les chocs 
pétroliers ne font qu'étrangler la demande. Forte de cette expérience, 
l'OPEP va probablement adopter à l'avenir une approche en termes de prix 
et d'offre qui tienne davantage compte du marché et notamment du rapport 
entre l'offre et la demande. 
(iv) Réintégration de l'industrie pétrolière mondiale 
La participation croissante des pays producteurs aux activités 
communautaires en aval a été suivie ces dernières années par l'ouverture 
des secteurs en amont aux sociétés des pays consommateurs. Ce processus 
de réintégration devrait se mondialiser et contribuer à la stabilisation des 
marchés mondiaux du pétrole. 
(v) Sophistication croissante des marchés pétroliers 
Les opérations sur les marchés pétroliers sont devenues de plus en plus 
sophistiquées. Elles sont également plus transparentes grâce à la 
révolution intervenue dans le domaine des technologies de l'information. 
On comprend mieux à présent les tendances sous-jacentes qui orientent les 
marchés. Cela ne signifie pas qu'il n'y aura désormais plus de volatilité -
après tout, les marchés prospèrent grâce à cette volatilité. Mais les 
perspectives de crises pétrolières prolongées résultant de la non-
transparence des forces du marché s'amenuisent. 
17 
(vi) Actions gouvernementales visant à faciliter les approvisionnements en cas 
de crise 
Des mesures efficaces existent aujourd'hui au niveau mondial (par exemple 
l'Agence internationale de l'énergie (AIE)) et au niveau régional (par 
exemple l'Union européenne) pour faire face à une rupture éventuelle des 
livraisons. La guerre du Golfe nous a rappelé que ces mesures existent et 
fonctionnent. Tant au niveau de l'Agence internationale de l'énergie qu'au 
niveau communautaire, des efforts sont faits pour adapter ces mesures à 
l'évolution du marché. 
(vii) Produits de substitution du pétrole 
Il convient d'examiner les produits pouvant remplacer le pétrole. En 
20 ans, le pétrole a pratiquement été évincé dans le secteur de la 
production de vapeur (en particulier pour la production d'électricité) dans 
les pays développés, par le charbon d'abord, par l'énergie nucléaire ensuite. 
On se tourne à présent vers le gaz naturel. Dans les 10 à 15 ans à venir, 
la demande européenne de gaz pourrait augmenter de 40 %, la moitié de 
cette augmentation étant destinée à la production d'électricité. Bien que 
le pétrole gardera son quasi monopole dans le secteur des transports, il 
sera en forte concurrence dans les autres secteurs - ce qui ne favorise pas 
les augmentations de prix. A plus long terme, les sources d'énergie 
renouvelables, telles que l'énergie solaire, l'énergie éolienne, la biomasse, 
les biocarburants et la géothermie qui produisent peu ou pas de pollution 
constitueront les principales sources d'énergie durable et la Commission, 
comme indiqué dans le Livre Blanc sur la Politique de l'Energie, proposera 
une stratégie à cet effet sous forme de Communication. 
B.3 Approvisionnement en pétrole brut de l'Union européenne 
B.3.1 Réserves 
L'Europe dispose d'importantes ressources en charbon, mais elles seront de moins 
en moins exploitées. Les réserves en pétrole et en gaz, bien que modestes 
comparées au niveau mondial, devraient rester une ressource énergétique indigène 
importante. 
Les réserves pétrolières globales prouvées d'Europe occidentale représentent moins 
de la moitié des réserves gazières (2,2 milliards de tonnes contre 4,9 milliards de 
tonnes équivalent pétrole de gaz). La plupart de ces réserves sont situées sous la 
mer du Nord. Les réserves pétrolières de la Communauté se montent à 
0,9 milliards de tonnes, le reste appartient à la Norvège. Les réserves 
européennes représentent environ 8 ans de production. Cependant, comme elles 
sont pratiquement remplacées au fur et à mesure de leur utilisation, leur durée de 
vie, compte tenu des réserves probables, sera considérablement plus longue. 
B.3.2 Production 
La production énergétique dans la Communauté va probablement atteindre son 
apogée vers l'an 2000. Après cette date, la production de toutes les énergies 
primaires, à l'exception des énergies renouvelables, devrait décélérer quelque peu. 
A l'horizon 2005, la production énergétique communautaire ne devrait cependant 
pas être inférieure à celle de 1992. 
La production communautaire en mer du Nord a atteint un pic au milieu des 
années 80 pour retomber assez rapidement par la suite. Depuis 1991, la production 
augmente à nouveau, à mesure que de nouvelles technologies d'exploration et de 
production et des mesures fiscales plus favorables permettent d'exploiter 
profitablement les nouveaux petits gisements ou d'améliorer l'exploitation des 
gisements existants. Par conséquent, la production ne devrait pas subir un 
nouveau repli avant la fin des années 1990. 
B.3.3 Dépendance à l'égard des importations 
L'Europe connaît un déficit énergétique depuis de nombreuses années, malgré son 
importante industrie charbonnière établie de longue date, le développement plus 
récent des réserves gazières et pétrolières considérables dans le Nord-Ouest et une 
industrie nucléaire de première importance. L'augmentation de la demande 
énergétique de la Communauté et la baisse de la production énergétique primaire 
intérieure déboucheront sur une augmentation de la dépendance des importations 
vis-à-vis des pays tiers, notamment le Moyen-Orient et la CEI. 
La dépendance de la Communauté à l'égard de l'énergie importée (c'est-à-dire les 
importations énergétiques exprimées en pourcentage de la consommation intérieure 
brute d'énergie) représente aujourd'hui environ 48 %. Elle ne devrait augmenter 
que très légèrement d'ici à l'an 2000 pour atteindre 55 % en 2005, et s'accélérer 
ensuite. 
Le principal changement au niveau de la dépendance se manifeste dans le secteur 
du charbon - à mesure que la production intérieure diminue, les importations 
augmentent. Elles sont passées de 29 % de la consommation en 1990 à environ 
44 % aujourd'hui et devraient atteindre 50 % d'ici à l'an 2005. 
La dépendance à l'égard du gaz représente environ 40 %. Compte tenu de 
l'augmentation prévue de la demande pour les dix années à venir, ce chiffre 
devrait dépasser 55 % d'ici au milieu de la prochaine décennie. 
La dépendance de la Communauté à l'égard du pétrole importé est déjà très élevée 
(voir figure B.6). Les importations représentaient près de 80 % de la 
consommation en 1990, même si récemment l'amélioration de la production 
communautaire en mer du Nord a réduit ce pourcentage. Avec la Norvège, ce 
chiffre tombe à 60 %. Si l'on tient compte, conformément aux prévisions, de la 
diminution de la production communautaire de pétrole brut d'ici à l'an 2005 et de 
l'augmentation modeste mais continue de la demande de produits pétroliers, la 
dépendance de la Communauté vis-à-vis des importations de pétrole pourrait 
attendre 83 % aux alentours de l'an 2005. 
B.3.4 Qualité du brut 
Jusqu'à relativement récemment, c'est-à-dire jusqu'en 1993 environ, le baril de 
pétrole brut (c'est-à-dire le mélange de tous les pétroles bruts) traité dans les 
raffineries européennes s'est alourdi. La production du brut de qualité supérieure 
produit dans la Communauté a diminué alors que les importations de brut plus 
lourd a augmenté. Cette tendance, associée à l'augmentation de la demande de 
produits de haute qualité pour le transport a obligé le secteur du raffinage à 
consentir d'importants investissements en vue de la création de nouvelles 
installations pouvant convertir les fractions lourdes en fractions légères. Toutefois, 
depuis 1993, la densité moyenne de la structure d'approvisionnement en brut s'est 
modifiée considérablement en raison des facteurs mentionnés ci-dessous (voir 
figure B.7 qui illustre l'évolution de !a densité moyenne des livraisons de brut 
avant et après 1993). 
Depuis deux ans, la production de pétrole en mer du Nord connaît un renouveau. 
Il en résulte que les importations globales de pétrole en Europe ont légèrement 
chuté. Les importations nettes de pétrole brut pour l'Europe des Douze s'élevaient 
en 1994 à 27 millions de tonnes, soit 6,5 % de moins qu'en 1992. 
La qualité des bruts importés a également changé. Les bruts de l'OPEP tendent à 
s'alourdir. Non seulement leur part du marché mondial a diminué ces dernières 
années, mais leur qualité s'est également améliorée dans l'ensemble. Cela résulte 
d'une stratégie particulière de l'Arabie Saoudite qui tient à maximiser les 
exportations des qualités légères à forte valeur ajoutée au détriment des qualités 
moyennes et lourdes, afin de compenser la perte importante de revenus subie 
depuis la chute des prix pétroliers en 1986. Cela a également amené l'Arabie 
Saoudite à exploiter les champs pétroliers récemment découverts contenant des 
bruts très légers. 
Enfin, le total des livraisons de condensats et de gaz naturels liquides (GNL) 
augmente depuis quelques années. Mélangés au pétrole brut ou directement 
importés comme matières premières pour les raffineries, ils ont eu pour effet 
d'alléger le baril livré. 
L'allégement inattendu du baril de brut communautaire mentionné ci-dessus est 
l'une des causes principales de la faible rentabilité actuelle des raffineries 
communautaires. 
Il est difficile de prévoir l'évolution de la qualité des bruts traités dans les 
raffineries communautaires. A très long terme, à mesure que les réserves 
domestiques s'épuisent, les vastes réserves de brut à forte ou moyenne densité des 
pays du Moyen Orient vont représenter une part de plus en plus importante de la 
demande communautaire. A court terme, le baril livré pourrait bien rester d'une 
qualité supérieure à ce qui était prévu. 
20 
B.3.5 Sécurité d'approvisionnement 
Pour le moment, il n'y a pas lieu de s'inquiéter de la sécurité de 
l'approvisionnement en pétrole. Les conditions ont changé considérablement 
depuis les situations de crise/de crise latente qui existaient il y une vingtaine 
d'années, lorsque les sources d'approvisionnement en pétrole et en produits 
pétroliers étaient beaucoup moins diversifiées qu'aujourd'hui (tableaux 
B. 1/2/3/4/5/6). 
En outre, l'offre va probablement dépasser la demande pendant quelques années 
encore. Il n'empêche qu'il convient d'examiner en permanence les facteurs 
sous-jacents qui conditionnent la stabilité des sources d'approvisionnement. En 
effet, comme nous l'avons déjà indiqué, plus des trois quarts des réserves 
mondiales de pétrole sont situées dans des régions potentiellement instables du 
point de vue politique et/ou économique. Ces régions resteront la source 
prédominante de l'approvisionnement communautaire à l'avenir. 
Il est donc dans l'intérêt de la Communauté de promouvoir de bonnes relations 
entre producteurs et consommateurs grâce à un processus de dialogue et 
d'alignement des intérêts par des investissements et des arrangements 
opérationnels. Des possibilités d'investissement en amont s'ouvrent à présent aux 
entreprises communautaires dans les pays producteurs de même que certaines 
entreprises des pays producteurs continuent à investir dans le secteur 
communautaire en aval. Ces actions consolident l'intérêt mutuel qu'ont les deux 
parties à assurer le bon fonctionnement du secteur pétrolier dans son ensemble. 
