COMMISSIONE DELLE COMUNITÀ' EUROPEE 
Bruxelles, 03.04.1996 
COM(96) 143 def. 
Documento di lavoro della Commissione 
Relazione sulla situazione dell'approvvigionamento, della raffinazione e 
dei mercati petroliferi nella Comunità europea 

Relazione sulla situazione dell'approvvigionamento, della raffinazione e 
dei mercati petroliferi nell'Unione europea 
(Documento di lavoro della Commissione) 
INDICE 
RELAZIONE 
ALLEGATI: 
A Contesto economico generale 
B Approvvigionamento di petrolio greggio 
B1 Riserve energetiche globali 
B2 Approvvigionamento globale di petrolio 
B3 Approvvigionamento di petrolio greggio nell'Unione europea 
C Domanda e offerta di prodotti petroliferi 
C1 Contesto globale 
C2 Domanda di prodotti petroliferi nell'Unione europea 
C? Offerta di prodotti petroliferi nell'Unione europea 
1) Ambiente 
DI Contesto politico ed economico 
D2 Misure attuali e proposte 
D3 Implicazioni per l'economia a valle e per il processo decisionale 
D4 Previsioni ambientali 
E Raffinazione del petrolio 
El Numero di raffinerie, capacità ed utilizzo 
E2 Margini di raffinazione e redditività 
E3 Prospettive della raffinazione 
F Marketing dei prodotti petroliferi 
FI Definizione del sottosettore marketing 
F2 Statistiche delle vendite al dettaglio 
F3 Quote di mercato delle vendite al dettaglio e redditività 
F4 Questioni di armonizzazione 
Glossario dei termini 
Grafici e tabelle 
Relazione sulla situazione dell'approvvigionamento, della raffinazione e 
dei mercati petroliferi nella Comunità europea 
(Documento di lavoro della Commissione) 
INDICE 
RELAZIONE 
Antecedenti 
L'industria del petrolio 
Redditività della raffinazione 
Marketing 
Aspetti ambientali 
Sicurezza dell'approvvigionamento 
Mercato interno 
Conclusioni 
RELAZIONE 
Antecedenti 
Dalla fine degli anni 70, a seguito dello shock dei prezzi del petrolio, la Commissione 
europea prepara periodicamente relazioni al Consiglio sulla situazione in materia di 
approvvigionamento, raffinazione e mercati del petrolio nell'Unione europea. Le relazioni 
hanno trattato fenomeni quali l'eccedenza di capacità, i mutamenti strutturali della 
domanda e i requisiti ambientali più severi. L'ultima di queste relazioni è stata preparata 
nel 1992 dopo la crisi del Golfo, sotto forma di una comunicazione al Consiglio [COM 
(92) 152]. 
Dopo il documento del 30 novembre 1992, il Consiglio ha adottato varie conclusioni che 
hanno influenzato i lavori della Commissione: riconoscimento dell'importanza strategica 
per la stabilità dei mercati e la sicurezza dell'approvvigionamento comunitario di 
un'industria della raffinazione competitiva; maggiore importanza conferita all'ambiente e 
raccomandazione di una stretta consultazione con l'industria su possibili misure ambientali 
e i relativi costi per i produttori e i consumatori. Il varo del programma Oil rappresenta 
una nuova forma di cooperazione approfondita tra la Commissione e l'industria. Sono ora 
in discussione le prime proposte emerse da questa iniziativa che concernono le specifiche 
di combustibile (benzina e diesel) e le norme sulle emissioni dei veicoli a motore 
Un'altra raccomandazione del Consiglio riguardava l'esame della limitazione dell'uso di 
olio combustibile nelle centrali elettriche (direttiva 75/405/CEE) e, nel Libro bianco - Una 
politica energetica per l'Unione europea - [COM(95) 682] è stato proposto di abrogare la 
direttiva. La Commissione si è adoperata per favorire il dialogo produttori/consumatori 
e ha cosponsorizzato la Conferenza intemazionale sull'energia svoltasi a Puerto La Cruz 
(Venezuela) nel settembre 1995 che ha riunito ministri dei paesi produttori e consumatori 
per discutere questioni energetiche di comune interesse. Il Consiglio ha ribadito la 
necessità che la Commissione continui a svolgere queste analisi periodiche, importanti per 
la Comunità quando si discute la politica energetica. 
La presente relazione si basa sul mandato contenuto nelle conclusioni del Consiglio (doc. 
10369/92) del 30 novembre 1992 dove la Commissione è incoraggiata "a riesaminare 
periodicamente il mercato petrolifero e l'industria della raffinazione" ed è invitata " a 
consultare a pieno il mondo industriale nella prima fase dell'elaborazione di misure 
ambientali, in particolare sulle implicazioni in termini di costi per i produttori e per i 
consumatori". La relazione è stata elaborata tenendo conto degli sviluppi avvenuti nel 
settore dopo il 1992 e del recente Libro bianco sulla politica energetica che elabora un 
approccio basato su tre pilastri principali della politica energetica comunitaria: 
competitività, ambiente, sicurezza dell'approvvigionamento, rilevanti per questo settore. 
5. La relazione individua ed analizza i fattori chiave concernenti il settore 
(approvvigionamento, raffinazione e marketing), in particolare le prestazioni dell'industria 
della raffinazione, l'ambiente, la sicurezza dell'approvvigionamento e il mercato interno 
nonché, ove opportuno, illustrare le implicazioni per la Comunità. 
6 La relazione è frutto di un'ampia analisi del settore svolta dopo lunghe consultazioni con 
singole società petrolifere, associazioni dell'industria e riprende anche i contributi delle 
amministrazioni nazionali. I punti e le conclusioni principali che emergono dall'analisi 
sono presentati qui di seguito e in una serie di allegati che approfondiscono i van 
parametri con riferimento al contesto economico generale. 
L'industria del petrolio 
7. Il petrolio è la maggiore componente del consumo lordo di energia nella Comunità. In 
termini quantitativi, il consumo dovrebbe aumentare nei prossimi 25 anni, malgrado un 
declino marginale della sua quota percentuale dal 42% al 36-38%. Queste cifre sono 
riprese dallo studio 2020 preparato in relazione al Libro bianco sulla politica energetica; 
il dibattito su come conciliarle con gli obblighi intemazionali della Comunità in materia 
di emissioni dei gas ad effetto serra avrà luogo in ambiti più direttamente competenti al 
riguardo. La Comunità è il più grande importatore netto mondiale di petrolio greggio. Le 
importazioni ed esportazioni totali si equivalgono e il contesto generale è una politica di 
scambi aperta. 
8. Il petrolio è un settore di prima grandezza nell'economia comunitaria e il buon 
funzionamento dei diversi sottosettori (soprattutto raffinazione e marketing) è stato e 
continuerà ad essere pertanto di importanza strategica per l'energia nella Comunità e sotto 
il profilo economico e sociale. Questo settore è attualmente in fase di cambiamento e sono 
possibili nuove alleanze e joint ventures, nella misura in cui le imprese reagiscono alle 
nuove condizioni commerciali nella Comunità e alle nuove possibilità di mercato, 
soprattutto in Asia. 
9 La relazione tratta soprattutto la raffinazione e il marketing a valle nella Comunità. Queste 
due attività sono state considerate distinte nelle grandi linee, anche se si deve tener conto 
del fatto che alcune raffinerie sono situate vicino a determinati mercati, cosa che riflette 
l'importanza dei costi di distribuzione. Le società petrolifere sono spesso ad integrazione 
verticale, dall'esplorazione alla produzione (a monte), alla raffinazione e al marketing (a 
valle) e in alcuni casi operano anche nel settore chimico. Le prestazioni finanziarie di 
questo insieme integrato sono spesso considerate una misura dello stato di salute o della 
redditività dell'industria e alcune recenti dichiarazioni consolidate sui profitti sono state 
positive. È importante comunque considerare ogni attività separatamente in quanto è 
possibile partecipare soltanto ad un elemento della catena, ad esempio vi sono società di 
esplorazione, di raffinazione e di marketing che concorrono con particolari settori, donde 
la necessità di considerare ciascuna singola attività in modo a sé stante. 
10 II settore della raffinazione ha costantemente garantito alla Comunità un 
approvvigionamento di prodotti petroliferi (combustibili da trasporto e da riscaldamento) 
a prezzi competitivi, migliorando al tempo stesso le prestazioni ambientali. La relazione 
rivela però alcune tendenze nella redditività nel settore della raffinazione che potrebbero 
influire negativamente sulla capacità dell'industria di continuare su questo indirizzo che 
presuppone continui investimenti, considerate le nuove e crescenti possibilità di investire 
al di fuori della Comunità che si configurano più interessanti degli investimenti all'interno 
di essa. 
Redditività della raffinazione 
11. Il settore della raffinazione registra da un certo tempo una scarsa redditività. I margini 
relativi ai processi essenziali della raffinazione, e il trattamento iniziale mediante 
distillazione, sono ora praticamente nulli e i margini relativi al processo di arricchimento 
(miglioramento dei prodotti intermedi, reforming catalitico e cracking) rimangono troppo 
bassi. Le singole raffinerie possono riuscire a coprire i costi operativi, ma la semplice 
copertura dei costi cash non è sufficiente per sostenere lo sviluppo industriale del settore. 
12. I tre clementi principali del problema sono esposti qui di seguito. Dal lato della 
raffinazione e della domanda, vi sono due fattori: la capacità eccedentaria di raffinazione 
e il mix di prodotto, in particolare la domanda relativa di benzina e diesel. Dal lato 
dell'offerta, vi è stato un cambiamento nella struttura dell'approvvigionamento di greggio 
alle raffinerie comunitarie, verso greggi più leggeri che sollevano problemi particolari e, 
se combinati, incidono sui differenziali di prezzo tra i prodotti, come illustrato più avanti 
Il quadro regolamentare in cui opera l'industria ha anche avuto un effetto determinante 
(legislazione, regime fiscale sui prodotti petroliferi). 
13. La capacità eccedentaria di raffinazione assume due forme: una eccedenza di capacità di 
distillazione del greggio rispetto ai quantitativi di greggio trattati e un'eccedenza di 
capacità di conversione per trasformare l'olio combustibile a basso valore prodotto nel 
processo di distillazione del greggio in prodotti a valore più elevato, come la benzina. 
14 L'apparente contraddizione tra gli elevati tassi di utilizzo notificati e la capacità 
eccedentaria può essere dovuta alla cattiva qualità dei dati sull'utilizzo. Le percentuali di 
utilizzo sono calcolate al computer in base alla capacità nominale dichiarata di una 
raffineria che col tempo l'operatore spesso può migliorare perfezionando le 
apparecchiature di trattamento grazie ai progressi tecnologici. Questi aumenti di "capacity 
creep" non sono comunque necessariamente resi pubblici per ragioni concorrenziali e, 
attualmente, la capacità in eccedenza è superiore a quella che risulta dai dati. 
15 L'eccedenza della capacità di distillazione del greggio, come osservato, non è un 
fenomeno recente e, malgrado i notevoli sforzi compiuti dall'industria negli ultimi 15 anni 
per ridurla, essa permane, pur se in diminuzione. La situazione non è favorita dagli 
aumenti di "capacity creep" ottenibili anche in un impianto di conversione. 
16. L'eccedenza della capacità di conversione è una conseguenza dell'eccessivo volume di 
investimenti verificatosi negli ultimi anni, soprattutto per due ragioni. Innanzi tutto la 
domanda modificata di mix di prodotto. Era stato previsto un mix di combustibile diverso 
tra diesel e benzina rispetto a quanto effettivamente registrato. In altre parole, è stato 
sottostimato l'incremento della domanda di diesel e sovrastimato quello della domanda di 
benzina (che de facto è diminuita). 
17. In secondo luogo, dal lato dell'approvvigionamento era stato previsto che i greggi 
disponibili nel periodo considerato sarebbero diventati in media più pesanti; in realtà essi 
sono diventati più leggeri. Ciò a sua volta è riconducibile all'alleggerimento dei "paniere" 
di greggio messo in vendita dall'Arabia Saudita per massimizzare il suo gettito petrolifero 
e a causa dei livelli di produzione del greggio del Mare del Nord (in genere leggero) 
migliori del previsto. Ciò è stato reso possibile dalle riduzioni di costo e da progressi 
tecnologici a monte. Globalmente, è risultata necessaria una capacità di conversione 
minore del previsto in quanto la raffinazione di greggi più leggeri produce un maggiore 
quantitativo di prodotti leggeri. 
18. Da citare, infine, il grande impatto esercitato dai fattori regolamentari 11 costo delle 
misure di protezione dell'ambiente è aumentato e, nelle attuali condizioni di mercato, non 
è immediatamente ricuperabile nei prezzi dei prodotti. I costi elevati della depurazione e 
la difficoltà di prevedere le aliquote degli oneri fiscali hanno anche avuto un impatto 
negativo sulle decisioni relative ad investimenti nel settore della raffinazione. 
19. La combinazione di questi tre clementi ha diverse conseguenze. A breve termine vi è stata 
una "non-rispondenza" tra la capacità di raffinazione e la domanda di prodotto che ha 
portato a differenziali ridotti tra i prodotti leggeri e quelli pesanti che a loro volta hanno 
fruttato minori utili sul capitale investito. I raffinatori sono riluttanti a chiudere delle 
raffinerie a causa degli elevati costi sociali e di depurazione. Essi sono invece tentati di 
seguire una strategia di attesa, nella misura in cui le operazioni sono positive in termini 
di liquidità, oppure cercano di vendere le raffinerie, anche a prezzi scontati, anziché di 
chiuderle. 
20. La tendenza a coinvolgere i produttori a valle, giudicata positivamente, come una 
dimostrazione dell'impegno nei confronti del mercato comunitario, fornisce un gruppo di 
potenziali acquirenti che possono seguire principi strategici diversi e sono interessati ad 
entrare nel settore, soprattutto se le raffinerie sono disponibili a condizioni interessanti. 