On peut citer à titre d'exemple : 
• le développement de la coopération dans le domaine énergétique entre les 
pays membres du conseil de coopération du Golfe (CCG) et l'Union 
européenne, qui se traduit par l'intégration verticale progressive des 
industries du CCG et de la CE, dans la mesure où les sociétés du CCG 
investissent dans le secteur communautaire en aval et où des 
investissements en amont sont réalisés par des sociétés communautaires 
dans les pays du CCG; 
• le coparrainage par la Commission de la quatrième conférence 
internationale sur l'énergie à Puerto la Cruz (Venezuela) du 25 au 
27 septembre 1995; 
• la participation de la Commission à la conférence de Barcelone sur la 
coopération euroméditerranéenne, les 27 et 28 novembre 1995; 
• l'établissement de la Charte européenne de l'énergie prévoyant les 
conditions dans lesquelles les sociétés communautaires pourront investir 
en toute confiance dans l'exploitation des ressources en hydrocarbures de 
la CEI et des PECO. 
21 
Il convient par ailleurs de réfléchir au meilleur moyen de faciliter ce processus de 
dialogue. Voilà pourquoi la Communauté européenne, principal importateur 
mondial de pétrole, doit soutenir et promouvoir le dialogue politique entre 
producteurs et consommateurs, auquel la France et le Venezuela ont donné un 
nouvel élan à la conférence de Paris en juillet 1991. 
Même si le nécessaire est fait pour promouvoir la sécurité de l'approvisionnement 
grâce aux arrangements politiques appropriés décrits ci-dessus, il faut continuer 
à prévoir des mesures adéquates pour la gestion des situations de crise, par 
exemple le maintien de stocks obligatoires et d'autres activités de coordination. À 
cet égard, on ne peut que se féliciter de la complémentarité des systèmes mis en 
place par l'Agence internationale de l'énergie et la Communauté ainsi que des 
efforts continus faits par les deux institutions pour adapter ces arrangements à 
l'évolution des marchés du pétrole et, en particulier en ce qui concerne la 
Communauté, pour adapter la législation de crise existante au fonctionnement du 
marché intérieur. 
Une autre question qui relève de la sécurité de l'approvisionnement est la question 
générale de la logistique de l'approvisionnement en pétrole brut. La Communauté 
ne doit pas perdre de vue la continuité de son approvisionnement à long terme et 
doit saisir les nouvelles opportunités qui se présentent. Elle doit garantir sa 
participation aux nouveaux accords d'approvisionnement qui résultent de 
l'émergence de nouvelles sources de production de brut et de l'évolution politique. 
À cet égard, il convient de citer les nouveaux réseaux de pipelines qui sont en 
train d'être mis en place ou envisagés pour écouler la nouvelle production de la 
CEI, notamment à partir de la mer Caspienne, la réouverture du pipeline ADRIA 
en Croatie ainsi que les possibilités d'exporter le pétrole russe dans le cadre du 
soutien aux réseaux transeuropéens qui est prévu par le Traité. 
22 
ANNEXE C 
Offre et demande de produits pétroliers 
Cl Situation mondiale 
La consommation mondiale d'énergie a plus que doublé au cours des trois 
dernières décennies, atteignant 8,4 milliards de tonnes équivalent pétrole en 1990. 
Entre 1974 - l'année suivant le premier choc pétrolier - et 1992, le taux de 
croissance annuel a atteint environ 2 %. La croissance s'est interrompue 
récemment en raison d'une baisse de la consommation dans les anciens pays 
communistes, mais à mesure que les économies se redressent, la tendance 
sous-jacente reprendra le dessus et la demande devrait augmenter à nouveau. 
L'Agence internationale de l'énergie estime que la demande d'énergie pourrait 
augmenter de 2 % ou plus chaque année dans les dix à quinze années à venir. 
En ce qui concerne la répartition par type de la consommation brute d'énergie 
primaire dans l'Europe des Quinze, qui s'établissait en 1995 à 1 369 millions de 
tonnes équivalent pétrole, le pétrole se taille la part du lion avec 574 millions de 
tonnes par an, soit 43 %, le gaz vient en deuxième lieu avec 277 millions de 
tonnes, soit (20 %). D'ici à l'an 2005, la consommation de pétrole devrait atteindre 
606 millions de tonnes par an, la part du marché se réduisant à 39 %, 
principalement au bénéfice du gaz et des énergies renouvelables (les figures Cl 
et C2 respectivement indiquent la situation pour chaque année). 
La croissance globale de pétrole dans les pays de l'OCDE est estimée par l'AIE 
à environ 1 % par an entre 1992 et 2010. En dehors de l'OCDE, il faudra sans 
doute plusieurs années avant que la croissance énergétique des pays de la CEI et 
des PECO se redresse (une augmentation moyenne de 0,6 % par an est néanmoins 
prévue entre 1992 et 2010). Les pays en développement devraient connaître des 
taux de croissance pouvant aller jusqu'à 4 % par an. En termes quantitatifs 
toutefois la croissance de 1 % de la zone OCDE est beaucoup plus importante que 
celle de 4 % des pays en développement. On peut citer en particulier les pays 
riverains du Pacifique menés par la Chine et les quatre dragons asiatiques (Corée 
du sud, Taïwan et les pays de l'ANASE) ainsi que l'Amérique latine, qui seront 
largement responsables de ce résultat. 
Au sein de l'OCDE le pétrole sera de plus en plus utilisé dans le secteur des 
transports en expansion, ce qui compensera la baisse de la demande dans les 
autres secteurs. Dans les pays en développement, la demande augmentera dans 
tous les secteurs en raison d'un besoin grandissant d'énergie et du manque de 
produits de substitution appropriés dans la plupart des régions du monde. La 
croissance sera la plus marquée dans le secteur des transports. Bien que la 
demande mondiale de pétrole continuera à augmenter, elle sera dépassée par les 
autres principales sources d'énergie primaires, notamment le gaz. Même s'il 
connaît un recul, le pétrole restera la source énergétique la plus importante dans 
le monde. 
23 
C2 Demande communautaire de produits pétroliers 
C.2.1 Statistiques concernant la demande communautaire de produits pétroliers 
Il y a eu un tassement de la demande globale ces dernières années et on s'attend 
à une croissance relativement modeste (environ 0,5 % par an) dans les dix 
prochaines années. (Figure C.3 indique l'évolution escomptée de la demande de 
pétrole dans les quinze pays de la Communauté, y compris la structure du baril 
pour la période 1990-2005. Les projections à partir de 1995 sont fondées sur les 
dernières prévisions du "cas de base" de la Commission). 
La demande s'est allégée progressivement ces vingt dernières années, la croissance 
la plus forte ayant été observée au niveau des distillais moyens, suivis par les 
carburants et autres produits. (La figure C.4 montre cette évolution en 
pourcentage. La figure C.5 montre par ailleurs que l'allégement du baril s'est fait 
principalement au niveau des distillais moyens depuis 1990 et indique que cette 
tendance devrait se poursuivre pendant un dizaine d'années, même si le rythme de 
l'allégement va se ralentir après l'an 2000.) 
La demande de pétrole des Douze s'élevait à 494 millions de tonnes en 1994, à 
l'exclusion de quelques 35 millions de tonnes pour les soutes. Le pétrole 
représentait environ 43 % de la consommation énergétique de la Communauté. 
L'essence (c'est-à-dire l'essence d'aviation ou pour l'automobile ainsi que les 
matières premières légères pour l'industrie chimique) représentait 27 % de la 
demande globale de pétrole dans la Communauté, les distillats moyens (les 
carburéacteurs et le fuel domestique ainsi que le gazole et le diesel, y compris les 
soutes) 44 %, le fuel oil (les combustibles industriels et à usage des centrales 
électriques ainsi que les soutes) 18 %, et les autres produits (le gaz de raffinerie, 
le gaz de pétrole liquéfié, les solvants, le coke de pétrole, les lubrifiants, le bitume 
et les paraffines) 11 %. 
Il convient de noter que la part des produits légers a augmenté régulièrement 
depuis les chocs pétroliers des années 1970 en raison du déclin de la demande de 
fuel oil lourd au bénéfice d'autres sources d'énergie, alors que la demande 
d'essence, de kérosène et de diesel pour les transports a augmenté. Plus 
récemment, contre toute attente, la demande de diesel a continué à augmenter aux 
dépens de l'essence. 
C.2.2 Perspectives de la demande communautaire 
Les prévisions de la Commission indiquent que le niveau global de la demande 
d'énergie dans l'Union européenne augmentera lentement mais régulièrement au 
cours des dix prochaines années, cette augmentation se situant à environ 1 % par 
an. 
En raison de la "ruée sur le gaz", principalement dans le secteur de la production 
d'électricité, le gaz naturel devrait devenir le carburant le plus populaire - la 
demande pourrait augmenter de plus de 3 % par an. L'énergie nucléaire et les 
24 
énergies renouvelables devraient également augmenter leur part de marché mais 
le charbon va connaître un déclin. La demande de pétrole ne devrait qu'augmenter 
très modestement - environ 0,5 % par an. 
Même si la directive 75/405/CEE interdisant l'utilisation de pétrole pour la 
production d'électricité est abrogée, on s'attend à ce que la demande de pétrole 
dans ce secteur chute. On pourrait néanmoins enregistrer une certaine croissance 
dans les secteurs de la demande finale - surtout pour les carburants destinés aux 
transports. Le pétrole représentera à nouveau la plus grande part de l'énergie 
primaire totale consommée dans la Communauté. En l'an 2005, le pétrole devrait 
encore représenter environ 40 % de l'ensemble de l'énergie consommée. 
L'augmentation de. la demande de pétrole sera concentrée dans les utilisations non 
énergétiques et les transports où cette matière première est encore irremplaçable. 
Du point de vue régional, la croissance se manifestera surtout dans le sud de 
l'Europe où il y a davantage de possibilités grâce à une croissance économique 
plus forte. La concurrence de la part du gaz sera forte, notamment là où le fuel 
lourd est remplacé pour la production d'électricité (notamment en Italie) et où le 
gaz est introduit comme nouveau combustible (Grèce, Portugal, Espagne et 
certaines parties de la Scandinavie). De manière générale, le baril de produits 
devrait continuer à s'alléger. Conformément à la tendance mondiale, même si elle 
n'est pas aussi prononcée que dans les pays en développement, la croissance va 
se situer au niveau des qualités moyennes du baril. Les produits en question sont 
le kérosène utilisé pour l'aviation et en particulier le diesel destiné aux transports, 
qui vont plus que compenser le recul des quantités utilisées pour le chauffage. 
La demande d'essence va peut-être augmenter légèrement, principalement dans 
l'Europe du sud, mais la tendance à lui préférer le diesel devrait limiter cette 
croissance, à moins que l'on introduise des mesures fiscales visant à égaliser sur 
une base énergétique les accises sur ces deux types de carburant. Cela ne 
renverserait cependant pas totalement la tendance, car le diesel présente un 
meilleur rendement énergétique. Les problèmes actuels liés aux émissions de 
particules provenant des véhicules fonctionnant au diesel devraient pouvoir être 
résolus du point de vue technique. 
Le fuel-oil résiduel devrait connaître un certain déclin puisque le fuel oil est à la 
fois réglementé du point de vue environnemental et concurrencé par le gaz 
naturel. Il n'empêche qu'une partie importante des produits résiduels sont utilisés 
, dans des domaines où la substitution n'est pas encore facile, par exemple le fuel 
lourd pour les soutes, le bitume, les lubrifiants et le coke de pétrole. Ces 
utilisations représentent environ 40 % des produits résiduels en Europe et 
devraient augmenter en fonction de la croissance économique. 
C3 Approvisionnement communautaire en produits pétroliers 
En 1994, le bilan de l'approvisionnement en produits pétroliers de l'Europe des Douze 
(CE-12) se présentait comme suit : la demande totale de produits pétroliers CE-12 
(494 millions de tonnes) et les exportations globales vers les pays non membres, y 
25 
compris les soutes (110 millions de tonnes) étaient couvertes par la production nette des 
raffineries (517 millions de tonnes), les importations de pays non CE-12 (76 millions de 
tonnes), les stocks CE-12 ainsi que d'autres variations (11 millions de tonnes). 
L'industrie du raffinage de l'Union européenne produit la plus grande partie (86 %) de 
l'approvisionnement global en produits pétroliers. Les importations nettes globales de 
produits pétroliers sont proches de 0 (figure C.6) et s'expliquent par des exportations 
nettes d'essence (15 millions de tonnes par an) ayant augmenté fortement ces dernières 
années, contrebalancées principalement par des importations nettes de fuel oil et de 
naphta (figure C.7/8/9). Les sources d'importation de ces produits sont largement 
diversifiées (tableau B.2). 
26 
ANNEXE D 
Environnement 
D.l Contexte politique et économique 
La protection de l'environnement est un objectif communautaire qui revêt une 
grande importante politique et économique. Le chapitre XVI du traité CE expose 
la politique de l'environnement que la Commission est tenue de promouvoir. 
Il y a beaucoup de préoccupation à travers la Communauté concernant 
l'environnement et en particulier la qualité de l'air. Les citoyens de la 
Communauté exigent des améliorations et, de fait, des engagements spécifiques 
ont été pris, à cet effet, dans la Convention cadre sur le changement climatique. 
Pour le secteur énergétique en particulier, les mesures environnementales auront 
un impact fondamental et elles doivent donc être considérées comme l'un des 
éléments clés par l'industrie pétrolière, car elles auront des conséquences pour le 
secteur du raffinage et celui de la distribution. 
D.2 Mesures mises en oeuvre et proposées 
Les mesures mises en oeuvre et proposées portent sur le fonctionnement du 
processus de raffinage lui-même, sur de nouvelles spécifications plus strictes pour 
les produits et sur les équipements visant à limiter les émissions dans le secteur 
de la distribution. 
Les directives communautaires actuelles relatives aux polluants contenus dans les 
différents produits pétroliers ont débouché sur des spécifications plus strictes 
quant à la teneur en soufre, en benzène et en plomb, ainsi que l'indiquent les 
tableaux D. 1/2/3). 
En outre, il existe à présent un directive, qui a été adoptée par le Conseil en 1994, 
sur la limitation des émissions de composés organiques volatiles (COV) résultant 
du stockage du pétrole et de sa distribution dans les stations-service (directive 
94/63/CE dite de la première étape). Cette directive est un premier pas vers la 
mise en oeuvre d'une stratégie visant à atteindre une réduction globale des 
émissions de COV dans la Communauté. Elle s'applique aux opérations, aux 
installations, aux véhicules et aux navires concernés par le stockage, le 
chargement et le transport du pétrole d'un terminal à l'autre ou d'un terminal à une 
station-service. 
Le programme auto-oil et les mesures futures possibles qui en découleront sont 
présentées dans la partie D.4.2 ci-dessous. 
27 
D.3 Conséquences pour l'économie en aval et pour le processus de décision 
Les mesures et propositions actuelles font déjà peser sur l'industrie des charges 
importantes que cette dernière craint ne pas pouvoir récupérer dans le prix des 
produits pétroliers. Les investissements que les mesures communautaires existantes 
et potentielles impliquent, y compris les dépenses faites à ce jour, sont 
considérables pour le secteur pétrolier en aval. Le tableau D.5 indique les 
estimations faites par l'industrie et d'autres sources quant à l'ordre de grandeur des 
dépenses prévues. 
La capacité de désulfuration des distillats moyens déjà installée pour faire suite 
à ces mesures est considérable, à savoir 155 millions de tonnes par an en 1994 (le 
tableau D.6 donne la répartition par pays), au regard de la demande globale de 
distillats moyens qui est de 225 millions de tonnes. 
Une autre conséquence économique potentielle découle du fait que le coût de la 
dépollution obligatoire imposée aux raffineurs qui ferment leurs installations a des 
répercussions sur le processus de décision, en ce qu'il augmente considérablement 
la facture. Conformément au principe du "pollueur payeur", les opérateurs qui 
décident de fermer des raffineries, des dépôts, des points de vente au détail ou 
d'autres installations doivent nettoyer le site de sorte qu'il corresponde à des 
normes acceptables déterminées. Cela entraîne des coûts potentiellement 
importants - pour une raffinerie moyenne, on les évalue à 60 - 80 millions d'écus 
et pour un point de vente au détail à environ 200 000 écus. 
D.4 Perspectives environnementales 
D.4.1 Futures mesures éventuelles 
L'évaluation de toutes les options techniques ou non techniques respectueuses de 
l'environnement pouvant être appliquées dans le secteur du raffinage est une 
opération complexe, compte tenu notamment du rapport coût/efficacité, des 
conséquences pour la compétitivité, et de considérations géographiques. 
Pourtant, ces dernières années une nouvelle méthode de formulation et de 
sélection des mesures environnementales applicables au secteur a vu le jour. Elle 
vise à atteindre à l'horizon 1999/2005 de nouveaux objectifs relatifs à la qualité 
de l'air pour les émissions polluantes de NOx, S02, CO, de particules, de plomb, 
d'ozone, de benzène, d'hydrocarbures, de cadmium, d'arsenic, de nickel et de 
mercure. 
En ce qui concerne la deuxième série de réduction des émissions autorisées de 
COV, les services de la Commission sont en train de réfléchir sur les moyens les 
plus rentables pour y parvenir, soit en prévoyant des adaptations techniques dans 
les stations-service (les mesures dites de la deuxième étape que certains Etats 
membres ont déjà adoptées) soit en installant des grands "canisters" à charbon 
actif dans les voitures. 
28 
D.4.2 Programme européen "Auto Oil" 
D'autres mesures environnementales sont prévues. La Commission, en coopération 
avec EUROPIA (l'association européenne de l'industrie pétrolière) et l'ACEA 
(l'association européenne de l'industrie automobile) a lancé une initiative 
importante en juillet 1993 en vue d'améliorer la qualité de l'air. Cette initiative fait 
partie de la nouvelle stratégie de la Commission pour lutter contre les émissions 
des véhicules, fondée sur une approche multidimensionnelle et cohérente des 
mesures de réduction de la pollution qui devraient être mises en oeuvre en l'an 
2000. L'initiative a été baptisée Programme européen "Auto Oil" et la stratégie est 
tout à fait conforme au cinquième programme d'action "Environnement" de la 
Commission, qui accorde une attention particulière aux analyses coût/efficacité. 
Le but de ce programme est d'identifier de nouvelles mesures qui pourraient 
permettre d'atteindre des objectifs de qualité de l'air établis sur une base 
rationnelle, en réduisant les émissions de la manière la plus économique et la plus 
efficace possible. Ces mesures identifiées par le programme constitueront la base 
de la prochaine étape de la nouvelle législation européenne relative aux émissions 
et à la qualité des carburants. 
Le programme européen Auto-oil a également identifié des mesures améliorées 
en matière d'inspection/maintenance ainsi qu'un nombre de mesures non 
techniques (tarification routière, restructuration de trafic dans certaines zones et 
programmes d'élimination des véhicules usagés). Ces mesures constituent des 
éléments importants des politiques nationales afin de satisfaire aux futurs objectifs 
de qualité de l'air. Toutefois, la nature de la plupart des mesures non techniques 
devrait plutôt faire l'objet de réglementation au niveau national plutôt que 
communautaire. 
A ce jour, quatre volets du programme européen Auto Oil sont terminés, à savoir : 
(i) le programme européen sur les émissions, les carburants et les 
technologies des moteurs (EPEFE), 
(ii) l'étude de la qualité de l'air dans sept villes européennes, 
(iii) le contrôle de la qualité des carburants disponibles sur le marché, 
(iv) l'analyse coûts/bénéfices des mesures techniques et non techniques 
proposées pour atteindre les normes imposées relatives à la qualité de l'air. 
Le but principal du programme EPEFE consistait à établir la relation entre la 
technologie des moteurs, la qualité des carburants et les émissions. Les résultats 
du programme ont servi à évaluer les réductions d'émissions qui peuvent être 
réalisées par des changements dans la qualité des carburants. 
Cet excellent exemple de coopération entre la Commission, les industries 
pétrolière et automobile devrait déboucher rapidement sur l'établissement de 
29 
plusieurs séries de spécifications relatives aux propriétés des carburants. Ces 
mesures devraient entrer en vigueur en l'an 2000 et devraient comporter des 
réductions importantes du niveau des émissions produites au cours de l'utilisation 
et de la fabrication des carburants. Non seulement ces nouvelles séries de 
spécifications devront être conformes aux exigences environnementales, mais elles 
devront également limiter le coût des mesures à un niveau raisonnable et tenir 
compte des autres besoins socio-économiques des pays de la CE. 
D.4.3 Propositions de l'industrie concernant l'application d'une approche coûts/bénéfices 
aux mesures communautaires 
L'industrie pétrolière propose que l'approche coûts/bénéfices adoptée dans le cadre 
du programme européen "Auto Oil" soit utilisée comme base d'une politique 
globale plus exhaustive (appelée évaluation d'impact sur le secteur de l'énergie) 
qui s'appliquerait aux propositions de la Commission pouvant avoir directement 
ou indirectement des conséquences pour le secteur énergétique. L'approche 
proposée pourrait tenir compte, dans le cadre de l'évaluation coûts/bénéfices des 
mesures CE proposées, de l'impact global sur les activités du secteur de l'énergie 
et les activités connexes et notamment de l'impact environnemental. Cette 
évaluation devrait comporter une analyse approfondie et objective des 
coûts/avantages, du point de vue quantitatif et qualitatif, et tenir compte des effets 
des mesures proposées par la Commission au niveau de la réalisation des objectifs 
de la politique communautaire dans le domaine de l'énergie. Cette approche mérite 
un examen plus approfondi de la part des services de la Commission. 
30 
ANNEXE E 
Raffinage du pétrole 
E.l Nombre de raffineries, capacité et utilisation 
E.l.l Définition des types de capacité 
Il convient de définir deux éléments importants du procédé de raffinage pour 
pouvoir examiner et comprendre correctement l'économie de ce sous-secteur. 
Il y a tout d'abord le procédé de distillation du brut, qui correspond au premier 
traitement du pétrole, c'est-à-dire le procédé de distillation primaire, l'installation 
elle-même étant connue sous le nom d'unité de distillation du brut. Généralement, 
en entend par "capacité de raffinage", "capacité de distillation du brut" ou 
"capacité de distillation directe", ce type de capacité. 