È probabile che vi saranno altre chiusure, ma anche questa soluzione non garantisce un 
miglioramento dei margini in quanto la capacità può essere sostituita dalle importazioni. 
Marketing 
21 La situazione del settore marketing varia nella Comunità, ma globalmente le condizioni 
sono migliori rispetto alla raffinazione. Le differenze strutturali di origine storica hanno 
un grande peso, così come i diversi livelli di integrazione a monte e a valle dei 
partecipanti nelle rispettive fasce di mercato. Nella Comunità si osserva una tendenza 
generale alla diminuzione del numero di siti di vendita al minuto e un corrispondente 
aumento dei volumi medi venduti per sito. Il ritmo di questa ristrutturazione varia però 
negli Stati membri in funzione di diversi fattori. 
22. L'avanzata dei supermercati a detrimento degli operatori tradizionali in van Stati membri 
è stata notevole. Per il momento, ciò si configura a vantaggio dei consumatori, nel senso 
di prezzi nettamente inferiori, ma provoca agli operatori tradizionali e in particolare ai 
raffinatori un calo concreto degli utili su questi mercati più colpiti. Ciò a sua volta 
danneggia la capacità degli operatori a mantenere le spese in conto capitale onde 
migliorare punti di vendita al minuto su questi mercati e può portare ad ulteriori chiusure. 
In secondo luogo, alcuni operatori procedono ad una ridistribuzione dei loro punti di 
vendita al minuto per rafforzare la propria presenza in determinate aree. Ciò porta spesso 
ad una riduzione dei costi unitari che può interessare i consumatori, a condizione che 
permanga un sufficiente livello di concorrenza. Questi sviluppi incidono sulla struttura 
globale del mercato e di conseguenza il ruolo dell'operatore tradizionale sta cambiando. 
Considerate le dimensioni del cambiamento e l'importanza del settore, queste due tendenze 
devono essere seguite attentamente. 
Aspetti ambientali 
23 L'ambiente e soprattutto la qualità dell'aria sollevano preoccupazioni in tutta la Comunità. 
I cittadini chiedono miglioramenti e al riguardo sono stati assunti impegni specifici 
nell'ambito della Convenzione quadro sul cambiamento climatico. La legislazione 
ambientale, soprattutto per il settore a valle, è complessa. Le misure ambientali 
comprendono accordi operativi nel processo stesso di raffinazione, a livello di specifiche 
di prodotto e di apparecchiatura per contenere le emissioni lungo la catena di 
distribuzione. Il miglioramento delle specifiche di combustibile non è tuttavia un'attività 
isolata e presuppone una stretta cooperazione con altri settori industriali. Citiamo il caso 
del programma Auto-Oil che punta ad un giusto equilibrio tra le misure più razionali 
secondo un rapporto costi/efficacia. 
24. Il programma Auto-Oil è un'iniziativa triangolare concernente la qualità dell'aria, le 
emissioni, i combustibili e le tecnologie sul motore a cura della Commissione, 
dell'industria di raffinazione (EUROPIA) e dell'associazione dei costruttori europei di 
automobili (ACEA). L'obiettivo è fornire ai responsabili politici una valutazione obiettiva 
dell'insieme migliore di misure improntate all'efficacia dei costi, tra cui tecnologia del 
veicolo, qualità del combustibile nonché misure locali, necessarie per ridurre le emissioni 
dovute al trasporto stradale ad un livello coerente con il conseguimento delle nuove 
norme sulla qualità dell'aria in fase di adozione nella Comunità 
25 Spesso vengono introdotte misure specifiche su base graduale; ciò consente all'industria 
di ordinare nuove apparecchiature per conformarsi alle normative adottate, di pianificare 
come soddisfare i futuri obiettivi specificati nella legislazione vigente e di partecipare a 
discussioni sulla possibilità di ulteriori miglioramenti. Queste misure richiedono forti 
spese nelle raffinerie e negli impianti di deposito e di distribuzione ed ogni nuova misura 
di protezione, ad esempio, un ulteriore abbassamento dei livelli di emissione, è in genere 
proporzionalmente più costosa di quella immediatamente precedente, a causa del parallelo 
aumento della sfida tecnica di ulteriori miglioramenti. La tabella D.5 in allegato presenta 
alcune stime dei possibili costi. 
26 Considerati i vantaggi per l'intera Comunità di una migliore qualità dell'aria, l'entità degli 
investimenti necessari e le caratteristiche di lungo termine dell'industria della raffinazione, 
è chiaramente necessario predisporre misure regolamentari coerenti e prevedibili, 
improntate al rapporto costi-efficacia, onde garantire il conseguimento di detti vantaggi. 
Sicurezza dell'approvvigionamento 
27 La sicurezza dell'approvvigionamento permane un fattore di primo piano, come 
sottolineato nel Libro bianco sulla politica energetica, anche se il rischio di gravi minacce 
per la sicurezza dell'approvvigionamento petrolifero comunitario è considerato a breve 
termine ridotto. Rispetto alle situazioni di crisi/crisi latente esistenti una ventina di anni 
fa, quando le fonti e i mercati dei prodotti petroliferi erano meno diversificati, trasparenti 
ed efficienti di quanto siano oggi, oggigiorno la situazione è molto cambiata. 
28. La Comunità però continuerà a dipendere fortemente dal greggio di importazione e si 
impone un'attenta vigilanza, a breve e a lungo termine. Più dei tre quarti delle riserve 
petrolifere mondiali accertate sono situate in aree potenzialmente instabili sotto il profilo 
politico/economico e ciò sottolinea la continua necessità di misure, adattate ove necessario 
alle mutevoli condizioni di mercato, onde far fronte all'eventualità di repentine 
interruzioni dell'approvvigionamento che danneggerebbero gravemente l'economia 
mondiale e comunitaria. Alla luce del fatto che un approvvigionamento sicuro dei prodotti 
della raffinazione rappresenta un elemento indispensabile per la prosperità socioeconomica 
della nostra popolazione, l'esistenza di un settore della raffinazione forte e concorrenziale 
nella Comunità si configura di importanza strategica 
29. Occorre continuare a sviluppare buone relazioni produttori-consumatori per tutelare 
l'attuale stabilità e devono proseguire il dialogo e l'allineamento di interessi mediante 
investimenti reciproci e accordi operativi. Al riguardo, saranno positivi gli sviluppi 
tecnologici che consentono lo sfruttamento di nuove zone e una maggiore diversificazione 
dell'approvvigionamento. Si stanno aprendo, per le società comunitarie, possibilità di 
investimento a monte nei paesi produttori, OPEC e non OPEC, e continua l'investimento 
dei produttori nel settore a valle della Comunità. Questa tendenza consolida l'interesse 
reciproco di ambo le parti per un buon andamento del settore petrolifero in generale e va 
valutata positivamente, nella misura in cui fa capo a principi di mercato. 
Mercato interno 
30. II mercato intemo nel settore petrolifero è relativamente ben sviluppato e trasparente 
rispetto ad altri settori dell'energia. Molti sviluppi nel settore della raffinazione derivano 
dal fatto che il mercato interno europeo è parte di un più ampio mercato mondiale 
improntato alla concorrenza globale. Chiaramente, il ravvicinamento dei tassi tra gli Stati 
membri è stato marginale dal 1" gennaio 1993. Come indicato nel Libro bianco sulla 
politica dell'energia, si tratta di un campo dove è difficile conseguire dei progressi, data 
l'ampia gamma di interessi ed opinioni, ma occorre adoperarsi per eliminare le distorsioni. 
31 In maniera analoga, nel settore della normalizzazione tecnica dei prodotti, l'esistenza nella 
Comunità di norme diverse per prodotti essenzialmente simili, non consente di sfruttare 
appieno i vantaggi del mercato intemo. 
Conclusioni 
32 Un settore petrolifero sano è alla base del progresso sociale ed economico nella Comunità; 
garantisce la necessaria sicurezza dell'approvvigionamento a prezzi competitivi e può 
favonre una migliore protezione ambientale. La sicurezza dell'approvvigionamento 
petrolifero a prezzi ragionevoli per la Comunità dipende fortemente dal buon 
funzionamento e dalla stabilità del mercato petrolifero intemazionale. Occorre pertanto 
continuare a sostenere e promuovere una politica di dialogo e cooperazione con i 
principali fornitori e concorrenti della Comunità sul mercato internazionale e attuare 
concretamente il trattato sulla Carta dell'energia. 
33. È di primaria importanza creare una clima favorevole agli investimenti. L'industria attesta 
in generale buone prestazioni finanziarie, grazie soprattutto all'integrazione verticale e alla 
diversificazione di attività, ma il settore comunitario della raffinazione ha registrato negli 
ultimi anni una bassa redditività, riconducibile alla situazione del mercato e a fattori 
regolamentari. 
34 Questa situazione a breve termine potrà portare ad un processo di ristrutturazione che 
renderà inevitabili la chiusura o la vendita di capacità di raffinazione in parte già avviate. 
Non è possibile tuttavia prevedere esattamente dove o quando ciò avverrà, né conoscere 
in anticipo quanta capacità sarà interessata, a causa della coesistenza nella Comunità di 
numerosi diversi fattori. Nell'ottica di una razionalizzazione, la Commissione sottolinea 
che, come negli anni '80, i singoli raffinatori devono restare responsabili delle decisioni 
in materia di chiusure di capacità. Queste decisioni devono essere prese in una maniera 
il più possibile improntata al rapporto costi/efficacia e devono ottemperare alle norme di 
concorrenza del trattato. La Commissione continuerà a seguire attentamente la situazione, 
mantenendosi in contatto con l'industria e gli Stati membri. 
35. Nell'interesse a lungo termine della Comunità, l'industria della raffinazione deve essere 
tecnologicamente avanzata. Essa contribuisce alla sicurezza dell'approvvigionamento, alla 
competitività generale e del settore stesso, a quella della petrolchimica e del relativo 
indotto, nonché all'occupazione nella Comunità. Si deve riconoscere anche la crescente 
concorrenza in materia di investimenti da parte di regioni non comunitarie dove si stanno 
affermando nuovi mercati. 
36. La politica in materia di ambiente e la legislazione necessaria per conseguire l'auspicato 
miglioramento della qualità dell'aria continueranno ad incidere fortemente sul settore, 
soprattutto a causa dell'entità degli investimenti necessari. La loro importanza continuerà 
ad influenzare le attività a livello di raffinazione e di marketing Le misure dovrebbero 
essere coerenti nell'ambito di un quadro omogeneo e prevedibile, basato su 
un'impostazione rigorosa del rapporto costi/efficacia. 
37 La Commissione sostiene la necessità di continuare ad adoperarsi ai fini di una maggiore 
armonizzazione delle accise sui prodotti petroliferi e di favorire l'affermarsi del mercato 
intemo, nonché raccomanda di esaminare la possibilità di miglioramenti a livello di 
normalizzazione tecnica dei prodotti. 
38 La Commissione procederà ad analisi periodiche dell'industria petrolifera comunitaria, 
raffinazione e marketing compresi, nell'ottica di una migliore comprensione della 
situazione della capacità di raffinazione e dei tassi di utilizzo in quanto ne riconosce 
l'importanza per la formulazione della politica energetica e la buona attuazione del Libro 
bianco sulla politica dell'energia 
ALLEGATO A 
Contesto economico generale 
La forte ripresa dell'economia comunitaria nel 1994 ha segnato un marcato rallentamento del tasso 
di espansione nel 1995. L'indice di produzione che aveva raggiunto il 4% in alcuni periodi del 
1994, si situa probabilmente attorno al 2,5% per tutto il 1995. Le previsioni per il 1996 sono ora 
meno favorevoli di quanto inizialmente previsto e si pensa che la crescita sarà probabilmente 
inferiore al 2%. I principali fattori che determinano queste prospettive di crescita per l'economia 
europea indicano tuttavia un nuovo recupero dell'indice di espansione dell'attività economica 
durante l'anno e malgrado la media resterà probabilmente inferiore a quella del 1995, la tendenza 
dovrebbe tuttavia essere positiva. 
I principali elementi positivi di crescita comprendono: 
l'economia mondiale al di fuori della Comunità dovrebbe espandersi in maniera 
soddisfacente, 
i fattori fondamentali dell'economia comunitaria (bassa inflazione, pressione salariale 
moderata e buona redditività degli investimenti) sono positivi e 
le politiche monetarie sono state mitigate. 
Al di fuori della Comunità, l'attività economica ha registrato un'espansione sostenuta a partire dal 
1992 Gli scambi mondiali hanno ricevuto un nuovo impulso con la rapida integrazione 
nell'economia mondiale dei mercati dell'Asia e dell'Europa centrale e orientale e si sono cominciati 
ad avvertire i vantaggi delle misure di liberalizzazione degli scambi convenute all'Uruguay Round 
del GATT II marcato ritmo di crescita del mercato delle esportazioni ha registrato un 
rallentamento, ma le previsioni per l'ambiente estemo permangono relativamente favorevoli. 
10 
ALLEGATO B 
Approvvigionamento di petrolio greggio 
B 1 Riserve energetiche globali 
Dopo gli shock petroliferi del 1973 e del 1980, sono stati effettuati adeguamenti a lungo 
termine ed è ora stato raggiunto un nuovo equilibrio tra l'offerta e la domanda di energia. 
Le riserve energetiche globali sono pertanto considerate adeguate e non dovrebbero porre 
problemi materiali a medio termine 
Le riserve accertate di petrolio corrispondono a circa 43 anni (grafico B 1) 
Indubbiamente, si tratta del rapporto risorse/produzione più basso (riserve accertate 
rispetto all'attuale tasso di produzione) tra i combustibili fossili, anche se queste riserve 
di petrolio sono equivalenti in termini energetici a quelle di gas (circa 135 miliardi di 
tonnellate equivalenti petrolio - mtep). Per molti anni, comunque, le scoperte di nuovi 
giacimenti e tassi di recupero più elevati di quelli esistenti hanno corrisposto al consumo 
e lo hanno addirittura superato e le riserve accertate sono triplicate dalla metà degli anni 
'60 In termini geopolitici, è estremamente importante notare che il 65% delle riserve si 
trova nel Medio Oriente, l'I 1% in Venezuela e in Messico e il 6% nella CSI (grafico B 
2). 