Il y a ensuite les procédés de valorisation, qui améliorent la qualité et augmentent 
la valeur des produits intermédiaires. Ces procédés incluent notamment les 
opérations qui améliorent les distillats (par exemple, le réformage catalytique) et 
les procédés de conversion (par exemple, le craquage catalytique). Les procédés 
de conversion convertissent le fuel oil issu du procédé de distillation primaire ou 
d'autres produits intermédiaires du procédé de raffinage qui peuvent faire office 
de fuel oil, en produits de distillation moyens et légers, permettant ainsi aux 
raffineurs de mieux adapter leurs produits à la demande. La conversion est 
souvent exprimée en capacité équivalente de craquage catalytique nécessaire pour 
produire les mêmes quantités de distillats, le craquage catalytique étant le type 
d'installation le plus fréquemment rencontré. Il y en a d'autres comme 
l'hydrocraquage, le craquage des résidus, le craquage combiné, la viscoréduction, 
la cokéfaction et l'alkylation. 
Les termes figurant dans ces définitions sont utilisés dans le présent document. 
E.l.2 Nombre de raffineries 
Il restait 93 raffineries dans l'Europe des Douze à la fin de 1994, après une longue 
période de fermetures initiée en 1980, date à laquelle il y en avait encore 141. Le 
nombre total des raffineries, la capacité de distillation primaire et les détails sur 
. la complexité des raffineries au début et à la fin de la période au-delà de 1988 
figurent dans le tableau E.l. 
Alors que le nombre total des raffineries a diminué au cours de cette période, on 
constate que le nombre de raffineries complexes a augmenté (de 55 à 66) et que 
le nombre de raffineries semi-complexes (de 24 à 13) et simples (de 62 à 14) a 
diminué. Il y a donc eu globalement un renforcement important de la capacité de 
raffinage complexe dans la Communauté. 
31 
A la suite des fermetures opérées, seules trois raffineries ayant une capacité de 
moins de 1 millions de tonnes par an restent opérationnelles. Par ailleurs, certaines 
raffineries mal situées ou dont la capacité est faible souffrent d'une rentabilité peu 
élevée, compte tenu de la conjoncture actuelle. 
E.1.3 Tendances 
La capacité de distillation du pétrole brut dans l'Europe des Quinze, déclarée par 
les Etats membres pour 1994, atteignait 637 millions de tonnes par an dont 
560 millions de tonnes par an ont été utilisées. Cela représente un taux 
d'utilisation de 87 % qui est plus ou moins conforme à la hausse constante de 
l'utilisation observée depuis 1985, date à laquelle l'utilisation ne représentait que 
63 %. Cette augmentation résulte du programme de réduction des capacités de 
distillation du brut lancé par les raffineurs au cours de cette période, grâce 
notamment à la fermeture de raffineries complètes, comme nous l'avons mentionné 
ci-dessus. Le tableau E.2 donne la situation au 1er janvier 1995 pour chaque Etat 
membre en ce qui concerne les capacités de distillation primaire et de conversion 
tandis que la figure E.2 indique les capacités de distillation primaire, les débits et 
l'utilisation pour la période 1985-1995. 
Les chiffres représentant la capacité de distillation du brut, à partir desquels on 
calcule les taux d'utilisation, ne tiennent toutefois pas compte du "glissement" de 
la capacité ("capacity creep") ces dernières années, c'est-à-dire de l'expansion lente 
mais régulière de la capacité nominale existante déclarée ni des capacités mises 
hors service mais qui peuvent être récupérées à relativement court terme. Il en 
résulte que les taux d'utilisation sont surévalués. 
La capacité de conversion des installations pour l'Europe des Quinze s'est élevée 
en 1995 à 199 millions de tonnes par an (en équivalent de craquage catalytique), 
ce qui représente une augmentation de 50 millions de tonnes par an ou de 35 % 
par rapport à 1985 (tableau E.3/figure E.2). Ce volume représente 31 % des 
capacités de distillation primaire. Cette forte hausse de la capacité de conversion 
reflète les attentes de l'industrie quant à l'augmentation de la demande d'essence 
et de l'alourdissement constant du brut livré. Ces attentes se sont vérifiées jusqu'au 
début des années 90. Depuis la demande d'essence a stagné et le brut a commencé 
à s'alléger (voir figures B.7, C.3, C.4 et C.5, dans les annexes précédentes). 
L'industrie est néanmoins d'accord pour affirmer que la capacité de conversion 
existante a été utilisée, car même si les marges étaient très faibles, elles étaient 
suffisantes pour couvrir les coûts variables. 
E.2 Marges et rentabilité du raffinage 
E.2.1 Définition des marges 
Aux fins du présent document, on entend par marges bénéficiaires du raffinage 
les "marges brutes". Elles équivalent à la différence entre les recettes des ventes 
de produits pétroliers et le coût des matières premières brutes, divisée par la 
quantité de pétrole brut traité. 
32 
E.2.2 Marges répertoriées 
La figure E.3 donne les marges bénéficiaires du raffinage en dollars US par baril 
de pétrole brut traité pour la période 1988-94 dans le nord ouest de l'Europe et 
dans la méditerranée. Pour la première région, les marges concernent à la fois les 
raffineurs directs (c'est-à-dire ceux qui procèdent uniquement à la distillation 
directe du brut ainsi qu'au réformage catalytique) et les raffineurs procédant à la 
valorisation du brut (c'est-à-dire ceux qui procèdent à la distillation du brut, au 
craquage catalytique, à la désulfuration du gasoil et au réformage catalytique). 
Pour la deuxième région, les marges sont indiquées uniquement pour les raffineurs 
procédant à la valorisation du brut. 
On peut observer en premier lieu que si les marges de valorisation dans le nord 
ouest de l'Europe et dans la région méditerranéenne ne diffèrent aujourd'hui que 
très peu, en revanche entre 1992 et 1994 les marges de la région méditerranéenne 
étaient supérieures d'environ 0,6 dollar par baril. Il convient ensuite de signaler 
également que les marges de distillation directe et de valorisation qui ont atteint 
un maximum en 1991, ont chuté aux environs de 0 dollar par baril et de 1,8 dollar 
par baril respectivement en 1995. 
On considère que les marges de valorisation devraient atteindre des niveaux 
nettement plus élevés pendant un certain temps avant que les raffineurs ne 
puissent récupérer les investissements réalisés ces dernières années. La figure E.3 
montre que les marges de valorisation n'ont atteint qu'une seule fois de tels 
niveaux - au début de 1991 pendant la guerre du Golfe - pendant quelques mois 
seulement. 
E.2.3 Explication des tendances 
Le sous-secteur du raffinage de l'industrie pétrolière communautaire située en aval 
souffre depuis quelques temps déjà de marges bénéficiaires chroniquement faibles. 
Dans le même temps, la capacité de production de l'essence est devenue 
excédentaire alors que l'offre de diesel s'est raréfiée. 
Cette situation est le résultat : 
(i) de l'évolution de la récession économique qui s'est traduite par un 
tassement de la demande globale communautaire de produits pétroliers, en 
particulier celle de l'essence, 
(ii) d'une capacité de distillation du brut toujours excédentaire dans la 
Communauté par rapport à la demande de produits pétroliers, 
(iii) d'une augmentation non prévue de la disponibilité de bruts légers 
provenant de la mer du Nord et d'Arabie Saoudite, grâce auxquels on a pu 
produire des produits légers supplémentaires sans utiliser toutes les unités 
de conversion disponibles (installées à l'origine par l'industrie qui 
s'attendait à une augmentation des livraisons d'huiles plus lourdes, ce qui 
33 
aurait entraîné un déficit de produits légers) (la figure E.4 montre l'effet 
de ce développement sur les prix du brut et des produits), 
(iv) le déplacement d'une partie de la demande d'essence vers le diesel, 
provoqué en partie par les disparités fiscales existant dans la plupart des 
Etats membres entre les taxes sur le diesel et les taxes sur l'essence, qui 
ont favorisé la demande de diesel au détriment de celle de l'essence, et 
(v) d'une augmentation des contraintes environnementales, notamment 
l'introduction de l'essence sans plomb, nécessitant des unités de raffinage 
supplémentaires pour améliorer la qualité, ce qui a débouché sur une 
extension non intentionnelle de la capacité de production de produits 
légers. 
Malgré les réductions importantes opérées dans les années 1980 au niveau de la 
capacité de distillation primaire, la situation reste excédentaire et le restera si on 
ne procède pas à des fermetures supplémentaires. Il semblerait donc qu'une 
contribution à la solution de ce problème sera de réduire encore la capacité de 
distillation primaire et la capacité de conversion. Certains raffineurs ont déjà réagi 
en procédant à la fermeture de capacités de distillation; d'autres en vendant des 
Raffineries complètes à des acheteurs dont les critères sont à la fois économiques 
et stratégiques. De manière générale, on peut dire que la réduction de la capacité 
de distillation primaire n'est pas encore suffisante pour restreindre l'offre de 
produits pétroliers et porter ainsi les marges de la distillation directe à des niveaux 
acceptables. 
Par ailleurs, il n'y a pas eu de fermeture d'installations de conversion. Par 
conséquent, H n'y a pas eu de restriction au niveau des fournitures de distillats 
légers qui auraient pu augmenter les marges de valorisation. 
Il y a eu très peu de fermetures complètes de raffineries car les raffineurs hésitent 
à prendre de telles décisions stratégiques vu leur caractère définitif et les charges 
environnementales et sociales extrêmement lourdes qu'elles entraînent. 
La réduction des capacités de distillation nécessaire n'a pas encore été opérée en 
raison de l'incertitude liée à une reprise éventuelle de la demande, de la tendance 
actuelle à la réduction des coûts qui a permis aux raffineurs de rester 
excédentaires en termes de trésorerie, et de la répugnance des raffineurs 
individuels à faire face à des conséquences stratégiques et opérationnelles ainsi 
qu'aux coûts importants liés à la fermeture des raffineries. 
Il résulte de la situation existante dans le domaine de la distillation primaire et de 
la conversion que les raffineurs, dont la plupart disposent en partie d'une capacité 
de conversion, se sentent piégés car les marges bénéficiaires restent légèrement 
positives, mais ne sont pas suffisantes pour rentabiliser les investissements réalisés 
dans les unités de conversion. 
34 
Il ressort de ce qui précède que l'avenir du secteur est particulièrement incertain 
et que l'industrie à décidé d'adopter une politique d'attente plutôt que de prendre 
des décisions concernant les capacités. Le tableau E.5 identifie les expansions ou 
réductions de capacité qui, au début de 1995, ont été notifiées. Le tableau E.6 
donne le détail, fin 1995, de la capacité de raffinage OPEP à l'étranger. 
E.2.4 Effets des échanges internationaux sur la rentabilité du raffinage 
La balance commerciale globale des produits pétroliers de la Communauté s'est 
améliorée considérablement ces dernières années (figures C.6/7/8/9, présentées 
dans les annexes précédentes). Il reste néanmoins quelques inquiétudes car la 
réduction des capacités de raffinage dans la Communauté pourrait être 
contrebalancée par une augmentation des importations, empêchant ainsi toute 
amélioration des marges bénéficiaires. 
Il convient de noter à cet égard que les dispositions du système de préférence 
généralisée (SPG) qui ont récemment favorisé les importations de produits 
pétroliers provenant de certains pays devraient bientôt devenir plus restrictives, 
conformément à l'objectif initial du système SPG qui était de favoriser les 
investissements dans les pays moins développés. 
Les importations pourraient gagner de l'importance à mesure que les pays 
d'Extrême-Orient renforcent leur autosuffisance en produits pétroliers, ce qui 
pourrait avoir pour effet de détourner les exportations des raffineries du Moyen-
Orient vers l'Union européenne, ou à mesure qu'augmentent les exportations de 
produits pétroliers de la CEI. En ce qui concerne ce dernier point, l'évolution de 
la coopération en aval entre la Communauté, d'une part, et la CEI et les PECO, 
d'autre part, reste incertaine car on ne connaît ni le rythme ni la direction qu'elle 
va prendre. A court et à moyen terme, les modifications ne devraient pas avoir un 
impact considérable sur les caractéristiques des livraisons de pétrole en aval. A 
plus long terme, on suppose que la CEI et les PECO investiront dans des 
installations de raffinage de manière à mieux équilibrer leur production et leur 
demande domestique, autorisant ainsi l'exportation du brut, ce qui serait plus 
profitable que la pratique actuelle qui consiste à exporter les excédents de produits 
sur les marchés internationaux. 
Aux Etats-Unis d'Amérique, l'introduction de l'essence reformulée en vue de 
réduire les émissions nocives a eu des effets pour les raffineurs communautaires 
en ce sens que certains importateurs américains ont été conduits temporairement, 
en raison de modifications logistiques, à réduire les importations d'essence. 
Certains pays et sociétés prétendent que la nouvelle réglementation, introduite en 
1995, favorise les raffineurs américains. La situation évolue néanmoins et il reste 
à vérifier si les effets sur la rentabilité du raffinage dans la Communauté seront 
appréciables à plus long terme. 
35 
E.3 Perspectives du raffinage 
Il est généralement admis que les perspectives de ce secteur sont caractérisées par 
un degré inhabituel d'incertitude, ce qui entrave l'engagement de l'industrie dans 
l'ensemble du secteur. Cela se traduit chez la plupart des acteurs par une politique 
d'attente en ce qui concerne les décisions stratégiques. 
Plus spécifiquement, les opérateurs admettent pour la plupart qu'il faudra fermer 
encore d'autres raffineries pour que les marges puissent retrouver des niveaux 
acceptables à court et moyen terme, même si la capacité excédentaire actuelle 
n'est que temporaire. 
Il est également admis qu'il sera difficile de réaliser d'autres fermetures, en raison 
notamment des coûts importants liés à la fermeture. 
Un autre facteur qui semble inhiber les décisions de fermeture des raffineries est 
la question des coûts de dépollution du site, comme nous l'avons vu ci-avant. 
Plutôt que de fermer des raffineries qui ne sont pas rentables, les propriétaires 
sont tentés de les maintenir au moindre coût, en minimisant les investissements 
et en produisant les quantités et qualités de produits nécessaires pour rester 
positifs en termes de trésorerie. Cette façon de procéder ne fait que contribuer à 
la généralisation des excédents. Ainsi, plutôt que de supporter les coûts d'une 
fermeture, certains raffineurs pourraient, pour des raisons stratégiques ou autres, 
être tentés de vendre leurs raffineries à des acquéreurs dont l'intention stratégique 
et/ou la situation économique rendent cette opération attractive. En outre comme 
les charges financières liées à la rémunération du capital investi seraient assez 
faibles, les nouveaux propriétaires seraient donc en mesure d'atteindre la 
rentabilité avec à des marges qui ne font que couvrir les coûts de fonctionnement, 
ce qui réduirait directement les marges de raffinage dans tout le secteur. 
Compte tenu de ce qui précède, les raffineurs ont gelé leurs investissements -
autres que les investissements obligatoires de maintenance et de fonctionnement 
ou les investissements requis pour des raisons légales - compte tenu de l'absence 
de toute perspective d'amélioration à court, voire à moyen terme. Même pour les 
investissements obligatoires, les raffineurs craignent ne pas obtenir de retour 
adéquat, ce qui provoque un certain attentisme dans l'industrie. 
En plus de la situation décrite, d'autres régions dans le monde sont en concurrence 
avec l'Union européenne pour attirer les investissements industriels. Ces 
investissements pourraient s'avérer plus rentables ailleurs. Les sociétés pétrolières 
internationales peuvent ainsi concentrer leurs faibles ressources en capital dans des 
régions non communautaires où les industries de raffinage risquent de devenir plus 
concurrentielles et plus efficaces que celles de l'Union européenne, avec les 
conséquences que cela entraîne pour l'économie communautaire dans son 
ensemble. 
36 
ANNEXE F 
Distribution des produits pétroliers 
F.l Définition du sous-secteur de la distribution 
Le sous-secteur de la distribution englobe le transport par mer, route, rail ou 
pipeline des raffineries aux clients. La livraison aux clients est parfois directe, 
mais généralement elle se fait via des dépôts de stockage intermédiaires qui 
servent de base pour la distribution locale. En ce qui concerne l'essence et le 
diesel, la plupart des clients passent la plupart du temps par des réseaux de 
stations-service (stations-essence) qui appartiennent ou sont gérées en franchise 
par les sociétés qui possèdent les raffineries. La concurrence est telle que les 
opérateurs cherchent à offrir de meilleurs services que leurs concurrents. 
F.2 Statistiques sur la distribution au détail 
Depuis 1985, le nombre de stations-service dans la Communauté diminue sans 
cesse. Le nombre total de stations-service dans l'Europe des Quinze s'élève 
aujourd'hui à 122 900, soit 23 % de moins qu'en 1985 (158 700 stations ouvertes) 
(le tableau F.l donne l'évolution du nombre de stations au cours de cette période 
par Etat membre, alors que la figure F.l indique l'évolution dans l'ensemble de la 
Communauté). 
Ces réductions résultent de la volonté des opérateurs d'augmenter le volume des 
carburants vendus par station et donc de réduire les coûts unitaires (la figure F.2 
indique l'évolution des volumes vendus par unité pour l'Europe des Douze). Un 
des facteurs qui expliquent l'évolution du secteur de la distribution au détail ces 
dernières années est l'expansion rapide dans certains pays des ventes opérées par 
les hypermarchés et ce, au détriment des points de vente traditionnels. 
F.3 Parts du marché au détail et rentabilité 
Ces dix dernières années, les sociétés traditionnelles intégrées et les sociétés 
indépendantes ont perdu du terrain face aux hypermarchés ainsi qu'aux sociétés 
pétrolières dites nationales et les opérateurs travaillant pour les intérêts des pays 
producteurs. 
Les ventes des hypermarchés ont le plus progressé en France et au Royaume-Uni 
où elles continuent d'ailleurs à augmenter grâce à une politique de concurrence par 
les prix. C'est ainsi que la structure de la concurrence sur les marchés des 
carburants a subi une modification importante. 
Pour faire face à cette évolution, on a observé récemment une plus grande 
rationalisation du marché opérée par les sociétés intégrées dans le cadre des 
ventes de carburant. Grâce à une politique d'échanges et de fermeture sélective de 
stations-essence, les sociétés ont concentré leurs ventes dans des régions 
géographiques particulières. Bien que le secteur de la distribution se porte 
37 
généralement mieux que le secteur du raffinage, il n'y a aucun doute que dans 
certaines régions l'incursion des supermarchés dans les activités commerciales 
considérées auparavant comme le territoire des sociétés pétrolières traditionnelles 
affecte la rentabilité du sous-secteur de la distribution. 
F.4 Questions d'harmonisation 
La plupart des Etats membres appliquent au diesel et à l'essence un régime fiscal 
différent qui a encouragé la demande de diesel au détriment de la demande 
d'essence et qui a, par conséquent, renforcé le déséquilibre entre l'offre et la 
demande des raffineries communautaires (tableau E.4). 
Par ailleurs, la disparité des mesures fiscales entre les Etats membres au regard 
des mêmes produits n'a pas permis d'abolir les taxes frontalières et a créé des 
distorsions au niveau des coûts, des parts de marché et de la concurrence ainsi que 
des problèmes de fraude. Comme l'ont demandé les représentants de l'industrie et 
des administrations nationales dans le cadre des discussions sur les questions 
fiscales à Lisbonne du 13 au 15 novembre 1995, l'harmonisation des régimes 
fiscaux est considérée à présent comme un élément nécessaire pour la réalisation 
des objectifs du Traité dans le domaine du marché intérieur. 
Pour ce qui est des normes de produits, on assiste actuellement dans la 
Communauté à une prolifération de spécifications, notamment pour les carburants 
auto, en raison de légères différences entre les Etats membres dans les 
spécifications relatives à des produits essentiellement similaires. Certains 
opérateurs prétendent que la normalisation des spécifications des produits dans la 
Communauté permettrait de simplifier considérablement leurs arrangements 
logistiques entraînant une réduction des coûts qui pourrait être répercutée au 
moins en partie sur le consommateur. D'autres considèrent en revanche que ces 
variations constituent le cadre d'une concurrence normale basée sur la qualité. 
ANNEXE G 
Glossaire 
Les définitions suivantes peuvent s'avérer utiles, notamment pour les personnes qui n'ont 
pas de connaissances particulières dans le domaine de l'industrie pétrolière. Pour faciliter 
la consultation, la liste est présentée dans l'ordre alphabétique. 
"ACEA" : Association des constructeurs européens d'automobiles 
"ANASE" : Association des nations de l'Asie du Sud-Est 
"Baril" : mesure volumétrique utilisée dans l'industrie pétrolière, lm3 est égal à 6,29 
barils. Une tonne métrique de pétrole brut contient environ 7,33 barils. 
"Dérive de la capacité" (Capacity creep) : terme utilisé dans l'industrie pour décrire 
l'expansion lente mais régulière de la capacité réelle par rapport à la capacité nominale 
de l'installation, qui résulte normalement d'améliorations continues apportées à 
l'installation par les opérateurs, par exemple en supprimant les goulets d'étranglement 
dans le flux des liquides traités, etc. 
"PECO" : pays d'Europe centrale et orientale - c'est-à-dire les pays satellites de l'ex-Union 
soviétique de l'Europe centrale et orientale, plus les Etats baltes. 
"CEI" : Communauté des Etats indépendants - c'est-à-dire les pays de l'ex-Union 
soviétique. 
Capacité de conversion/installation de conversion : il s'agit d'une sous-catégorie de la 
capacité de valorisation/installation de valorisation (voir ci-dessous). L'installation de 
conversion transforme le fuel oil ou d'autres produits intermédiaires du procédé de 
raffinage en distillats moyens et légers, permettant ainsi aux raffineurs de mieux 
équilibrer l'offre et la demande de produits. 
"Pétrole brut" : huile minérale que l'on trouve à l'état naturel dans le sol ou sous la mer. 
"Qualité du brut" : les huiles brutes ont des qualités différentes qui revêtent une 
importance particulière pour les raffineurs; les mieux connues et les plus importantes sont 
la teneur en soufre et la densité. Pour les non-spécialistes, la densité décrit la 
légèreté/lourdeur du brut; plus le brut est léger, plus la proportion de produits légers et 
généralement plus coûteux fabriqués sans avoir recours à des procédés onéreux de 
conversion sera grande (voir capacité de conversion/installation de conversion ci-dessus). 
Ainsi, les bruts légers sont généralement plus chers. Un autre point qu'il convient de noter 
est que les bruts légers ont généralement, mais pas toujours, une plus faible teneur en 
soufre. Ils ne doivent donc pas subir de traitement de désulfuration aussi poussé que les 
autres, ce qui réduit le coût du raffinage. C'est un élément qui prend de plus en plus 
d'importance, compte tenu des spécifications de plus en plus restrictives concernant le 
soufre. Si le brut est pauvre en soufre, sa valeur commerciale augmente. 