Le riserve mondiali accertate di combustibili solidi (agli attuali tassi di produzione) 
superano 200 anni. Le riserve accertate di gas corrispondono a circa 65 anni di consumo. 
Esse hanno recentemente registrato un costante aumento, parallelamente al forte aumento 
della domanda di questo combustibile. 11 70% delle riserve mondiali di gas sono situate 
nella CSI o nel Medio Oriente e gran parte di esse sono relativamente vicine all'Europa 
occidentale o centrale. 
Vi sono delle incertezze circa l'impatto dei cambiamenti della domanda mondiale di 
petrolio Essa aumenterà fortemente soprattutto in Cina, India e in altri paesi in fase di 
rapido sviluppo dell'Estremo Oriente. Anche se è poco probabile una carenza di petrolio 
a medio termine, potrebbe registrarsi una crescente concorrenza da parte delle economie 
emergenti, soprattutto perché sia gli Stati Uniti che l'Europa sono sempre più dipendenti 
dall'energia di importazione. 
B 2 Approvvigionamento globale di petrolio 
A partire dalla metà degli anni '80, soprattutto l'OPEC ha ripreso in parte le quote che 
erano state assorbite da produttori non OPEC dopo gli shock del prezzo del petrolio degli 
anni '70. Negli ultimi anni, però, grazie ai miglioramenti tecnologici e alla riduzione dei 
costi di esplorazione e produzione, soprattutto nella regione del Mare del Nord, la quota 
dell'OPEC nella crescente domanda di petrolio è stata inferiore al previsto (grafici B 3 e 
B4). 
11 
La domanda di petrolio, secondo le previsioni, dovrebbe continuare ad aumentare, 
riequilibrando cosi gradualmente l'offerta e la domanda. Parallelamente all'aumento della 
richiesta di greggio da paesi non OPEC, le forniture dei paesi OPEC dovrebbero 
aumentare, in particolare nel caso dei paesi del Medio Oriente e del Venezuela con 
abbondanti riserve. Sono già disponibili circa 2-3 milioni di barili al giorno (millions 
barrels per day - mb/d) di capacità di produzione e di riserva, soprattutto nella regione del 
Golfo, senza calcolare la produzione potenziale dell'Iraq (circa 2 mb/d). 
Tra il 1985 e il 1994, i prezzi mondiali del greggio (cfr. "Brcnt crude" a prezzi correnti) 
raggiungevano in media 20 USD/barile rispetto a quasi 40 USD/barile nel periodo 1975-
1985. Negli ultimi tre anni, la media si è avvicinata a 17 USD/barile (grafico B 5). Di 
norma, i prezzi del petrolio dovrebbero aumentare in termini reali, pur se soltanto in 
modo moderato nei prossimi 10-15 anni. Anche tenendo conto del riassestamento 
dell'offerta/domanda, i prezzi del greggio dovrebbero aumentare soltanto moderatamente 
per svariate ragioni. 
(i) Riduzione dei costi di esplorazione e produzione grazie alla tecnologia 
Molti grandi produttori non-OPEC hanno giacimenti ormai maturi che vanno verso 
l'esaurimento. Nei 48 Stati americani più a sud (cioè esclusa l'Alaska), il petrolio è 
stato sfruttato più a fondo e più a lungo che in qualsiasi altra parte del mondo 
Anche in Alaska, dove il petrolio è stato scoperto più recentemente, la produzione 
dovrebbe declinare 11 calo dei prezzi del petrolio a metà degli anni '80. ha 
contribuito a questa tendenza rendendo ineconomica la produzione di alcuni di 
questi paesi non-OPEC. Molte zone mature di produzione non-OPEC hanno però 
registrato una ripresa, o perlomeno il loro declino è stato inferiore al previsto. 
L'industria petrolifera, confrontata alla sfida di estrarre petrolio economicamente in 
una situazione di prezzi più bassi, ha reagito in maniera superiore alle aspettative 
Vi è stata una notevole riduzione dei costi di esplorazione ed estrazione. Anche se 
vi sono stati tagli di manodopera per migliorare la produttività, questi risultati sono 
dovuti soprattutto alla tecnologia. Le tecniche di esplorazione sono diventate più 
efficienti e i progressi della tecnologia di trivellazione hanno notevolmente 
aumentato la capacità produttiva dei giacimenti. E possibile ora sfruttare giacimenti 
del Mare del Nord piccoli e in precedenza non economici, grazie a navi 
specializzate e le trivellazioni orizzontali nel giro di pochi anni sono diventate una 
tecnica diffusa che permette di aumentare notevolmente la capacità produttiva di un 
giacimento. Al tempo stesso, diversi governi hanno varato agevolazioni fiscali per 
promuovere l'esplorazione e la produzione di petrolio. Le stime sulle riduzioni di 
costo variano, ma è possibile che nell'ultimo decennio i costi di produzione si siano 
dimezzati. Le scoperte tecnologiche una volta avvenute non possono essere 
annullate. La tecnologia, inoltre, non rimane ferma e in futuro i progressi, anche se 
non equivarranno a quelli degli ultimi anni, contribuiranno tuttavia a smorzare futuri 
aumenti di prezzo. 
12 
(ii) Aumento delle riserve globali 
Nuove riserve hanno praticamente compensato l'esaurimento di quelle esistenti e 
grandi regioni del mondo devono ancora essere sfruttate o addirittura non sono 
ancora state esplorate. Le nuove potenziali aree di sfruttamento si situano nella parte 
occidentale delle isole Shetland, nel mare di Barents, nella riserva faunistica 
nazionale dell'Alaska, nel Sud Atlantico e nell'Asia del Sud-Est. Anche se 
chiaramente non inesauribili, le riserve esistenti non dovrebbero sollevare problemi 
ancora per molto tempo. Da notare comunque che i produttori di petrolio 
tradizionali OPEC dovrebbero rimanere i detentori predominanti delle riserve 
mondiali. 
(iii) Nuove influenze OPEC 
L'OPEC riconosce che, non soltanto i prezzi dovrebbero essere di preferenza 
moderati, ma anche che dei prezzi stabili rispondono ai suoi interessi a lungo 
termine. Come la storia ha dimostrato, gli shock dei prezzi del petrolio hanno 
soltanto l'effetto di bloccare la domanda. In base a questa esperienza, l'OPEC 
adotterà probabilmente in futuro un approccio più orientato al mercato in materia 
di prezzi e consegne, consentendo un andamento dei prezzi improntato al rapporto 
offerta/domanda. 
(iv) Reintegrazione dell'industria petrolifera mondiale 
La crescente partecipazione dei paesi produttori nelle attività comunitarie a valle è 
stata seguita negli ultimi anni dall'apertura del settore a monte di quasi tutti questi 
paesi alle società dei paesi consumatori. Questo processo di reintegrazione dovrebbe 
continuare e registrare un'espansione a livello mondiale, favorendo la stabilizzazione 
dei mercati petroliferi mondiali. 
(v) Maggiore sofisticazione dei mercati petroliferi 
I mercati petroliferi sono diventati sempre più sofisticati nelle loro operazioni. Essi 
sono diventati nettamente più trasparenti, grazie alla rivoluzione della tecnologia 
dell'informazione e i meccanismi alla base del mercato sono ora capiti molto meglio. 
Ciò non significa che non vi sarà più volatilità, un fattore che in ultima analisi 
permette ai mercati di guadagnare, ma le prospettive di crisi petrolifere prolungate, 
dovute alla non trasparenza delle forze di mercato, sono diminuite. 
(vi) Azione dei governi per facilitare le consegne di emergenza 
Esistono ora a livello mondiale misure efficaci (in particolare l'AIE) e a livello 
regionale (l'UE) per far fronte a possibili interruzioni dell'approvvigionamento La 
guerra del Golfo è stata una lezione per il mondo, ricordando che queste misure 
esistono e possono funzionare. A livello dell'AIE e della Comunità, ci si sta 
adoperando per mantenere queste misure in linea con le nuove circostanze di 
mercato. 
13 
(vii) Alternative al petrolio 
È opportuno considerare le alternative al petrolio. In venti anni, t\ petrolio ha perso 
la predominanza in gran parte del settore della generazione del vapore (soprattutto 
per la produzione di elettricità) nei paesi sviluppati, a vantaggio prima del carbone 
e poi del nucleare. Oggigiorno si tratta del gas naturale. Nei prossimi 10-15 anni, 
la domanda europea di gas potrebbe aumentare del 40% e la metà di questo 
aumento sarebbe destinata al settore della generazione di energia. Anche se il 
petrolio manterrà la sua situazione di quasi monopolio nel settore dei trasporti, esso 
dovrà lottare per mantenere una quota decrescente su mercati statici. La situazione 
non è quindi tale da favorire aumenti di prezzo. A lungo termine, le fonti 
energetiche rinnovabili (solare, eolica, biomassa, biocarburantc e geotermica) ad 
inquinamento zero o ridotto, costituiranno la principale fonte energetica sostenibile 
e la Commissione, come menzionato nel Libro bianco sulla politica energetica, 
presenterà in una comunicazione una strategia per il loro ulteriore sviluppo 
B. 3 Approvvigionamento di petrolio greggio dell'Unione europea 
B.3.1 Riserve 
L'Europa dispone di notevoli risorse di carbone, anche se esse saranno sempre meno 
sfruttate. Le riserve di petrolio e di gas, pur modeste secondo gli standard mondiali, 
dovrebbero restare un'importante risorsa energetica interna 
In totale, le riserve accertate di petrolio dell'Europa occidentale sono meno della metà di 
quelle di gas (2,2 miliardi di tonnellate rispetto a 4,9 miliardi di tonnellate di gas). La 
maggior parte di queste riserve si trova nel Mare del Nord; le riserve comunitarie 
corrispondono a 0,9 miliardi, mentre quasi tutto il resto delle riserve europee è di 
proprietà della Norvegia. Il rapporto riserve/produzione (r/p) in Europa è di appena 8 
anni, anche se le riserve vengono sostituite quasi allo stesso ritmo secondo cui vengono 
consumate. Se si tiene conto delle riserve probabili, il periodo di durata sarà nettamente 
più lungo. 
B.3.2 Produzione 
La produzione di energia nella CE dovrebbe toccare una punta massima verso il 2000. 
data a partire dalla quale tutti i combustibili primari, a parte le energie rinnovabili, 
dovrebbero registrare un certo declino. Nel 2005, la produzione energetica comunitaria 
difficilmente scenderà al di sotto di quella del 1992. 
La produzione comunitaria del petrolio del Mare del Nord ha raggiunto la punta massima 
a metà degli anni '80, diminuendo poi rapidamente negli anni successivi. La produzione 
tuttavia è stata in aumento a partire dal 1991 in quanto i progressi tecnologici a livello 
di esplorazione e produzione e regimi fiscali più favorevoli hanno consentito di sfruttare 
nuovi giacimenti più piccoli in maniera redditizia e di aumentare l'estrazione dai 
giacimenti esistenti. Di conseguenza, un nuovo declino è poco probabile fino al termine 
degli anni '90. 
14 
B.3.3 Dipendenza dalle importazioni 
Da molti anni l'Europa ha registrato un deficit energetico, malgrado la presenza di una 
forte e collaudata industria carboniera interna, lo sviluppo, negli ultimi anni, di grandi 
riserve di petrolio e di gas nell'Europea Nord-occidentale e l'esistenza di un'importante 
industria nucleare. L'aumento della domanda energetica comunitaria e il declino della 
produzione di energia primaria intema provocheranno una maggiore dipendenza dalle 
importazioni di paesi terzi, in particolare il Medio Oriente e la CSI 
La dipendenza comunitaria dall'energia di importazione (cioè importazioni energetiche in 
percentuale del consumo energetico interno lordo) si aggira attualmente sul 48%. Nel 
2000, essa potrebbe essere leggermente superiore e raggiungere il 55% nel 2005, data a 
partire dalla quale vi sarà un'accelerazione. 
I principali cambiamenti nella dipendenza dalle importazioni avvengono a livello del 
carbone a causa del declino della produzione intema. Le importazioni comunitarie dal 
29% del consumo nel 1990 sono ora salite al 44% e nel 2005 dovrebbero raggiungere il 
50%. 
La dipendenza dal gas si situa al 40% e alla luce del previsto aumento della domanda per 
i prossimi 10 anni, questa cifra dovrebbe superare il 55% alla metà del prossimo 
decennio. 
La dipendenza comunitaria dal petrolio di importazione è già elevata (grafico B 6). Nel 
1990, le importazioni hanno rappresentato quasi l'80% del consumo, anche se le recenti 
e buone prestazioni della produzione comunitaria del Mare del Nord hanno ridotto 
leggermente questa percentuale. Se si include la Norvegia, la percentuale scende al 60%. 
Alla luce del previsto calo a lungo termine della produzione comunitaria di greggio che 
dovrebbe iniziare nel 2005 e della prevista modesta crescita della domanda di petrolio, 
la dipendenza comunitaria dalle esportazioni potrebbe salire verso il 2005 all'83%. 
B.3.4 Qualità del greggio 
Fino ad un'epoca relativamente recente (1993 circa), la qualità del barile di greggio (cioè 
la miscela di tutti i greggi lavorati nelle raffinerie europee) era progressivamente diventata 
più pesante. La produzione intema di greggio, in genere di qualità elevata, era diminuita, 
parallelamente ad un aumento delle importazioni di greggio più pesante Ciò ha acuito 
l'impatto sulle raffinerie della crescente domanda di prodotti di qualità elevata destinati 
al trasporto e ha provocato considerevoli investimenti da parte delle raffinerie in nuovi 
impianti per trasformare le frazioni pesanti in frazioni leggere. A partire però dal 1993, 
la densità media del greggio comunitario è cambiata notevolmente, a causa dei fattori 
menzionati più avanti (il grafico B 7 illustra le tendenze della densità media delle 
forniture di greggio prima e dopo il 1993). 