"Secteur pétrolier en aval" : Le secteur pétrolier en aval comprend : 
(i) les opérations de transport et de stockage nécessaires pour l'approvisionnement en 
brut et en huiles partiellement raffinées des raffineries, 
(ii) le procédé de raffinage lui-même, 
(iii) les opérations de transport, de stockage, de distribution et de commercialisation 
nécessaires pour acheminer les produits pétroliers finis des raffineries vers les 
consommateurs. 
39 
Les activités visées au point (i) sont souvent qualifiées simplement de "livraisons", celles 
du point (ii) de "raffinage" et celles du point (iii) de "distribution". Nous avons adopté 
cette terminologie simplifiée dans le rapport, sauf indication du contraire. 
Les activités de "livraison" entreprises dans le cadre du (i) incluent le transport du pétrole 
brut par bateau et/ou par pipeline et/ou conteneurs vers les raffineries. 
Les activités de "raffinage" visées au point (ii) comportent le raffinage du brut et des 
huiles partiellement raffinées (transportés d'une raffinerie à une autre en vue d'un 
traitement plus poussé) selon une séquence complexe de procédés chimiques et 
d'opérations de mixage. Il en résulte une large gamme de produits pétroliers finis destinés 
aux utilisateurs pour une série d'applications, par exemple les carburants pour le transport 
ou le fuel domestique, les matières premières pour l'industrie chimique, les matériaux 
pour la construction de routes, les lubrifiants et autres. 
Les activités de "distribution" décrites au point (iii) comportent le transport des produits 
par bateau, route, rail ou pipeline des raffineries vers les consommateurs. La livraison au 
consommateur est parfois directe, mais la livraison se fait généralement via des dépôts 
de stockage utilisés comme base pour une distribution locale. Pour l'essence et le diesel, 
les clients passent généralement par des réseaux de stations-service (stations d'essence) 
qui, dans la plupart des cas, appartiennent ou sont gérées en franchise par les sociétés qui 
possèdent les raffineries. 
"CE" : Communauté européenne. Aux fins du présent rapport, il s'agit des quinze Etats 
membres, sauf indication du contraire. 
"ECU" : European Currency Unit (unité de compte européenne). 
"EUROPIA" : European Petroleum Industry Association (Association européenne de 
l'industrie du pétrole). 
"Fuel oil" : Les distillats lourds qui sont fabriqués à partir du pétrole brut au cours du 
procédé de distillation primaire. Ces produits sont utilisés pour la production de produits 
finis lourds, par exemple pour les centrales électriques, les soutes de navires, etc. 
"SPG" : Système des préférences généralisées. 
"Distillats légers" : produits légers qui sont fabriqués à partir du pétrole brut au cours du 
procédé de distillation primaire. Ils sont utilisés pour la production de produits finis légers 
tels que l'essence auto, les matières premières pour l'industrie chimique, etc. 
"Distillats moyens" : produits de poids moyen qui sont fabriqués à partir du pétrole brut 
au cours du procédé de distillation primaire. Ils sont utilisés pour la production de 
produits finis tels que le diesel, le fuel domestique. 
"NGL's" : Gaz naturels liquides. 
"Raffinage" : les procédés chimiques et physiques utilisés pour séparer les composés 
hydrocarbures du pétrole brut ainsi que la conversion de certains de ses composés en 
d'autres hydrocarbures de manière à obtenir une gamme de mélanges de produits finis 
utilisables. 
"Résidu" : fuel oil et autres produits intermédiaires lourds produits au cours de la 
première phase de distillation du procédé de raffinage. 
"Produits de distillation directe" : produits fabriqués au cours du procédé de distillation 
primaire. 
"ATR" : accès de tiers au réseau. 
40 
"Capacité de valorisation/installation de valorisation" : terme utilisé pour décrire les 
procédés qui améliorent la qualité et la valeur des produits intermédiaires du procédé de 
raffinage. 
"COV" : Composé organique volatile. 
41 
LISTE DES TABLEAUX ET DES FIGURES 
Tableaux B.l CE-12 - Évolution des échanges de pétrole brut 1985 - 1990 - 1994 
B.2 CE-12 - Évolution des échanges de tous les produits pétroliers 1985 -
1990 - 1994 
B.3 CE-12 - Évolution des échanges globaux d'essence 1985 - 1990 - 1994 
B.4 CE-12 - Évolution des échanges de naphta 1985 - 1990 - 1994 
B.5 CE-12 - Évolution des échanges de gazole/diesel 1985 - 1990 - 1994 
B.6 CE-12 - Évolution des échanges de fuel oil résiduel 1985 - 1990 - 1994 
Figures B.l 
B.2 
B.3 
B.4 
B.5 
B.6 
B.7 
Cl 
C.2 
C.3 
C.4 
C.5 
C.6 
C.7 
C.8 
C.9 Réserves pétrolières conventionnelles prouvées dans le monde aux prix 
du marché actuel 
Répartition des réserves mondiales de pétrole à la fin de 1994 
Livraisons mondiales de pétrole 
Part de l'OPEP dans la production mondiale de pétrole 
Prix du pétrole brut de 1970 à 1994 
Dépendance à l'égard des importations de pétrole - UE-15 
Valeurs moyennes API des livraisons de pétrole brut dans l'Union 
européenne 
Consommation brute d'énergie 1995 - UE-15 
Consommation brute d'énergie 2005 - UE-15 
Demande de produits pétroliers - UE-15 
Structure du baril de pétrole consommé 
Augmentation de la demande de produits pétroliers - UE-15 
Echanges globaux de produits - CE-12 
Exportations nettes d'essence - CE-12 
Exportations nettes de gazole - CE-12 
Exportations nettes de fuel oil - CE-12 
Tableaux D. 1 Teneur maximale en soufre du gazole 
D.2 Teneur maximale en plomb du pétrole 
D.3 Teneur maximale en benzène du pétrole sans plomb 
D.4 Non utilisé 
D.5 Coûts d'investissement liés à l'environnement 
D.6 UE-15 - Capacité de désulfuration des distillats moyens 
E.l CE-12 - Evolution de la structure de raffinage 1980 - 1988 - 1995 
E.2 Capacité de raffinage dans l'Union européenne au 1.1.95 
E.3 UE-15 - Capacité de conversion 
E.4 Taxes et impôts en écus au mois de novembre 1995 
E.5 Expansions ou réductions de capacité prévues UE-15 
E.6 Capacité de raffinage de l'OPEP à l'étranger 
Figures E.l UE-15 - Utilisation de la capacité de distillation - Évolution 1985 -
1994 
E.2 UE-15 - Capacité de valorisation du raffinage 
E.3 Marges de raffinage 1988 - 1995 (nord-ouest de l'Europe et 
Méditerranée 
E.4 Ecarts de prix entre le Brent/Dubai & l'essence plombée/fuel oil 
42 
Tableau F.l Nombre de points de vente au détail UE-15 1985 - 1994 
Figures F. 1 Distribution des produits pétroliers dans l'UE-15 - Nombre de points de 
vente au détail 85-94 
F.2 CE-12 - Débit moyen par station-service - Évolution 1986 - 1994 
43 
EU - 12 - Evolution of crude oil * trade 1985 - 1990 - 1994 
1985 
Mta 1990 
Mta 1994 
Mta 
TOTAL IMPORTS 
EXTRA - EU imports 
(1+2 + 3 + 4) 
1. OECD countries 
of which : 
. Norway 
2. OPEC countries 
of which : 
Algeria 
Iran 
Iraq 
Kuwait 
Libya 
Nigeria 
Saudi Arabia 
Venezuela 
Ex - USSR 
Other countries 
of which : 
• Egypt 
Mexico 377.0 
312.6 
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 
18.3 100.0 
8 
7 
66 
6 
8 
8 
3 
12 
12 
9 
3 
9 
17 
4 
6 467.5 
428.4 
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 
17.0 100.0 
11 
10 
59 
4 
13 
5 
3 
12 
6 
12 
2 
14 
16 
3 
4 502.0 
455.2 
82.5 
80.1 
253.9 
18.2 
45.8 
13.6 
49.6 
32.5 
82.8 
7.5 
66.7 
52.1 
8.2 
10.2 100 
18 
18 
56 
4 
10 
3 
11 
7 
18 
2 
15 
11 
2 
2 
TOTAL EXPORTS 
NET IMPORTS/(EXPORTS) 87.4 67.8 
289.6 399.7 
* Refinery Feedstocks and NGL included. 
** For 1985, EU - 12 does not include ex-GDR. 96.1 
405.9 
Sources : IEA Statistics and Eurostat TABLE B.l 1 
FH - 12 - Evolution of all petroleum products trade 1985 - 1990 - 1994 
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 
3. Ex - USSR 
4. Romania 
5. Other Eastern Europe 
countries 
6. Other countries 
of which : 
• Egypt 1985 
Mta 
166.4 
91.7 
17.3 
2.7 
4.5 
6.9 
28.6 
8.6 
6.7 
2.7 
3.0 
4.5 
22.5 
4.0 
6.0 
13.3 
0.5 100 
19 
3 
5 
8 
31 
9 
7 
3 
3 
5 
25 
4 
7 
14 1990 
Mta 
179.5 
89.2 
24.6 
6.3 
5.5 
8.1 
28.4 
7.7 
5.3 
5.2 
6.6 
2.6 
17.8 
. 2.4 
5.2 
10.8 
0.5 100 
27 
7 
6 
9 
32 
9 
6 
6 
7 
3 
20, 
3 
6 
12 1994 
Mta 
165.4 
76.0 
20.4 
. 6.6 
5.4 
6.5 
22.2 
8.4 
0.7 
4.0 
4.4 
3.2 
10.4 
I 
i 
0.9 
1.2 
20.9 
2.1 % 
100 
27 
9 
7 
9 
29 
11 
1 
5 
6 
4 
14 
1 
2 
27 
TOTAL EXPORTS 
of which : 
, United States 123.4 
9.8 157.5 
12.6 165.6 
12.1 
NET IMPORTS/(EXPORTS) 43.0 22.0 (0.2) 
For 1985, EU - 1 2 does not include ex-GDR. 
Sources : IEA Statistics and Eurostat TABLE B.2 2. 
HI - 12 - Evolution of total gasoline trade 1985 - 1990 - 1994 
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 
3. Ex - USSR 
4. Romania 
5. Other Eastern Europe 
countries 
6. Other countries 
of which : 
• Egypt 1985 
Mta 
17.2 
4.4 
1.5 
0.1 
0.5 
0.1 
0.4 
0.1 
0.1 
0.2 
0.0 
1.0 
0.7 
0.8 100 
34 
2 
11 
2 
9 
2 
2 
5 
0 
23 
16 
18 1990 1994 
Mta 
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 
1.8 Mta 
100 
34 
15 
6 
5 
22 
8 
3 
3 
8 
0 
10 
5 
6 
23 22.5i 
5.1 
2.3| 
. 0.9! 
0.9| 
0.0' 
0.3| 
O.2! 
0.0' 
0.1 
0.1 
0.0' 
2.4 
O.Oi 100 
45 
18 
18 
0 
6 
4 
0 
2 
2 
0 
47 
TOTAL EXPORTS 
of which : 
. United States 23.9 
5.9 35.3 
5.1 37.5i 
i 
i 
6.8' 
NET IMPORTS/(EXPORTS) (6.7) (6.9) (15.0) 
* For 1985, EU - 12 does not include ex-GDR. 
Sources : IEA Statistics and Eurostat TABLE B.3 3 
Ft J - 12 - Evolution of naphtha trade 1985 - 1990 - 1994 
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 
3. Ex - USSR 
4. Romania 
5. Other Eastern Europe 
countries 
6. Other countries 
of which : 
• Egypt 1985 * 
Mta 
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 
0.3 100 
16 
3 
1 
1 
40 
18 
8 
7 
3 
0 
29 1990 1994 
Mta 
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 
0.3 100 
19 
3 
1 
4 
43 
13 
13 
8 
8 
1 
18 
2 
0 
1 Mta 
22.8' 
13.9| 
1.6| 
0.4! 
0.3! 
0.1 
7.5! 
4.1 
0.5; 
1.0] 
1.8! 
o.o| 
0.3! 
0.0] 
O.o! 
4.5] 
O.9! 100 
12 
3 
2 
1 
54 
29 
4 
7 
13 
0 
2 
0 
32 
TOTAL EXPORTS 
of which : 
. United States 12.0 
1.0 14.7 
0.7 13.4i 
i 
0.51 
NET IMPORTS/(EXPORTS) 9.9 9.6 9.4i 
* For 1985. EU - 1 2 does not include ex-GDR. 
Sources : IEA Statistics and Eurostat TABLE B.4 4 
EU - 12 - Evolution of oas/diesel oil trade 19A5 - 1990 - 1994 
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 
3. Ex - USSR 
4. Romania 
5. Other Eastern Europe 
countries 
6. Other countries 
of which : 
• Egypt 1985 * 
Mta 
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 
0.0 100 
15 
4 
6 
3 
28 
10 
8 
2 
2 
4 
33 
16 1990 
Mta 
55.6 
30.7 
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 
2.8 100 
21 
8 
8 
3 
26 
8 
7 
5 
4 
2 
31 
5 
8 1994 
Mta 
47.7 
20.2 
6.5 
2.5 
2.4 
0.8 
2.8 
1.1 
0.2 
0.7 
0.7 
0.0 
6.0 
0.4 
0.4 
4.1 100 
32 
12 
12 
4 
14 
5 
1 
3 
3 
0 
30 
2 
2 
20 
TOTAL EXPORTS 
of which : 
. United States 33.7 
0.3 40.5 
1.8 48.7 
1.5 
NET IMPORTS/(EXPORTS) 25.7 15.1 (1.0) 
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 - 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 
TOTAL EXPORTS 
of which : 
. United States 
NET IMPORTS/(EXPORTS) 45.3 
25.4 
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 
0.1 100 
13 
1 
6 
6 
36 
2 
9 
2 
4 
13 
20 
22 
0 
33.3 
1.6 40.2 
21.2 
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 
12.0 1.7 100 
21 
4 
10 
1 
36 
3 
4 
8 
8 
9 
19. 
1 
8 
15 
1 42.1 
21.5 
4.0 
1.3 
1.5 
0.7 
7.5 
1.0 
1.5 
0.8 
3.0 
3.7 
0.3 
0.5 
5.5 
1.1 
37.8 
2.8 
4.3 100 
19 
6 
7 
3 
35 
5 
7 
4 
14 
17 
1 
2 
26 
5 
For 1985, EU - 1 2 does not include ex-GDR. 
Sources : IEA Statistics and Eurostat TABLE B.6 C 
t 
o 
c Reserves - Bn. Barrels 
DO 
-a 
in 
o 
CO 
< 
O < 
CO D 
TO 
51 
?o ! w j 
5' I 
o 
> so 
H 
00 1963 
1965 
1967 
1969 
1971 
1973 
1975 
1977 
1979 
1981 
1983 
1985 
1987 
1989 
1991 
1993 3 
O r a 
H o 
o < 
G W 
* o 
si 
^ o 
H > 
2o 
n p 
w 
w 
SO 
< 
C/5 
R/P Ratio - Years 
DISTRIBUTION OF WORLD OIL RESERVES 
END 1994 
Middle East 
66% 
Total Reserves = 137 Bn. tonnes Asia & Australasia 
4% 
s»*!. Africa 
6% 
North America 
3% 
Latin America 
13% 
OECD Europe 
2% 
Former Soviet Union 
6% 
Source: BP Statistical Review CHART B.2 
°^ 
70 WORLD OIL SUPPLY 
5 60 + 
50 
40 + 
30 + 
20 4 
10 + 
0 OPEC Supply 
Non-OPEC Supply 31.5 Mb/d 17 Mb/d 27 Mb/d 
1970 1972 1974 1976 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 
CHART B.3 
-O 
OPEC SHARE OF WORLD OIL PRODUCTION 
CRUDE OIL PRICES 
1970 to 1994 
*-< <s r*i rt 
ON ON ON ON 
ON ON ON ON 
Nominal $/bbl 1994 $/bbl CHART B.5 
OIL IMPORT DEPENDENCY 
EUROPEAN UNION 15 
90% 
80% 
70% 
60% 
50% 
40% 
30% 
20% 
10% 
0% 
1990 1992 
Source: European Commission Estimates 1995 mmssm 
2000 2005 
M EU M EU plus Norway ~i 
CHART B.6 
^ 
AVERAGE API VALUES OF CRUDE OIL SUPPLIES 
IN THE EU 1985 - 1995 
38 
37 
36 
35 
34 
33 
32 llllllllll|lllllllllll|IIIM WTTl| Illl III III liMMIIIIIII II MINIUM 
JAN JAN 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 I 94 I 95 
Source : Crude Oil Register 
CHART B.7 
^j 
GROSS ENERGY CONSUMPTION 1995 
EUROPEAN UNION 15 
RENEWABLES 
5% 74 Mt0e 
NUCLEAR 
15% 
205 Mtoe 
277 Mtoe 
TOTAL = 1369 Mtoe 
SOLIDS 
17% 239 Mtoe 574 Mtoe 
CHART C.l 
< 
GROSS ENERGY CONSUMPTION 2005 
EUROPEAN UNION 15 
TOTAL 1521 Mtoe RENEWABLES 
7o/o 102 Mtoe 
NUCLEAR 
14% 
212 Mtoe 
SOLIDS 
16% 606 Mtoe 
237 Mtoe CHART C.2 
700000 Oil Product Demand 
European Union 15 
600000 
500000 4 
400000 T 
300000 
200000 
100000 111 
mm $Pi WE w 
IPS fs* Mm •f, mm •ft m 
1992 1993 1994 1995 
Source: Commission Estimates 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 
H Others D Fuel oil M Middle distillates il Gasolines CHART C.3 
Demand Barrel Shape - W. Europe 
12000 INCREMENTAL OIL PRODUCT DEMAND 
European Union 15 
10000 I 
8000 1 
6000 
4000 -] 
2000 Excludes LPG and Refinery Gases 
•2000 
95/92 
Source: Commission Estimates 2000/95 2005/00 
Gasolines H Middle distillates • Fuel oil H Others CHART C.5 
*>o 
Total Products Trade 
European Union 12 
1980 1982 1984 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 
Source: 1EA Imports D Exports CHART C.6 
<T 
16 Net Exports Mt Gasoline Net Exports 
European Union 12 Consumption Mt 
120 
14 4 
12 
10 4 
8 H 
4 4 
wzzm Ww* • 
y/Mû 
ma 
PII 
mm 
mm 
1980 1982 1984 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 
Source: 1EA mm Net Exports —*— Consumption! CHART C.7 
o 
10 Net Exports Mt 
5 4 
10 4 
-15 
•20 
-25 4 
-30 
1980 1982 
Source: IEA Gas Oil Net Exports 
European Union 12 Consumption Mt 
—* -x r 200 
1984 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 
W£2& Net Exports —X— Consumption %B%a 
1994 175 
150 
125 
100 
75 
50 
25 
CHART C.8 
R> 
Net Exports Mt Fuel Oil Net Exports 
European Union 12 Consumption Mt 
1980 1982 
Source: IEA 1984 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 210 
r^ Mi Net Exports -*— Consumption] CHART C.9 
So 
5o 
Maximum Sulphur Contents for Gas Oil TABLE D.l 
Directive Product % Sulphur Content 
[by weight] 
93/12/EEC Automotive </= 0.2% by 01.10.1994 
of 23.03.1993 Gas Oil </= 0.05% by 01.10.1994 
93/12/EEC Non- </= 0.2% by 01.10.1994 
of23.03.1993 Automotive 
I Gas Oil 1 
Maximum Lead Contents for Petrol TABLE D.2 
Directive Product Lead Content fgms/litrel 
85/210/EEC Unleaded </= 0.013 g/1 by 01.04.1990 
of 20.03.1985 Petrol 
85/210/EEC Leaded </= 0.15 g/1 by 01.01.1986 
of 20.03.1985 J Petrol [ 
Maximum Benzene Content of Petrol TABLE D.3 
Directive Product Benzene Content 
[by volume] 
85/210/EEC Petrol </= 5% from 01.10.1989 
of 20.03.1985 1 1 
13 
TABLE D.5 
ENVIRONMENTAL INVESTMENT COSTS 
Measure Investment Cost 
(ECUbn) 
Some Recent Measures: 
Reduction of sulphur level in gasoline to 0.05 % 2.5 
Reduction of sulphur level in diesel to 0.05 % 3-5 
Reduction of hydrocarbons (VOC) emissions by Stage-I 0.8 
(Costs for changing from top to bottom loading excluded) 
Total Some Recent Measures: 6.3 - 8.3 
Potential Measures: 
Reduction of benzene level in gasoline to 1 % 6-7 
Reduction of gasoline volatility (RVP) by 10 kPa 1.5 
Reduction of sulphur level in gasoline to 200 ppm 1 
Reduction of sulphur level in gasoline from 200 to 50 ppm 4 
Reduction of sulphur level in diesel to 200 ppm 6 
Increase of diesel cetane number to 52 1.5-2 
Increase of diesel cetane number from 52 to 58 15 
Reduction of diesel FBP (T95: 340 °C) 3 
*8-10 38-39.5 
Reduction of sulphur level in inland heavy fuel oil to 1 % 7-12 
Reduction of sulphur level in bunker fuel to 1.5 % for 30 % of 1.5-2.5 
demand 
Application of strict BAT to refinery emissions over existing 8-10 
measures 
Reduction of hydrocarbons (VOC) emissions by Stage II 1-1.5 
Reduction of sulphur level in heating gas oil to 0.1% 1.5-2 
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 
1"! 
EU-15 DESULPHURISATION CAPACITY 
OF MIDDLE DISTILLATES 
(million metric tons/year) 
1.1.1995 
BE 12.4 
DK 2.4 
DE 27.8 
EL 3.8 
ES 16.4 
FR 24.0 
IR 0.3 
IT 27.1 
NL 15.2 
PO 2.6 
UK 23,4 
SF 3.7 
SV 6.3 
OS 4.2 
EU 169.6 
Sources : EC Regulation 1056/72 & 
National Administrations 
TABLE D.6 
EU-12 REFINERY STRUCTURE EVOLUTION 1980-1988-1995 
Number & Capacity of Refineries by Type 
(Situation at 1st January) 
Refinery 
Type 
Simple 1980 
No Primary 
Distil. 
Capacity 
mta % 
62 249 27 
Semi-
complex 24 148 16 1988 
No Primary 
Distil. 
Capacity 
mta % 
16 
20 43 7 No 
89 15 14 
13 1995 
Primary 
Distil. 