Negli ultimi due anni, la produzione di petrolio del Mare del Nord ha registrato una 
ripresa e, di conseguenza, il livello globale delle importazioni petrolifere destinate 
all'Europa è leggermente diminuito. Nel 1994, le importazioni nette di greggio nella CE-
12 sono state di 27 milioni di tonnellate, cioè 6,5% inferiori al 1992 
15 
La qualità del greggio di importazione è a sua volta diminuita. I greggi dcll'OPEC sono 
in genere più pesanti ma la quota di questi paesi rispetto all'approvvigionamento globale 
è alquanto diminuita negli ultimi due anni ed inoltre la qualità globalmente è migliorata. 
Ciò è il frutto di una strategia specifica dell'Arabia Saudita intesa a massimizzare le 
esportazioni di qualità di greggio a forte valore aggiunto a detrimento di qualità medie 
e pesanti, onde compensare la forte diminuzione del gettito petrolifero registrato a partire 
dal crollo dei prezzi del 1986. L'Arabia Saudita ha inoltre avviato lo sfruttamento di 
giacimenti petroliferi con qualità molto leggere, scoperti recentemente. 
L'approvvigionamento globale, infine, di condensati e liquidi da gas naturale (GNL) è in 
aumento da alcuni anni. Miscelati con greggio oppure importati direttamente come materie 
prime per le raffinerie, questi prodotti hanno avuto l'effetto di alleggerire in generale il 
barile. 
L'alleggerimento non previsto del barile di greggio comunitario, sopra menzionato, 
costituisce una delle cause principali dell'attuale scarsa redditività delle raffinerie 
comunitarie. 
È difficile prevedere gli sviluppi futuri della qualità dei greggi trattati nelle raffinerie 
comunitarie. A termine molto lungo, le vaste riserve di greggio a media ed alta densità, 
situate nei paesi del Medio Oriente, potranno soddisfare in maniera crescente il 
fabbisogno comunitario, parallelamente all'esaurimento delle riserve inteme. In una 
prospettiva più ravvicinata, il barile resterà probabilmente di una qualità più elevata 
rispetto a quanto previsto in precedenza. 
B.3.5 Sicurezza dell'approvvigionamento 
Attualmente, non vi sono grandi motivi di preoccupazione circa le prospettive attuali e 
future dell'approvvigionamento di greggio. Le condizioni sono mutate notevolmente 
rispetto alle situazioni di crisi/crisi latente che esistevano circa 20 anni fa, quando 
l'approvvigionamento di greggio e di prodotti petroliferi era molto meno diversificato di 
quanto lo sia oggi (tabelle B 1/2/3/4/5/6). 
Esiste tuttavia la possibilità di un eccesso di forniture petrolifere rispetto alla domanda 
per vari anni. Tuttavia, le relative ipotesi circa la stabilità delle fonti di 
approvvigionamento di greggio dovrebbero essere periodicamente verificate Come già 
indicato, più di tre quarti delle riserve petrolifere mondiali si trovano in aree 
potenzialmente instabili da un punto di vista politico e/o economico ed esse resteranno 
la fonte dominante nell'approvvigionamento futuro della CE. 
Da ciò deriva la crescente necessità per la CE di favorire buone relazioni produttori-
consumatori attraverso un dialogo ed un allineamento di interessi e grazie ad accordi di 
investimento e di tipo operativo. Si stanno aprendo possibilità di investimento a monte 
per le società comunitarie nei paesi produttori e alcune società dei paesi produttori 
continuano ad investire nel settore comunitario a valle. Questa tendenza consolida il 
reciproco interesse di ambo le parti a buone prestazioni del settore petrolifero in generale. 
Esempi di questo processo sono: 
16 
• Lo sviluppo della cooperazione nel settore dell'energia tra i paesi del Consiglio di 
cooperazione del Golfo (Gulf Co-operation Council - GCC) e l'UE, come attestato 
dalla progressiva integrazione verticale delle rispettive industrie GCC e CE 
nell'ambito della quale l'investimento CE a valle è effettuato da società GCC, mentre 
quello a monte avviene nei paesi GCC da parte di società CE. 
• La cosponsorizzazionc da parte della Commissione della quarta Conferenza 
intemazionale sull'Energia svoltasi a Puerto la Cruz, Venezuela, il 25/27 settembre 
1995. 
• La partecipazione della Commissione alla Conferenza di Barcellona del 27-28 
novembre 1995 sulla cooperazione Euromcditcrranea. 
• La Carta europea dell'energia che fornirà un contesto dove gli investimenti delle 
società comunitarie in materia di sfruttamento di idrocarburi nella CSI e nei PECO 
potranno essere effettuati con fiducia. 
Occorre prestare molta attenzione alle possibilità di facilitare il dialogo e, di conseguenza, 
la CE, come maggiore importatore mondiale di petrolio, deve sostenere e promuovere il 
dialogo politico tra produttori e consumatori, sulla linea del nuovo impulso conferito a 
questo aspetto dalla Francia e dal Venezuela alla Conferenza di Parigi del luglio 1991 
Avendo cercato di promuovere la sicurezza dell'approvvigionamento mediante opportuni 
accordi politici, come sopra descritto, resta ora necessario garantire opportuni accordi per 
la gestione di situazioni di crisi tramite gli obblighi di scorta ed altre attività di 
coordinamento. Al riguardo, sono encomiabili la complementarità dei sistemi AIE e CE 
e l'operato delle due istituzioni al fine di allineare gli accordi necessari alla mutata 
situazione dei mercati petroliferi e, soprattutto per quanto riguarda la CE, di adattare la 
legislazione in vigore in materia di crisi al funzionamento del mercato intemo 
Nel contesto della sicurezza dell'approvvigionamento, si deve anche trattare la questione 
generale della logistica dell'approvvigionamento di greggio. La CE deve provvedere alla 
continuità del suo approvvigionamento di greggio a lungo termine e cogliere le nuove 
opportunità che si presentano, onde assicurare la partecipazione a nuovi accordi di 
approvvigionamento a seguito di nuove fonti di produzione di greggio e di mutate 
circostanze politiche. A titolo di esempio, citiamo le reti di oleodotti in fase di 
allestimento oppure previste per la nuova produzione CSI, soprattutto dal Mar Caspio e 
la riapertura dell'oleodotto ADRIA in Croazia, nonché le possibilità attualmente all'esame 
concementi le esportazioni di petrolio russo nel contesto del sostegno alla rete 
transeuropea, come previsto nel trattato. 
17 
ALLEGATO C 
Domanda ed offerta di prodotti petroliferi 
C. 1 Contesto globale 
Il consumo energetico mondiale è più che raddoppiato negli ultimi tre decenni, 
raggiungendo 84 milioni di tep nel 1990. Tra il 1974, l'anno successivo al primo grande 
shock dei prezzi del petrolio e il 1992, il tasso annuo di crescita è stato quasi del 2% La 
crescita è cessata recentemente a seguito del declino del consumo negli ex paesi 
comunisti, ma con la ripresa di queste economie, riprenderà anche la tendenza precedente 
e la domanda energetica dovrebbe nuovamente aumentare. Secondo le stime dell'AIE, il 
consumo di energia potrebbe aumentare del 2% ogni anno nei prossimi 10-15 anni. 
Nella ripartizione per tipo del consumo lordo di energia primaria nella CE-15 (1995) di 
1369 milioni di tep, il petrolio è in testa con 574 milioni di tonnellate all'anno, pan ad 
una quota del 43%, seguito dal gas con 277 milioni di tep (20%). Nel 2005, il consumo 
di petrolio dovrebbe raggiungere 606 milioni di tonnellate l'anno, ma la sua quota 
dovrebbe scendere al 39%, soprattutto a vantaggio del gas e delle energie rinnovabili (i 
grafici CI e C.2 indicano rispettivamente la posizione per ciascuno anno). 
Secondo l'AIE, nel periodo 1992-2010, la crescita globale di petrolio nell'OCSE dovrebbe 
essere dell'1% circa l'anno. AI di fuori dell'OCSE, ci vorranno alcuni anni per una ripresa 
della crescita energetica nei paesi della CSI e dell'Europa centrale e orientale (si prevede 
tuttavia un aumento medio dello 0,6% l'anno nel periodo 1992-2010) e i paesi in via di 
sviluppo registreranno tassi di crescita fino a circa il 4% l'anno. Quantitativamente, la 
prevista crescita OCSE dell'1% è nettamente superiore a quella dei paesi in via di 
sviluppo (4%). La crescita sarà particolarmente marcata nei paesi in via di sviluppo del 
Pacific Rim, con in testa la Cina e le economie "tigri" (Corca del Sud, Taiwan e paesi 
ASEAN), nonché l'America Latina. 
Nell'OCSE, il petrolio continuerà ad essere concentrato nel settore dei trasporti, in 
espansione, compensando così il declino della domanda in altri settori. Nei paesi in via 
di sviluppo, la domanda aumenterà in tutti i settori a causa del crescente fabbisogno di 
energia in generale e della mancanza di valide alternative al petrolio in molte aree del 
mondo. La crescita sarà particolarmente accentuata nel settore dei trasporti. Anche se la 
domanda mondiale di petrolio continuerà ad aumentare, essa subirà la forte concorrenza 
di altre fonti di energia primaria, soprattutto il gas. Pur con una quota decrescente, il 
petrolio rimarrà la più importante fonte energetica mondiale. 
18 
C.2 Domanda di prodotti petroliferi nell'Unione europea 
C.2.1 Statistiche sulla domanda di petrolio nella CE 
Negli ultimi anni, vi è stato un appiattimento della domanda globale, mentre nei prossimi 
dieci anni è prevista una crescita relativamente modesta (circa 0,5% l'anno). (Il grafico 
C.3 presenta la prevista evoluzione della domanda di petrolio nella CE-15, compresa la 
struttura del barile (barrel split) nel periodo 1990-2005; le previsioni a partire dal 1995 
si basano sugli ultimi riferimenti di cui dispone la Commissione). 
Nell'Europa occidentale, il barile è diventato sempre più leggero negli ultimi venti anni 
e la crescita più marcata è stata registrata nei distillati medi, seguiti da benzina ed altri 
prodotti (il grafico C.4 presenta l'evoluzione in percentuale. Il grafico C.5 offre 
un'ulteriore dimostrazione di come l'alleggerimento sia soprattutto avvenuto in direzione 
dei distillati medi a partire dal 1990 e mostra come questa tendenza dovrebbe continuare 
nei prossimi dieci anni, pur se ad un ritmo minore dopo il 2000) 
Nel 1994, la domanda di petrolio nella CE-12 è stata di 494 milioni di tonnellate, esclusi 
circa 35 milioni di tonnellate di carburanti per uso marittimo. A questi livelli, il petrolio 
rappresenta circa il 43% del consumo totale di energia CE. La benzina (benzina avio e 
auto, più materie prime leggere per l'industria chimica) hanno rappresentato il 27% della 
domanda di petrolio CE; i distillati medi (kerosene da aviazione e da riscaldamento e i 
gasoli, compreso l'olio combustibile per uso bordo) il 44% L'olio combustibile 
(combustibili industriali per le centrali, più l'olio combustibile per uso bordo) il 18% ed 
altri prodotti (gas di raffineria, gas liquefatti di petrolio, solventi, coke di petrolio, 
lubrificanti, bitume e paraffine) l'I 1%. 
Da notare che la quota di prodotti leggeri è costantemente aumentata dopo le crisi 
petrolifere degli anni '70 che avevano causato un declino dell'olio combustibile pesante 
a vantaggio di altre fonti energetiche; la domanda di benzina, kerosene e diesel per i 
trasporti è invece aumentata. Più recentemente e inaspettatamente, la domanda di diesel 
ha continuato ad aumentare costantemente a spese della benzina. 
C.2.2 Prospettive della domanda nella CE 
Secondo le previsioni della Commissione, il livello generale della domanda di energia 
nell'Unione europea aumenterà lentamente, ma costantemente, nei prossimi dieci anni, ad 
un ritmo dell'1% l'anno. 
A seguito della "corsa al gas", soprattutto nel settore della generazione di energia, il gas 
naturale si configura cpme il combustibile a più rapida crescita - la domanda potrebbe 
aumentare di oltre il 3% l'anno. Il nucleare e le energie rinnovabili aumenteranno a loro 
volta, mentre il carbone registrerà un declino. Secondo le previsioni, il petrolio dovrebbe 
aumentare soltanto leggermente - circa 0,5% l'anno. 
È possibile che la direttiva 75/405/CEE concernente la limitazione dell'uso di prodotti 
petroliferi nelle centrali elettriche sia abrogata e si prevede che la domanda di petrolio per 
questa utilizzazione diminuisca. È prevista comunque una certa crescita nei settori della 
domanda finale - soprattutto i carburanti per i trasporti. Il petrolio manterrà la quota 
maggiore nel totale dell'energia primaria nella Comunità. Nel 2005, esso dovrebbe ancora 
rappresentare il 40% circa di tutta l'energia consumata. 
19 
La crescita della domanda di petrolio sarà concentrata nei trasporti e negli sbocchi non 
energetici, settori per i quali non esistono alternative. A livello regionale, gran parte della 
crescita avverrà nell'Europa meridionale dove è possibile un aumento dell'utilizzazione di 
petrolio a seguito della forte crescita economica. La concorrenza con il gas sarà un fattore 
importante, soprattutto nei casi di sostituzione dell'olio combustibile pesante (Heavy Fuel 
Oil - HFO) per la generazione di energia (soprattutto in Italia) e nei casi dove il gas viene 
introdotto come nuovo combustibile (Grecia, Portogallo, Spagna e parti della 
Scandinavia). 
In generale, dovrebbe continuare la tendenza verso un barile più leggero In linea con la 
tendenza mondiale, pur se non così forte come la tendenza nei paesi in via di sviluppo, 
è prevista una crescita nella fascia media del barile. I prodotti interessati sono il kerosene 
da aviazione e soprattutto il diesel per i trasporti e ciò compenserà il continuo declino di 
questi combustibili per il riscaldamento. 
La domanda di benzina potrà aumentare leggermente, soprattutto nell'Europa meridionale, 
ma la continua tendenza verso automobili alimentate a diesel dovrebbe limitare questa 
crescita, a meno che non intervengano mutamenti fiscali per equiparare le accise sui due 
combustibili su una base energetica. Ciò non capovolgerebbe completamente la tendenza 
in quanto l'utilizzazione di diesel continua a presentare dei vantaggi. Il problema delle 
emissioni a particelle dei veicoli a diesel dovrebbe poter essere risolto tecnicamente. 
La parte residua del barile dovrebbe declinare in quanto l'olio combustibile è confrontato 
a normative ambientali e alla concorrenza del gas naturale. Una parte non trascurabile dei 
prodotti residui viene comunque usata nei casi dove non esistono precise possibilità di 
sostituzione. HFO per carburanti per uso marittimo, bitume, lubrificanti e coke di petrolio 
Questi utilizzi rappresentano il 40% dei prodotti residui in Europa e dovrebbero 
aumentare in linea con l'economia. 
C.3 Offerta di prodotti petroliferi nell'Unione europea 
Nel 1994, il bilancio dell'approvvigionamento di prodotti petroliferi nella CE-12 è stato 
il seguente: domanda totale (CE-12) 494 milioni di tonnellate ed esportazioni non CE-12 
(compresi oli combustibili densi) 110 milioni di tonnellate rispetto a 517 milioni di 
tonnellate di produzione netta di raffineria, importazioni non CE-12 76 milioni di 
tonnellate e scorte CE-12 e altri cambiamenti 11 milioni di tonnellate. 
L'industria di raffinazione dell'UE fornisce la quota maggiore (86%) di tutto 
l'approvvigionamento. Le importazioni nette globali di prodotti petroliferi si avvicinano 
a 0 (grafico C.6) e ciò è frutto di forti esportazioni nette di benzina (15 milioni di 
tonnellate) che hanno registrato un marcato aumento negli ultimi anni, compensate 
principalmente da importazioni nette di olio combustibile e nafta (grafici C.7/8/9) Le 
fonti di importazione sono ampiamente diversificate (tabella B.2). 
20 
ALLEGATO D 
Ambiente 
D.l Contesto politico ed economico 
La protezione dell'ambiente è un obicttivo comunitario di grande rilevanza politica ed 
economica. Il titolo XVI del trattato CE stabilisce la politica ambientale che la 
Commissione deve promuovere. 
L'ambiente e soprattutto la qualità dell'aria destano preoccupazioni nella Comunità I 
cittadini chiedono miglioramenti e al riguardo sono stati assunti impegni specifici 
nell'ambito della Convenzione quadro sul cambiamento climatico 
L'intera Comunità trarrà vantaggio da una migliore qualità dell'aria. Per il settore 
dell'energia in particolare, le misure ambientali avranno effetti di vasta portata e 
rappresentano elementi chiave per l'industria petrolifera, con un impatto sui settori della 
raffinazione e del marketing. 
D.2 Misure attuali e proposte 
L'impatto delle misure esistenti e proposte concerne accordi operativi nel processo di 
raffinazione stesso, nell'ottica di specifiche di prodotto più severe e apparecchiature di 
riduzione delle emissioni nel sistema di distribuzione. 
Le attuali direttive CE concementi le sostanze inquinanti in vari prodotti petroliferi hanno 
portato a specifiche più severe per quanto riguarda i livelli di zolfo, benzene e piombo, 
come indicato nelle tabelle (D. 1/2/3). 
Esiste inoltre ora una direttiva adottata dal Consiglio nel 1994 sul controllo delle 
emissioni di composti organici volatili (COV) derivanti dal deposito della benzina e dalla 
sua distribuzione dai terminali alle stazioni di servizio (la cosiddetta direttiva "Fase 1" -
94/63/CE). Questa direttiva rappresenta il primo passo nella realizzazione di una strategia 
intesa a ridurre globalmente nella CE le emissioni COV. Essa concerne le emissioni, gli 
impianti, i veicoli e le navi che trattano il deposito, il carico e il trasporto di benzina da 
un terminale all'altro oppure da un terminale ad una stazione di servizio. 
Il programma Auto Oil ed eventuali misure future sono presentati alla sezione D.4.2. 
D.3 Implicazioni per l'economia a valle e per il processo decisionale 
Le misure esistenti e previste comportano già per l'industria una forte spesa che essa teme 
di non poter riflettere nei prezzi di vendita. Gli investimenti, comprese le spese finora 
sostenute per il settore petrolifero a valle, conseguenti alle misure ambientali comunitarie, 
esistenti e possibili, sono rilevanti. La tabella D.5 riprende stime effettuate dall'industria 
e da altre fonti esteme sull'entità delle spese da prevedere 
21 
La capacità di desolforazione di distillati medi già installata a seguito delle misure è 
considerevole: 155 milioni di tonnellate di capacità nel 1994 (cfr. tabella D.6 per la 
ripartizione tra paesi) rispetto ad una domanda totale di distillati medi di 225 milioni di 
tonnellate. 
Un'altra potenziale conseguenza economica sono i costi obbligatori di pulizia per i 
raffinatori che chiudono gli impianti. Questi costi incidono sulle decisioni di chiusura, nel 
senso che aumentano notevolmente il prezzo di questa operazione In linea con il 
principio "chi inquina paga", gli operatori che chiudono raffinerie, depositi, punti di 
vendita al minuto o altri impianti devono pulire il sito secondo norme accettabili 
specificate. I relativi costi sono potenzialmente considerevoli: per una raffineria di 
dimensioni medie, essi oscillano tra 60 e 80 milioni di ECU e per un punto di vendita al 
minuto, essi sono dell'ordine di 200.000 ECU. 
D.4 Previsioni ambientali 
D.4.1 Eventuali misure future 
E molto difficile valutare tutte le opzioni ambientali disponibili, tecniche e non tecniche, 
disponibili rispetto alle misure che potrebbero essere applicate al settore della raffinazione, 
considerati il rapporto costi-efficacia, le conseguenze per la competitività e i parametri 
geografici. 
Negli ultimi anni, tuttavia, si è fatto strada un nuovo approccio per formulare e 
selezionare misure ambientali applicabili al settore petrolifero. Esse mirano ora a 
conseguire nuovi obiettivi di qualità dell'aria per il 1999-2005 per quanto riguarda le 
emissioni di sostanze inquinanti: NOx, S02, CO, particelle, piombo, ozono, benzene, 
idrocarburi, cadmio, arsenio, nickel e mercurio 
I servizi della Commissione stanno esaminando le modalità e i mezzi più razionali per 
conseguire una seconda serie di riduzione delle emissioni COV permesse, mediante 
accorgimenti tecnici presso le stazioni di servizio (le cosiddette misure della "Fase II" già 
decise da alcuni Stati membri) oppure installando grandi cartucce di carbone nelle 
automobili. 
D.4.2 II programma europeo Auto Oil 
Altre misure ambientali sono annunciate. Una grande iniziativa da parte della 
Commissione, di concerto con l'industria comunitaria del petrolio (EUROPIA) e l'industria 
di fabbricazione dei motori (ACEA), è stata varata nel luglio 1993, con l'obiettivo di 
migliorare la qualità dell'aria. Questa iniziativa rientra in una nuova strategia della 
Commissione in materia di emissioni degli autoveicoli ed è basata su un approccio 
poliedrico e coerente circa le misure di riduzione dell'inquinamento da attuare entro il 
2000. L'iniziativa è designata "European Auto Oil Programme" (EAOP) e la strategia è 
pienamente in linea con il programma di azione della Commissione a favore 
dell'ambiente, che conferisce una grande importanza all'analisi del rapporto costi-efficacia. 
22 
L'EAOP intende individuare le nuove misure necessarie per raggiungere obiettivi di 
qualità dell'aria stabiliti razionalmente, riducendo le emissioni nella maniera più 
economica possibile. Le misure individuate dall'EAOP costituiranno la base per la nuova 
fase della legislazione europea sulle emissioni e le qualità di combustibile 
Il programma europeo Auto Oil ha anche individuato migliori sistemi di 
ispezione/manutenzione e varie misure non tecniche (tariffe stradali, limitazione del 
traffico in determinate zone, rottamazione), a titolo di importanti clementi delle politiche 
nazionali per rispettare i futuri obiettivi di qualità dell'aria. La maggior parte delle misure 
non tecniche non si presta però ad una regolamentazione comunitaria ed è più indicata 
per normative a livello nazionale/locale. 
Per il momento, sono state ultimate quattro parti di EAOP: 
(i) European Programme on Emissions, Fuel and Engine Technologies - EPEFE 
(Programma europeo sulle emissioni, il combustibile e le tecnologie del motore), 
(ii) lo studio sulla qualità dell'aria in sette città europee, 
(iii) il controllo della qualità del combustibile disponibile sul mercato, 
(iv) l'analisi del rapporto costi-benefici delle misure tecniche e non tecniche proposte per 
conseguire i voluti livelli di qualità dell'aria. 
L'obiettivo principale del programma di ricerca sperimentale EPEFE era determinare il 
rapporto tra tecnologia del motore, qualità del carburante ed emissioni. Il programma ha 
permesso di valutare la riduzione delle emissioni ottenibili cambiando la qualità del 
carburante. 
Questo ottimo esempio di cooperazione tra la Commissione e l'industria del petrolio e 
della fabbricazione dei motori dovrebbe prossimamente portare ad una serie di specifiche, 
la cui entrata in vigore è prevista nel 2000, concementi le caratteristiche dei carburanti 
per motori, al fine di conseguire una forte riduzione del livello delle emissioni di sostanze 
inquinanti prodotte durante l'uso e la fabbricazione. Questa nuova serie di specifiche, oltre 
a rispettare i requisiti ambientali, terrà anche conto della necessità di contenere i costi 
delle misure, nonché delle altre esigenze sociali ed economiche dei paesi comunitari. 
D.4.3 Proposte dell'industria sull'applicazione di un approccio costi-benefici alle misure della 
Commissione 
L'industria petrolifera propone che l'approccio "costi-benefici" seguito dall'EAOP funga 
da base per un approccio globale molto più vasto ed approfondito (designato Valutazione 
dell'impatto dell'energia - Energ.I.A), da applicare alle proposte della Commissione atte 
ad avere ripercussioni dirette o indirette sul settore dell'energia. L'approccio proposto 
terrebbe conto di tutti gli impatti sulle attività energetiche e quelle connesse nelle 
valutazioni "costi-benefici" delle misure CE proposte, tra cui quelle relative all'ambiente. 
Le valutazioni dovrebbero comprendere un'analisi generale e obiettiva "costi-benefici", 
sotto il profilo qualitativo e quantitativo dell'impatto che le misure proposte dalla 
Commissione avrebbero sulla realizzazione degli obiettivi comunitari di politica 
energetica. Questo approccio merita di essere ulteriormente esaminato dai servizi della 
Commissione. 
23 
ALLEGATO E 
Raffinazione del petrolio 
E.l Numero di raffinerie, capacità ed utilizzo 
Eli Definizioni dei tipi di capacità 
Si devono definire due dei principali elementi del processo di raffinazione per poter 
discutere e capire adeguatamente l'economia del sottosettore della raffinazione. 
Il primo è il processo di distillazione del greggio che corrisponde al trattamento iniziale 
del greggio, cioè il processo di distillazione primaria che avviene in un impianto designato 
"unità di distillazione del greggio" (crude distillation unit - CDU). In genere, questa è la 
. capacità cui si riferisce parlando di "capacità di distillazione", "capacità CDU" o "capacità 
di distillazione diretta (straight-run)". 
Il secondo comprende i processi di valorizzazione che migliorano la qualità e il valore dei 
prodotti intermedi del processo di raffinazione. Questi processi comprendono: il 
miglioramento dei distillati (reforming catalitico) e i processi di conversione (cracking 
catalitico). I processi di conversione trasformano l'olio combustibile ottenuto con la 
distillazione iniziale del greggio oppure altri prodotti intermedi del processo di 
raffinazione che hanno un valore di olio combustibile in prodotti distillati medi e leggen, 
consentendo così alle raffinerie di far combaciare meglio la produzione con la domanda. 
La conversione è spesso espressa in capacità equivalente cracking catalitico (equivalent 
catalytic cracking - CCU), necessaria per produrre la stessa quantità di distillato; il 
cracking catalitico è uno degli esempi più frequenti di impianto di conversione Altri 
comprendono l'hydrocracking, il cracking dei residui, il cracking combinato, il 
visbreaking, la cochefazione e l'alchilazione. 
La terminologia presentata in queste definizioni è usata in tutto il documento. 
E 12 Numero di raffinerie 
Alla fine del 1994, nella CE-12 esistevano 93 raffinerie, dopo un lungo periodo di 
chiusure iniziato nel 1980 quando le raffinerie erano 141. Il numero totale delle raffinerie, 
la capacità di distillazione primaria, nonché dettagli sulla complessità delle raffinerie 
all'inizio e alla fine del periodo al di là del 1988, figurano nella tabella E.l. 
Anche se il numero complessivo di raffinerie è diminuito nel periodo, si osserva che il 
numero di raffinerie complesse in realtà è aumentato (da 55 a 66), con un calo nelle 
raffinerie semi-complesse (da 24 a 13) e nelle raffinerie semplici (da 62 a 14). 
Ciò rappresenta un notevole aumento della complessità della capacità totale di raffinazione 
comunitaria. 
Dopo le chiusure, restano soltanto tre raffinerie con una capacità inferiore a 1 mta. 