Capacity 
mta % 
37 
52 6 
9 
Complex 55 523 57 58 460 78 66 506 85 
Total 141 920 100 
of which: 
Refineries 
>1 mta 129 915 94 592 100 93 595 100 
90 590 90 593 
Refinery type definition : 
Simple'refinery : primary distillation plus, where 
appropriate, reforming and hydrodesulphurization 
'Semi—complex'refinery : 'simple'plus visbreaking and/or 
other thermal cracking 
'Complex'refinery : 'simple' or 'semi-complex'plus catalytic 
cracking,hydrocracking and/or coking 
Source : Commission - DGXVII-B2 
TABLE E.l 
2G 
REFINING CAPACITY IN THE E.U. AT 1.1.1995 
BE 
DK 
DE 
EL 
ES 
FR 
IR 
IT 
NL 
PO 
UK 
SF 
SV 
OS ATMOS. 
DIST. 
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 (capacity in service in million tons per annum) 
REFOR. HYDRO 
CRACK. 
4.7 
1.4 
17.6 8.6 
2.1 1.3 
8.0 0.7 
11.0 0.8 
0.6 
12.0 7.1 
7.3 5.1 
2.2 0.5 
16.4 2.5 
2.1 1.1 
3.2 
1.4 CAT. 
CRACK. 
5.9 
15.4 
3.0 
8.4 
18.2 
14.7 
7.5 
1.7 
23.7 
2.7 
1.5 
1.3 THERM. VIS-
CRACK. BREAK, 
1.9 
3.9 
6.2 
3.1 
2.2 
1.4 
0.3 
EU 637.2 90.0 27.7 104.0 19.0 
* of which 5.9 mta in reserve, immediately useable 
Sources : National Administrations k EC Regulation 1056/72 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 COKING 
5.0 
1.5 
2.6 
2.1 
3.3 
14.5 
TABLE E.2 
v 
EU-15 - CONVERSION CAPACITY 
(million metric tons/year) 
CAT. CRACKING 
VISBREAKING 
HYDROCRACKING 
THERM. CRACK. ) 
COKING ) 
FLEXICOKING ) 
TOTAL CAPACITY 
CATC RACK. EQUIV* 
AS % CDU CAPACITY 1985 
80.0 
52.0 
11.0 
27.8 
178.8 
146 
. 21 1990 
88.2 
63.8 
23.2 
28.0 
203.2 
171 
28 1995 
104.0 
66.1 
27.7 
33.5 
231.3 
199 
31 
* Ratios used are : Visbreaker 0.33 -^. .Hydrocracker 1.3 -
Thermal Cracker 0.65 - Coker 1.7 
Sources : National Administrations & EC Regulation 1056/72 
TABLE E.3 
TAXES AND DUTIES AT FEBRUARY 1996 - ECUS 
1.VAT(%) 
Premium gasoline 
Unleaded gasoline 
Automotive dieseloil 
Heating gasoil 
LPG (Vehicles) 
LPG (Heating) 
Heavy fueloil HTS 
Heavy fueloil BTS 3 
q-
Ô) 
0) 
CO 
21.0 
21.0 
21.0 
21.0 
21.0 
21.0 
21.0 
21.0 E 
c 
O 
25.0 
25.0 
25.0 
25.0 
25.0 
25.0 
25.0 
25.0 •o c ro 
JC o tn 
3 
Û 
15.0 
15.0 
15.0 
15.0 
15.0 
15.0 
15.0 
15.0 ÛJ 
18.0 
18.0 
18.0 
18.0 
18.0 
18.0 
18.0 
18.0 ro c ro 
Q. 
16.0 
16.0 
16.0 
16.0 
16.0 
16.0 
16.0 
16.0 o c ro 
20.6 
20.6 
20.6 
20.6 
20.6 
20.6 
20.6 
20.6 •a 
c 
0) 
21.0 
21.0 
21.0 
12.5 
21.0 
12.5 
12.5 
12.5 .5 
75 
19.0 
19.0 
19.0 
19.0 
19.0 
10.0 
10.0 
10.0 3 O 
n 
E 0) X 3 _J 
15.0 
12.0 
15.0 
12.0 
6.0 
6.0 
12.0 
12.0 c ro 
0) TJ 
i) 
Z 
17.5 
17.5 
17.5 
17.5 
17.5 
17.5 
17.5 
17.5 JC 
o 
55 
w 
0) 
O 
20.0 
20.0 
20.0 
20.0 
20.0 
20.0 (0 
o> 
3 
O 
Û. 
17.0 
17.0 
5.0 
17.0 
17.0 
5.0 
| 5.0 E o 
3 
CO 
. 22.0 
22.0 
22.0 
22.0 
22.0 
22.0 0) O) 'C o > 
GO 
25.0 
25.0 
25.0 
25.0 
25.0 
25.0 17.5 
17.5 
17.5 
8.0 
17.5 
8.0 
17.5 
17.5 
2.EXCISE TAX (1000L 08.02.96 
Premium gasoline 
Unleaded gasoline 
Automotive dieseloil 
Heating gasoil 
LPG (Vehicles) (1) 
LPG (Heating) (T) 
Heavy fueloil HTS (T) 
Heavy fueloil BTS (T) 546.0 
485.3 
302.0 
14.2 
0.0 
18.1 
19.4 
6.5 0.0 
448.5 
300.4 
241.4 
208.5 
315.5 
284.5 
284.5 573.0 
519.9 
328.9 
42.4 
169.8 
26.5 
15.9 
15.9 410.6 
358.9 
248.9 
135.8 
58.2 
12.9 
42.0 
42.0 408.7 
375.3 
272.5 
79.5 
31.5 
7.4 
13.6 
13.6 616.9 
576.2 
354.4 
78.0 
682 
0.0 
24.3 
18.0 380.6 
349.3 
302.5 
50.2 
69.4 
22.9 
17.8 
17.8 537.3 
494.2 
361.3 
361.3 
157.3 
173 7 
43.5 
21.8 415.9 
361.7 
263.3 
54 
56.8 
0.0 
14.2 
6.5 608.7 
542.0 
327.1 
81.6 
29.1 
0.0 
31.5 
31.5 430.2 
300.7 
79.0 
104.8 
0.0 
37.7 495.1 
457.8 
326.1 
89.0 
0.0 
28.1 
12.8 548.0 
291.2 
36.5 
0.0 
0.0 
36.9 479.1 
291.4 
189.3 
162.4 
131.3 
213.3 463.3 
406.2 
406.2 
27.6 
333.6 
0.0 
21.6 
21.6 
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 
(1) 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 
TABLE E.4 
JU ^ JL U U LKJ JL IJuJun 1 1 W IN bMI nVyll 1 U 1 IJLiIZj^i 1 1 WIN 
EVOLUTION 1985-1994 
MIO TONS 
1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 
Dist.Capacity(mio t) 
*- Utilization rate(%) Crude Intake(mio t) 
crude only, mid year capacity 
CHART E.l 
EU-15 REFINING UPGRADING CAPACITY 
IN CAT. CRACKING EQUIVALENT 
1985 
1990 
1995 28 
31 21 146 
171 
199 
35 30 25 20 15 10 5 
% 
% OF CDU CAPACITY 0 40 80 120 160 200 
MIO/TONS YEAR. 240 
EH CAT. CRACKING EQUIV. 
Sources : Nat. Admin. & EC Reg. 1056/72 
cà CHART E.2 
REFINING MARGINS 1988-1995 
NW EUROPE & MEDITERRANEAN ZONES 
10 
9 
8 
7 
6 
5 
4 
3 
2 
1 
0 
-1 
-2 $/bbl (Quarterly Average) 
— IEA-NWE-BRENT 
*- WMC-NWE-ARAB L "I— IEA-NWE-HYDROSKIM 
<>~ WMC-MED-ARAB L 
12341234123 4 12341234123412341234 
I 88 I 89 I 90 I 91 I 92 I 93 I' 94 I 95 I 
WMC : Wood Mackenzie 
CO CHART E.3 
BRENT/DUBAI Se LEADED GASOLINE/FUEL OIL 
PRICE DIFFERENTIALS 
14 
13 
12 
11 arrel 
•* 
* Brent/Dubai Differ. -*~ Gasoline/FO l%s Dif, 
** * 
^.^ ^ NJ/ 
JAN APR JUL OCT JAN APR JUL OCT JAN APR JUL OCT JAN APR JUL OCT 
I 92 I - 93 I 94 I- 95 
Source : IEA Monthly Oil Market Report 
CHART E.4 
FUTURE NET EXPANSION OR NET REDUCTION 
IN THE REFINING CAPACITY OF THE EU-15 
ATMOS. DIST. 
REFORMING 
HYDROCRACK. 
CAT. CRACK 
THERM. CRACK 
VISBREAKING 
COKING 
DESULPHURIS. 
OF MID. DIST. (thousand metric tons/year) 
After or date 
1995 1996 1997 not defined 
- 2400 
+ 100 
+ 580 
+ 273 2300 + 4400 
- 280 + 700 
+ 1800 
- 300 
+ 6672 +17029 + 1805 + 1600 
+ 4700 
+ 100 
+ 1000 
+ 1040 
SOURCE : EC REGULATION 1-056/72 -
QUESTIONNAIRES OF BEGINNING 1995 
TABLE E.5 
31 
OPEC FOREIGN REFINING 
Net Share in thousand barrels/day as of end 1995 
Iran 
Kuwait 
Libya 
Saudi Arabia 
U.A.E 
Venezuela 
Total OPEC 
Total of the region 
OPEC share 
in the region Asia/ 
Pacific 
32 
152 
184 
14 803 
1.2% Western 
Europe 
210 
234 
50 
142 
230 
866 
14 151 
6.1% USA Total 
(3 reg.) 
32 
210 
234 
502 
142 
980 300 
750 
1 050 
15 354 
6.8% 2 100 
44 308 
4.7% 
Source : DGXVII on the basis of OPEC 
official data & press articles 
TABLE E.6 
00 
(in thousand of units at year end) 
TABLE F.l Source : National Statistics BE 
DK 
DE 
EL 
ES 
FR 
IR 
IT 
NL 
PO 
UK 
SF 
sv 
OS 
EU 1985 
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 
158.7 1987 
6.7 
3.4 
20.0 
6.3 
5.2 
31.1 
3.3 
34.7 
7.6 
1.8 
20.2 
2.0 
4.3 
4.1 
151.5 1989 
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 
144.7 1991 
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 
132.6 1992 
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 
129.4 1993 
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 
126.8 1994 
5.4 
2.7 
18.3 
6 8 
6.6 
19.1 
2.7 
28.8 
4.1 
2.3 
17.0 
1.9 
3.6 
3.6 
122.9 
MARKETING OF OIL PRODUCTS IN THE EU-15 
NUMBER OF PETROL RETAIL OUTLETS 85-94 
180 
160 
140 
120 
100 
80 
60 
40 
20 
0 Thousand of units at year end 
1985 1986 1987 1988 1989 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 
EU-12 EVOLUTION 1986-1994 OF AVERAGE 
THROUGHPUT PER SERVICE STATION 
MILLIONS OF LITRES PER ANNUM 
1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 
Source : Wood Mackenzie 
CHART F.2 


ISSN 0254-1491 
COM(96) 143 final 
DOCUMENTS 
FR 12 
N° de catalogue : CB-CO-96-172-FR-C 
ISBN 92-78-02658-1 
Office des publications officielles des Communautés européennes 
L-2985 Luxembourg