L'ubicazione di alcune raffinerie inoltre non è favorevole ed esse, insieme alle raffinerie 
a bassa capacità, si trovano attualmente nella fascia caratterizzata da una scarsa redditività. 
24 
E. 1.3 Tendenze 
Complessivamente, la capacità di distillazione del greggio (CE-15) notificata dagli Stati 
membri per il 1994 era di 637 milioni di tonnellate l'anno (mta), di cui sono state 
utilizzate 560 mta, vale a dire un tasso di utilizzo dcll'87%, in linea con l'aumento più o 
meno costante del tasso di utilizzo registrato a partire dal 1985 quando l'utilizzo era 
soltanto del 63%. Questo aumento riflette il programma di riduzione della capacità di 
distillazione del greggio avviato da molti raffinatori in questo periodo, grazie soprattutto 
alla chiusura di raffinerie complete come già menzionato. La tabella E.2 presenta la 
situazione al 1" gennaio 1995 per ciascuno Stato membro per quanto riguarda le capacità 
di distillazione primaria e di conversione, le capacità di distillazione primaria, i flussi e 
l'utilizzo sono indicati nel grafico E.l per il periodo 1985-95. 
I dati sulla capacità di distillazione primaria in base ai quali sono calcolati i tassi di 
utilizzo non tengono però conto della cosiddetta "capacity creep" degli ultimi anni, cioè 
l'espansione ridotta ma continua della capacità nominale esistente notificata, né della 
capacità messa fuori servizio, ma riattivabile in breve tempo. I tassi di utilizzo sono 
quindi in eccesso e sono addirittura al di sotto dell'utilizzo totale indicato dai dati. 
Nel 1995, la capacità di impianto di conversione (CE-15) era di 199 milioni di tonnellate 
(in equivalente di cracking catalitico) e 50 milioni di tonnellate o 35% rispetto al 1985 
(tabella E.3/grafico E.2). Questa figura rappresenta il 31% della capacità totale CDU 
Questa forte crescita della capacità di conversione rispecchia le aspettative dell'industria 
a tale momento circa la futura crescita della domanda di benzina e il crescente 
appesantimento del greggio consegnato. Queste aspettative si sono confermate fino agli 
inizi degli anni '90. Successivamente, la crescita di benzina è calata e il "crude slate" ha 
cominciato ad alleggerirsi (cfr. grafici B.7, C.3, C.4 e C.5 negli allegati precedenti). 
L'opinione diffusa nell'industria è che la capacità di conversione esistente sia stata 
comunque utilizzata in quanto i margini, pur bassi, restavano sufficienti a coprire i costi 
cash variabili. 
E.2 Margini di raffinazione e redditività 
E.2.1 Definizioni dei margini 
Nel presente documento, i margini di profitto delle raffinerie sono definiti come "margini 
lordi". Essi rappresentano cioè la differenza tra i proventi ricavati dalle vendite di prodotti 
petroliferi e il costo del greggio, divisa per il quantitativo di greggio trattato. 
25 
E.2.2 Margini osservati 
Il grafico E.3 stabilisce i margini di profitto della raffinazione in dollari USA per barile 
di greggio trattato realizzati nel periodo 1988-94 nell'Europa Nord-Occidentale (NWE) 
e nel Mediterraneo (MED). Per l'Europa Nord-Occidentale, essi sono rappresentati sia per 
i "Straight-Run Refiners" (cioè il "straight-run margin" o margine di distillazione diretta, 
definito in senso lato come quello realizzato dai raffinatori che gestiscono soltanto 
impianti di distillazione del greggio, più impianti di reforming catalitico) che per gli 
"Upgrading Refiners" (cioè {'"upgrading margin" o margine di raffinazione definito come 
quello realizzato dai raffinatori che operano la distillazione del greggio, più il craking 
catalitico, la desolforazione di gasolio e il reforming catalitico). Per il Mediterraneo, i 
margini sono indicati esclusivamente per gli "Upgrading Refiners". 
Innanzitutto, si può rilevare che, anche se recentemente le differenze tra i margini tipici 
di valorizzazione nell'Europa Nord-Occidentale e nel Mediterraneo non sono stati molto 
diversi, nel periodo 1992-94, i margini del Mediterraneo sono stati superiori fino a circa 
0,6 USD/bbl. In secondo luogo, si constata che entrambi i margini di distillazione diretta 
(straight-run) e di valorizzazione (upgrading) sono diminuiti dopo l'aggiunta nel 1991, 
situandosi su livelli, nel 1995, di circa 0 USD/bbl e 1,8 USD/bbl. 
Si considera che i margini di valorizzazione debbano raggiungere livelli nettamente 
superiori per un certo tempo prima che i raffinatori possano ricavare un adeguato profitto 
dagli investimenti effettuati negli ultimi anni. Il grafico E.3 dimostra che i margini di 
valorizzazione hanno raggiunto soltanto una volta (agli inizi del 1991 durante la crisi del 
Golfo) questi livelli e per soltanto pochi mesi. 
E.2.3 Spiegazione delle tendenze 
Il sottosettore della raffinazione dell'industria petrolifera comunitaria a valle ha registrato 
da qualche tempo margini che si devono ora considerare come cronicamente deboli. Al 
contempo, la capacità di fabbricazione della benzina è diventata in eccedenza e si è 
rarefatta l'offerta di diesel. 
Questa situazione è riconducibile agli elementi seguenti. 
(i) evoluzione della recessione economica quale si rispecchia nell'appiattimento globale 
della domanda di prodotti petroliferi nella CE, in particolare la benzina, 
(ii) un persistente eccesso di capacità di distillazione del greggio nella CE rispetto alla 
domanda di prodotti petroliferi, 
(iii) un aumento imprevisto nella disponibilità di petroli leggeri del Mare del Nord e 
dell'Arabia Saudita che ha consentito di fabbricare ulteriori prodotti leggeri senza 
dover utilizzare tutta la capacità di raffineria disponibile degli impianti di 
trasformazione (inizialmente installati dall'industria in previsione di un aumento di 
consegne di greggio pesante che avrebbe aumentato il deficit di prodotti leggeri) 
(Il grafico E.4 dimostra gli effetti di questo sviluppo sui prezzi del greggio e dei 
prodotti), 
26 
(iv) il passaggio nella domanda di carburante da trasporto dalla benzina al diesel, dovuto 
in parte alle disparità in molti Stati membri tra il diesel e la benzina che hanno fatto 
aumentare moltissimo la domanda di diesel a svantaggio della benzina e 
(v) un crescente numero di vincoli ambientali, in particolare l'introduzione della benzina 
senza piombo, che hanno comportato degli investimenti in impianti supplementari 
di raffinazione per migliorare la qualità, cosa che ha dato luogo ad un aumento non 
previsto della capacità di fabbricazione di prodotti leggeri. 
Malgrado i notevoli tagli di capacità di distillazione del greggio, favoriti negli anni '80, 
la situazione di capacità in eccedenza persiste e non dovrebbe scomparire per un certo 
periodo senza ulteriori chiusure di impianti. L'ulteriore riduzione, sia della distillazione 
del greggio che della capacità di conversione, potrebbe contribuire a risolvere questo 
problema. 
Alcuni raffinatori hanno reagito chiudendo altri impianti di distillazione del greggio o, in 
taluni casi, vendendo raffinerie complete ad acquirenti mossi dall'obiettivo strategico di 
penetrare nuovi mercati. In genere, tuttavia, i tagli sono stati insufficienti per diminuire 
l'offerta di prodotti petroliferi e portare quindi i margini della distillazione diretta a livelli 
accettabili. 
Inoltre, non è stata chiusa alcuna capacità di conversione e, di conseguenza, non vi è stato 
il calo nella disponibilità di distillati leggeri, necessario per far salire i margini di 
valorizzazione. 
Recentemente vi è stata soltanto una chiusura completa (capacità di circa 5 milioni di 
tep), sostanzialmente perché i raffinatori sono riluttanti a prendere queste decisioni molto 
strategiche, considerata la loro natura a senso unico e i pesanti oneri ambientali che esse 
comportano. 
Non è stata operata la necessaria riduzione della capacità di distillazione del greggio a 
causa dell'incertezza circa l'eventuale ripresa della domanda e a quale momento, 
dell'attuale tendenza a ridurre i costi che ha consentito ai raffinatori di rimanere cash-
positive e della riluttanza dei singoli raffinatori ad affrontare implicazioni strategiche ed 
operative, nonché dei notevoli costi delle chiusure di raffinerie 
A causa di questa situazione della distillazione primaria e della conversione, i raffinatori, 
la maggior parte dei quali hanno almeno una capacità parziale di conversione, si trovano 
in una situazione di stallo in quanto i margini cash pur bassi sono positivi, ma non sono 
sufficienti a rendere redditizi investimenti su impianti di conversione. 
Alla luce di tutti questi fattori, l'industria è confrontata ad una situazione di straordinaria 
incertezza circa le prospettive per il settore e ripiega su posizioni di attesa (wait-and-see) 
circa le decisioni sulla capacità. La tabella E5 fornisce dettagli sull'espansione e la 
riduzione netta di capacità, già consigliata all'inizio del 1995. La tabella E6 fornisce 
dettagli sulla capacità estera di raffinazione dell'OPEC alla fine del 1995. 
27 
E.2.4 Effetti degli scambi intemazionali sulla redditività della raffinazione 
In generale, la bilancia commerciale dei prodotti petroliferi nella CE è migliorata negli 
ultimi anni (cfr. grafici C.6/7/8/9 negli allegati precedenti). Permangono alcune 
preoccupazioni circa il fatto che eventuali riduzioni della capacità di raffinazione 
realizzate nella CE vengano compensate da un aumento delle importazioni, impedendo 
così un miglioramento dei margini. 
Da notare al riguardo che le disposizioni del sistema di preferenze generalizzato che negli 
ultimi tempi hanno favorito le importazioni di prodotti petroliferi da alcuni paesi, 
diventeranno prossimamente più severe, in linea con l'obiettivo iniziale del sistema SPG 
di favorire l'investimento nei paesi meno favoriti. 
Le importazioni potrebbero diventare un fattore importante con l'aumento dell'autonomia 
di prodotti petroliferi dei paesi del lontano Oriente che può tradursi in una flessione delle 
esportazioni dalle raffinerie del Medio Oriente verso l'UE, oppure con l'aumento di 
esportazioni di prodotti petroliferi dalla CSI. In quest'ultimo caso, la probabile evoluzione 
delle interazioni a valle tra la CE da un lato e la CSI e i PECO dall'altro, permane poco 
chiara, considerata l'incertezza sul ritmo e sulla direzione degli sviluppi in tale regione. 
A breve-medio termine, i cambiamenti non dovrebbero incidere in modo rilevante 
sull'economia delle consegne di petrolio a valle. A più lungo termine, si considera che la 
CSI e i PECO investiranno nei loro impianti di raffineria per correlare maggiormente la 
loro produzione alla domanda intema, con esportazioni di greggio anziché di prodotti, 
un'opzione più redditizia rispetto all'attuale prassi di esportare le eccedenze di prodotti sui 
mercati intemazionali. 
Negli USA, le iniziative per introdurre la "Reformulated Gasoline", onde ridurre le 
emissioni nocive, ha avuto delle ripercussioni sui raffinatori comunitari, nel senso che 
alcuni importatori americani, a seguito dei cambiamenti logistici, hanno ridotto, 
temporaneamente, le importazioni di benzina. Alcuni paesi e società sostengono che le 
nuove normative introdotte nel 1995 hanno favorito i raffinatori americani. La situazione 
è comunque in evoluzione e resta da vedere quale sarà l'effettivo impatto a lungo termine 
sulla redditività della raffinazione comunitaria. 
E.3 Prospettive della raffinazione 
L'opinione generale è che le previsioni per il settore siano caratterizzate da un insolito 
livello di incertezza, cosa che ostacola l'impegno dell'industria verso il settore nel suo 
insieme. La maggior parte dei soggetti industriali adotta un atteggiamento di attesa (wait-
and-see) in materia di decisioni strategiche. 
Più specificamente, gli operatori riconoscono che si dovranno chiudere altre raffinerie 
prima che i margini possano ritornare a livelli accettabili a breve e medio termine, anche 
se permane la possibilità che l'eccedenza di capacità attualmente registrata abbia 
unicamente un carattere temporaneo. 
Si riconosce tuttavia la difficoltà di procedere ad ulteriori chiusure a causa dei pesanti 
costi ad esse correlate. 
28 
Un altro fattore che si ritiene freni le decisioni in materia di chiusura è il problema dei 
costi di pulizia, come già indicato in precedenza. Anziché chiudere le raffinerie non 
redditizie, i proprietari sono tentati di mantenerle operative ad un livello minimo ("tick-
over"), con investimenti anch'essi minimi e producono le quantità e qualità di prodotti 
necessarie per restare "cash-positive". Questo indirizzo contribuisce ovviamente alla 
generale situazione di eccedenza dell'offerta. In queste circostanze, come alternativa ai 
costi di chiusura, alcuni raffinatori, per motivi strategici o di altro tipo, possono essere 
indotti a vendere ad acquirenti per i quali intenti strategici c/o circostanze economiche 
rendono l'acquisto interessante. I nuovi proprietari, dovendo remunerare un basso livello 
di capitale investito, possono operare con profitto a margini che coprono unicamente i 
costi operativi, con la conseguenza di indebolire ulteriormente in modo diretto i margini 
di raffinazione nell'intero settore. 
I raffinatori congelano quindi i loro investimenti - a parte quelli obbligatori di 
manutenzione o quelli stabiliti per legge - data l'assenza di qualsiasi prospettiva di 
miglioramento a breve o addirittura a medio termine Anche per gli investimenti 
obbligatori, i raffinatori temono di non ricavare utili sufficienti e tutto ciò produce un 
atteggiamento di attesa nell'industria. 
In questa situazione, va anche menzionata la concorrenza esercitata da altre parti del 
mondo onde attrarre investimenti industriali. È possibile conseguire altrove maggiori utili. 
Le società petrolifere intemazionali possono concentrare le loro limitate risorse di capitale 
in zone al di fuori della CE, dove le industrie di raffinazione possono diventare più 
competitive ed efficienti che nella Comunità, con le conseguenze che ciò comporta per 
l'intera economia comunitaria. 
29 
ALLEGATO F 
Marketing dei prodotti petroliferi 
F.l Definizione del sottosettore marketing 
Il sottosettore del marketing comprende il trasporto dalle raffinerie ai consumaton 
mediante navi, mezzi stradali o ferroviari a seconda dei prodotti. Le consegne ai 
consumatori sono talvolta dirette, ma avvengono di norma mediante depositi intermedi 
usati come base per la distribuzione più locale. Nel caso della benzina e del combustibile 
diesel, la maggior parte dei clienti si rifornisce alle stazioni di servizio (cioè di 
rifornimento), spesso di proprietà delle società titolari di raffinerie o gestite in franchigia 
da esse. La pressione concorrenziale è tale che gli operatori cercano di offrire un servizio 
di qualità superiore rispetto ai loro concorrenti. 
F.2 Statistiche sulle vendite al dettaglio 
Dal 1985, il numero delle stazioni di servizio nella CE è stato in costante calo. Il totale 
di stazioni nella CE-15 è ora di 122.900, cioè una riduzione del 23% rispetto alle 158 700 
stazioni attive nel 1985. (La tabella F.l fornisce dettagli sull'evoluzione di questi siti 
durante il periodo in ciascuno Stato membro, mentre il grafico F.l presenta l'evoluzione 
nell'intera CE). 
Queste riduzioni del numero di siti sono avvenute in quanto gli operatori hanno cercato 
di aumentare i volumi di carburante venduti per stazione e di ridurre quindi i costi unitari 
(cfr. il grafico F.2 per l'evoluzione dei volumi venduti per sito nella CE-12) L'evoluzione 
del settore al dettaglio negli ultimi anni è stata caratterizzata dalla rapida espansione in 
alcuni paesi di vendite presso ipermercati che sono avvenute in gran parte a scapito di 
quelle delle società petrolifere tradizionali. 
F.3 Quote di mercato delle vendite al dettaglio e redditività 
A livello di quote di mercato, negli ultimi dieci anni le grandi imprese tradizionali 
integrate e gli indipendenti hanno perso terreno rispetto agli ipermercati e alle cosiddette 
società petrolifere nazionali e agli operatori appartenenti ad interessi del paese di 
produzione. 
Gli ipermercati si sono affermati in particolare in Francia e nel Regno Unito dove 
continuano a migliorare la loro posizione grazie ad una politica di forte concorrenza dei 
prezzi. La struttura concorrenziale del mercato dei carburanti sta quindi cambiando 
notevolmente. 
30 
A seguito di questo sviluppo, negli ultimi tempi si è affermata una crescente tendenza alla 
razionalizzazione del mercato da parte delle società integrate nelle vendite di carburante, 
nell'ambito della quale, attraverso una politica di permutazione selettiva (swaps) e di 
chiusura di stazioni di benzina, le società hanno concentrato le loro vendite in determinate 
arce geografiche. Anche se la situazione del marketing si configura in genere migliore 
rispetto a quella della raffinazione indubbiamente, in alcune zone, l'affermarsi degli 
ipermercati rispetto ad attività prima considerate un feudo delle società petrolifere 
tradizionali, incide sull'economia del sottoscttorc marketing. 
F.4 Questioni di armonizzazione 
Le disparità fiscali in molti Stati membri e le tasse applicate al diesel e alla benzina hanno 
fatto salire la domanda di diesel a scapito della benzina, accentuando cosi nella CE il 
divario tra la produzione e la domanda (tabella E.4). 
Le disparità fiscali tra gli Stati membri, relativamente agli stessi prodotti, non hanno 
inoltre consentito la soppressione delle frontiere fiscali, causano costi, distorsioni di 
mercato e concorrenziali ed hanno posto il problema delle frodi Come richiesto dai 
rappresentanti dell'industria e delle amministrazioni nazionali al dibattito sulla 
problematica fiscale svoltosi a Lisbona il 13-15 novembre 1995, l'armonizzazione dei 
regimi fiscali è ora considerata un elemento necessario per raggiungere gli obiettivi del 
trattato rispetto al mercato intemo. 
Circa le norme di prodotto, attualmente nella CE esiste una proliferazione di specifiche 
in materia di carburanti che derivano da differenze spesso relativamente piccole nei vari 
Stati membri per prodotti essenzialmente simili. Alcuni operatori sostengono che la 
normalizzazione di queste specifiche nella CE consentirebbe una notevole semplificazione 
delle modalità logistiche, facilitando riduzioni di costo che potrebbero, almeno in parte, 
ripercuotersi sui consumatori. Altri considerano queste variazioni nelle specifiche utili ai 
fini di una concorrenza normale sulla qualità. 
31 
ALLEGATO G 
Glossario 
Le seguenti definizioni dei termini possono essere utili soprattutto per coloro che non posseggono 
conoscenze specialistiche dell'industria petrolifera. Per facilità d'uso, esse sono presentate in ordine 
alfabetico (seguendo il testo inglese). 
ACEA: Associazione dei costruttori europei di automobili. 
ASEAN: Associazione delle nazioni del Sud-Est asiatico. 
BAT: Best Available Technology (Migliore tecnologia disponibile). 
bbl: Barile, misura di volume usata dall'industria petrolifera. Un metro cubo corrisponde a 6,29 
barili. Una tonnellata metrica di greggio corrisponde a circa 7,33 barili 
bn: Miliardi. 
bt: Miliardi di tonnellate metriche. 
btep: Miliardi di tonnellate metriche equivalente petrolio. 
Capacity creep: Un termine industriale usato per descrivere la lenta ma costante espansione della 
capacità effettiva rispetto alla capacità nominale di un impianto che normalmente risulta dai 
miglioramenti apportati dagli operatori agli impianti, eliminando le strozzature nel flusso di liquidi 
trattati, ecc 
PECO: I paesi dell'Europa centrale e orientale - cioè i paesi satelliti dell'ex Unione Sovietica, 
dell'Europa centrale e orientale, più gli Stati baltici 
CSI: La Comunità degli Stati indipendenti - cioè i paesi dell'ex Unione Sovietica. 
Capacità di conversione/impianto di conversione: Una sottocategoria della capacità/impianto di 
valorizzazione (cfr. più avanti). Gli impianti di conversione trasformano l'olio combustibile o altri 
prodotti intermedi del processo di raffinazione aventi un valore di olio combustibile in distillati 
medi e leggeri, consentendo così ai raffinatori di correlare maggiormente la produzione alla 
domanda. 
Greggio: Olio minerale esistente allo stato naturale, sotto terra o sul fondo marino. 
Qualità di greggio: I greggi presentano diverse qualità importanti per i raffinatori, tra le quali le 
più importanti e maggiormente note sono il tenore di zolfo e la densità. Nel linguaggio corrente, 
la densità esprime il rapporto leggerezza/pesantezza del greggio. 
32 
Più il greggio è leggero, maggiore sarà la percentuale di prodotti più leggeri, e in genere con un 
valore supcriore, che possono essere distillati senza dover ricorrere a costosi processi di 
conversione (cfr. "Capacità di conversione/impianto di conversione" sopra). Di conseguenza, i 
greggi leggeri sono in genere più cari. Un altro punto degno di nota è il fatto che i greggi leggeri 
tendono, ma non sempre, ad avere un tenore inferiore di zolfo e quindi non richiedono nella stessa 
misura un trattamento di desolforazione che si aggiunge ai costi di raffinazione, un fattore di 
crescente importanza, considerate le specifiche sempre più severe in materia. Quando ciò si 
verifica, il valore di mercato del greggio aumenta a sua volta. 
Settore petrolifero a valle: Esso comprende: 
(i) accordi di trasporto e deposito inerenti alla fornitura di greggio e di petrolio in parte 
raffinato alle raffinerie, 
(ii) il processo stesso di raffinazione, 
(iii) gli accordi di trasporto, deposito, distribuzione e vendita inerenti alla circolazione dei 
prodotti petroliferi finiti dalle raffinerie ai consumatori. 
Le attività di cui a (i) sono spesso semplicemente designate come "forniture"; quelle di cui a (ii) 
come "raffinazione"; e quelle di cui a (iii) come "marketing" (distribuzione). Salvo se altrimenti 
indicato, questa terminologia semplificata è utilizzata in tutta la relazione. 
Le attività di "consegna" svolte nel quadro di (i) comprendono il trasporto di greggio via nave e/o 
oleodotti e/o containers alle raffinerie. 
Le attività di "raffinazione" di cui al punto (ii) comprendono la raffinazione sia del greggio che 
degli oli in parte raffinati (trasportati da una raffineria all'altra per ulteriore trattamento) in una 
complessa sequenza di processi chimici e di operazioni di miscela. Il risultato finale è un'ampia 
gamma di prodotti petroliferi finiti, destinati a varie applicazioni: carburante da trasporto o 
combustibile da riscaldamento, materie prime per l'industria chimica, materiali per la costruzione 
stradale, lubrificazione ed altri impieghi. 
Le attività di "marketing" di cui al punto (iii) comprendono il trasporto dalle raffinerie via nave, 
su strada, per ferrovia o mediante oleodotti ai consumatori. Le consegne sono talvolta dirette, ma 
in genere avvengono tramite depositi intermedi utilizzati come base per una distribuzione più 
locale. Nel caso della benzina e del carburante diesel, la maggior parte dei clienti sono rifomiti 
attraverso una rete di stazioni di servizio (di rifornimento), in molti casi di proprietà delle società 
proprietarie delle raffinerie o gestite in franchigia da esse. 
CE: Comunità europea: nella presente relazione, comprende tutti e 15 gli Stati membri, salvo 
indicazione contraria. 
ECU: Unità monetaria europea. 
EUROPIA: Associazione europea dell'industria petrolifera. 
Olio combustibile: I prodotti più pesanti ricavati dal greggio nel processo iniziale di distillazione. 
Essi servono a produrre prodotti pesanti finiti per centrali, caldaie di navi, ecc. 
ex URSS: ex Unione Sovietica. 
SPG: Sistema di preferenze generalizzate. 
33 
HFO: Heavy fuel oil (olio combustibile pesante). 
kPa: Migliaia di Pascals. 
LDC: Less Developed Countries (Paesi meno sviluppati). 
Distillato leggero. 1 prodotti più leggeri ricavati dal greggio nel processo iniziale di distillazione. 
Essi servono a produrre prodotti leggeri finiti, quali benzina, materie prime per l'industria chimica, 
ecc. 
MED: Mediterraneo. 
Distillato medio: I prodotti di peso medio rieavati dal greggio nel processo iniziale di distillazione. 
Essi servono a produrre prodotti finiti, quali il gasolio da autotrazione (carburante diesel) e il 
gasolio da riscaldamento (combustibile per il riscaldamento domestico). 
mt: Milioni di tonnellate. 
mta: Milioni di tonnellate l'anno. 
m : Metro cubo. 
GNL: Gas naturale liquido. 
NWE: North-Wcst Europe (Europa Nord-Occidentale). 
pa.: Per annum. 
ppm: Parti per milione 
Raffinazione: Processi chimici e fisici per separare i composti di idrocarburi del greggio e la 
conversione di alcuni di essi in altri composti da miscelare in vari prodotti finiti utilizzabili. 
Residuo: Olio combustibile ed altri prodotti pesanti intermedi ricavati nella fase di distillazione 
iniziale del processo di raffinazione. 
R/P: Riserve - produzione (rapporto - utilizzato per quanto riguarda le riserve di petrolio e di gas). 
"Prodotti primari": Quelli ricavati nel processo di distillazione primaria. 
TP A: Third Part Access (accesso di terzi). 
tpa: Tonnellate per annum. 
Capacità di valorizzazione/impianto di valorizzazione. Termine usato per descrivere il processo 
inteso a migliorare la qualità e il valore dei prodotti intermedi e del processo di raffinazione 
COV: Composti organici volatili. 
34 
Indice delle tabelle e dei grafici 
Tabelle B.l Evoluzione degli scambi di greggio 
B.2 Evoluzione degli scambi di prodotti petroliferi 
B.3 Evoluzione degli scambi di benzina 
B.4 Evoluzione degli scambi di nafta 
B.5 Evoluzione degli scambi di gas/olio diesel 
B.6 Evoluzione degli scambi di olio combustibile residuo 
Grafici B.l Riserve mondiali accertate di petrolio 
B.2 Distribuzione delle riserve mondiali 
B.3 Forniture mondiali di petrolio 
B.4 Quota OPEC nella produzione mondiale 
B.5 Prezzi del greggio 
B.6 Dipendenza dall'importazione di petrolio 
B.7 Valori medi API 
CI Consumo energetico lordo (UE-15) 1995 
C.2 Consumo energetico lordo (UE-15) 2005 
C.3 Domanda di prodotti petroliferi, UE-15 
C.4 Struttura del barile di petrolio 
C.5 Aumento della domanda di prodotti petroliferi, UE-15 
C.6 Scambi totali di prodotti, UE-12 
C.7 Esportazioni nette di benzina, UE-12 
C.8 Esportazioni nette di gasolio, UE-12 
C.9 Esportazioni nette di olio combustibile, UE-12 
Tabelle DI Tenore massimo di zolfo - gasolio 
D.2 Tenore massimo di piombo - benzina 
D.3 Tenore massimo di zolfo - benzina senza piombo 
D.4 Non utilizzati 
D.5 Costi di investimento ambientali 
D.6 Capacità di desolforazione 
E.l Evoluzione della struttura della raffinazione 
E.2 Capacità di raffinazione 
E.3 Capacità di conversione, UE-15 
E.4 Tasse e dazi, UE-15 
Grafici E.l Utilizzo della capacità di distillazione, UE-15 
E.2 Capacità di valorizzazione della raffinazione, UE-15 
E.3 Margini di raffinazione 
E.4 Divano di prezzo tra Brent/Dubai & benzina con piombo/olio combustibile 
E.5 Ulteriore espansione netta o riduzione netta di capacità, UE-15 
E.6 Raffinazione estera OPEC 
Tabella F. 1 Numero di rivenditori al dettaglio 
Grafici F.l Marketing dei prodotti petroliferi, UE-15 
F.2 Produzione media per stazione di servizio, UE-12 
35 

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. ÒECD countries 
of which : 
. Norway 
OPEC countries 
of which : 
Algeria 
Iran 
Iraq 
Kuwait 
Libya 
Nigeria 
Saudi Arabia 
Venezuela 
3. Ex - USSR 
4. Other countries 
of which : 
• Egypt 
Mexico 
TOTAL EXPORTS 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 
87.4 467.5 
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 
67.8 100.0 
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 
18.2fî 
45:8 
13.6 
49.6 
32.5 
82.8 
7.5 
66.7 
52.1 
8.2 
10.2 
96.1 100 
18 
18 
56 
4 
10 
3 
11 
7 
18 
2 
15 
11 
2 
2 
NET IMPORTS/(EXPORTS) 289.6 399.7 405.9 
* Refinery Feedstocks and NGL included. 
** For 1985. EU - 12 does not include ex-GDR. 
Sources : IEA Statistics and Eurostat TABLE B.l 1 
EU - 12 - Evolution of all petroleum products trade 1985 - 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 : 
v United States 
NET IMPORTS/tEXPORTS) 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 
1 179.5 
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 
123.4 
9.8 157.5 
12.6 
43.0 22.0 100 
27 
7 
6 
9 
32 
9 
6 
6 
7 
3 
20, 
3 
6 
12 
1 165.4 
76.0 
20.4 
6.6 
5.4 
6.5 
22.2 
8.4 
0f7 
4.0 
4.4i 
3.2 
10.4 
0.9 
1.2 
20.9 
2.1 
165.6 
12.1 
(0.2) 100 
27 
9 
7 
9 
29 
11 
1 
5 
6 
4 
14 
1 
2 
27 
3 
* For 1985. EU - 1 2 does not include ex-GDR. 
Sources : IEA Statistics and Eurostat TABLE B.2 £ 
EU - 12 - Evolution of total gasoline trade 1985 - 1990 - 1994 
1985 
Mta 1990 1994 
Mta 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 
3. Ex - USSR 
4. Romania 
5. Other Eastern Europe 
countries 
6. Other countries 
of which : 
• Egypt 
TOTAL EXPORTS 
of which : 
. United States 
NET IMPORTS/(EXPORTS) 17.2 
414 
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 
23.9 
5.9 
(6.7) 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 
35.3 
5.1 
(6.9) 100 
34 
15 
6 
5 
22 
8 
3 
3 
8 
0 
10 
5 
6 
23 22.5I 
5.1 
2.3| 
0.9Ì 
0.9] 
o.o; 
0.3] 
0.2 ì 
o.o1 
0.1 
0.1 
0.0! 
2.4; 
0.0! 
37.5i 
i 
i 
6.8' 
(15.0)i 100 
45 
18 
18 
0 
6 
4 
0 
2 
2 
0 
47 
0 
* For 1985, EU - 12 does not include ex-GDR. 
Sources : IEA Statistics and Eurostat TABLE B.3 
EU - 12 - Evolution of naphtha trade 1985 - 1990 - 1994 
1985 • 
Mta 1990 1994 
Mta 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 
4. Romania 
5. Other Eastern Europe 
countries 
6. Other countries 
of which : 
• Egypt 
TOTAL EXPORTS 
of which : 
. United States 21.9 
16.5 
2.7 
0.5 
0.2 
0.2 
6.5 
2.9 
1.4 
1.1 
0.5 
0.0 
4.8 
0.8 
1.7 
0.3 100 
16 
40 
18 
8 
7 
3 
0 
29 
10 
12.0 
1.0 24.3 
16.5 
3.1 
0.5 
0.2 
0.6 
7.2 
2.2 
2.1 
1.3 
1.3 
0.2 
2.9 
0.3 
0.0 
3.0 
0.3 
14.7 
0.7 100 
19 
3 
1 
4 
43 
13 
13 
8 
8 
1 
1^ 
2 
0 
18 22.8i 
13.9] 
1.6] 
0.4Ì 
0.3! 
0.1 
7.5! 
4-1 
0.5] 
1.0] 
1.8Ì 
0.0] 
0.3! 
0.0] 
O.O] 
4.5] 
0.9Ì 
13.4i 
i 
i 
0.5' 100 
12 
3 
2 
1 
54 
29 
4 
7 
13 
0 
2 
0 
32 
NET IMPORTS/(EXPORTS) 9.9 9.6 9.4i 
For 1985, EU - 12 does not include ex-GDR. 
Sources : IEA Statistics and Eurostat TABLE B.4 4 
EU - 12 - Evolution of oas/diesel oil trade 1985 - 1990 - 1994 
1985 
Mta 1990 1994 
Mta Mta % 
TOTAL IMPORTS 
EXTRA - EU imports 
(1+2 + 3 + 4 + 5+6) 
1. OECD countries 
of which : 
Norway 
Sweden 
. United States 
2. 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 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 
8 
0 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 47.71 
20.2] 
6.5] 
2.5Ì 
2.4] 
0.8] 
2.8! 
1-5 
0 2] 
Ò.7] 
0.7i 
0.0] 
6.o! 
0.4] 
0.4! 
4.1 100 
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 48.7i 
i 
i 
1.5' 
NET IMPORTS/(EXPORTS) 25.7 15.1 (1.0)i 
* For 1985, EU - 12 does not include ex-GDR. 
Sources : IEA Statistics and Eurostat TABLE B.5 
EU - 12 - Evolution of residual fuel oil trade 1985 - 1990 - 1994 
1985 * 
Mta 1990 1994 
Mta 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 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 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 
0.2 100 
21 
4 
10 
1 
36 
3 
4 
8 
8 
9 
1 
8 
15 
1 42.1 
21.5] 
4.0] 
1.3] 
1,5] 
0.7' 
7.5] 
J..0Ì 
1.5] 
O.81 
3.0] 
3.7! 
0.3] 
0.5] 
5.5] 
1.1 100 
19 
6 
7 
3 
35 
S 
7 
4 
14 
17 
1 
2 
26 
51 
TOTAL EXPORTS 
of which : 
. United States 33.3 
1.6 38.5 
3.6 37.8i 
1 
1 
2.8' 
NET IMPORTS/(EXPORTS) 12.0 1.7 4.3i 
* For 1985, EU - 12 does not include ex-GDR. 
Sources : IEA Statistics and Eurostat TABLE B.6 ^ 
WORLD PROVEN CONVENTIONAL OIL RESERVES 
AT CURRENT MARKET PRICES 
1100 
1000 H 
4> u u 
e 
CO 
Source. BP Statistical Review Proven Reserves R/P Ratio 
CHART B.l 
V 
DISTRIBUTION OF WORLD OIL RESERVES 
END 1994 
Middle East 
66% 
Total Reserves = 137 Bn. tonnes 
Source: BP Statistical Review Asia & Australasia 
4% 
Africa 
6% 
North America 
3% 
Latin America 
13% 
^ OECD Europe 
2% 
Former Soviet Union 
6% 
CHART B.2 
°^ 
70 WORLD OIL SUPPLY 
60 + 
50 + 
40 
30 
20 4-
10 + 
0 OPEC Supply 31.5 Mb/d 
Non-OPEC Supply 
i > 17 Mb/d 27 Mb/d 
-i 1 u 
1970 1972 1974 1976 1978 1980 1982 x1984 1986 1988 1990 1992 1994 
CHART B.3 
^S 
OPEC SHARE OF WORLD OIL PRODUCTION 
Source: BP Statistical Review CHART B.4 
CRUDE OIL PRICES 
1970 to 1994 
Nominal $/bbl 1994 $/bbl CHART B.5 
90°/< 
80% 
60% 
0% OIL IMPORT DEPENDENCY 
EUROPEAN UNION 15 
1990 1992 
Source: European Commission Estimates 1995 2000 
JLU E EU plus NorwayJ 2005 
CHART B.6 
^ 
AVERAGE API VALUES OF CRUDE-OIL SUPPLIES 
IN THE EU 1985 - 1995 
38 
37 h 
36 
35 
34 
33 
32 i inni m nun inn II • ; • I J I I I I I I I M I I I M Ill MIMI I 1 I I I I M I t I i I Mill 
JAN JAN JAN JAN.. JAN JAN JAN JAN JAN JAN JAN 
I 85 I 86 I 87 I 88 I 89 I 90. I 91 I 92 I 93 I 94 I 95 
Source : Crude Oil Register 
CHART B.7 
^ 
GROSS ENERGY CONSUMPTION 1995 
EUROPEAN UNION 15 
RENEWABLES 
5% f4Mt0e 
NUCLEAR 
15% 
205 Mtoe 
277 Mtoe 
TOTAL = 1369 Mtoe 574 Mtoe 
SOLIDS 
17% 239 Mtoe 
-^ CHART C.l 
GROSS ENERGY CONSUMPTION 2005 
EUROPEAN UNION 15 
RENEWABLES 
NUCLEAR 
14% 
212 Mtoe 
TOTAL 1521 Mtoe 102 Mtbe 
606 Mtoe 
SOLIDS 
16% 237 Mtoe CHART C.2 
Oil Product Demand 
European Union 15 
Source: Commission Estimates IHOthers DFuei oU • Middle distillates ^Gasolines CHART C.3 
Demand Barrel Shape - W. Europe 
H Others • Fuel oil M Middle distillates M Gasolines I CHART C.4 
12000 INCREMENTAL OIL PRODUCT DEMAND 
European Union 15 
10000 4 
8000 
6000 
4000 4 
2000 4 
•2000 
95/92 
Source: Commission Estimates 2000/95 Excludes LPG and Refinery Gases 
2005/00 
H Gasolines M Middle distillates • Fuel oil D Others CHART C.5 
«*o 
200 Total Products Trade 
European Union 12 
1980 1982 
Source: 1EA 1984 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 
Imports C3 Exports 1994 
CHART C.6 
^ST 
16 
14 
12 
10 Net Exports Mt Gasoline Net Exports 
European Union 12 Consumption Mt 
120 
105 
6 4 
2 4 
V/MiiWA wm 
fli! 
WMA m Èli 
m$®i 
1980 1982 1984 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 
Source: 1EA [ìlIlNet Exports -*-Consumption CHART C.7 
S 
Net Exports Mt Gas Oil Net Exports 
European. Union 12 Consumption Mt 
* r 200 
1980 1982 
Source: 1EA 1984 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 
WMNci Exports —*— Consumption | 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 
[JllII Net Exports —*— Consumption! 1994 
CHART C.9 
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 
of 23.03.1993 Automotive 
1 Gas Oil 1 
Maximum Lead Contents for Petrol TABLE D.2 
Directive Product Lead Content [gms/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 1 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 
^ 
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 
Xi 
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) 
1980 1988 1995 
Refinery No Primary No Primary No Primary 
Type Distil. Distil. Distil. 
Capacity Capacity Capacity 
mta % mta % mta % 
Simple 62 249 27 16 43 7 14 37 6 
Semi-
complex 24 148 16 20 89 15 13/ 52 9 
Complex 55 523 57 58 460 78 66 506 85 
Total 141 920 100 94 592 100 ' 93 595 100 
of which: 
Refineries 
>1 mta 129 915 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 
2.1 
8.0 
11.0 
0.6 
12.0 
7.3 
2.2 
16.4 
2.1 
"3.2 
1.4 8.6 
1.3 
0.7 
0.8 
7.1 
5.1 
0.5 
2.5 
1.1 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 & 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 
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 
88.0 
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 : Vis breaker 0.33 ---.Hydro cracker 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 dieseioii 
Heating gasoil 
LPG (Vehicles) ' 
LPG (Heating) 
Heavy fueloii HTS 
Heavy fueloii BTS 0) 
3 g-
Ô) 
CO 
21.0 
21.0 
21.0 
21.0 
21.0 
21.0 
21.0 
21.0 re 
E c re Û 
25.0 
25.0 
25.0 
25.0 
25.0 
25.0 
25.0 
25.0 T3 
C 
re 
o 
10 
"3 
Q 
15.0 
15.0 
15.0 
15.0 
15.0 
15.0 
15.0 
15.0 re 
ÛJ 
18.0 
18.0 
18.0 
18.0 
18.0 
18.0 
18.0 
18.0 ra c re 
Q. 
</) 
16.0 
16.0 
16.0 
16.0 
16.0 
16.0 
16.0 
16.0 0) o c re 
20.6 
20.6 
20.6 
20.6 
20.6 
20.6 
20.6 
20.6 TI 
C re 
21.0 
21.0 
21.0 
12.5 
21.0 
12.5 
12.5 
12.5 re 
75 
19.0 
19.0 
19.0 
19.0 
19.0 
10.0 
10.0 
10.0 3 
O 
JO 
E 
0) X 3 _l 
15.0 
12.0 
15.0 
12.0 
6.0 
6.0 
12.0 
12.0 X» c re 
4> 
"8 
z 
17.5 
17.5 
17.5 
17.5 
17.5 
17.5 
17.5 
17.5 JZ u '5 
0) 
o 
20.0 
20.0 
20.0 
20.0 
20.0 
20.0 re 
3 •c 
O 0_ 
17.0 
17.0 
5.0 
17.0 
17.0 
5.0 
5.0 E o 
3 
, 22.0 
22.0 
22.0 
22.0 
22.0 
22.0 0) 
'C 0) 
> 
25.0 
25.0 
25.0 
25.0 
25.0 
25.0 D 
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 dieseioii 
Heating gasoil 
LPG (Vehicles) (1) 
LPG (Heating) (T) 
Heavy fueloii HTS (T) 
Heavy fueloii 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 
229 
17.8 
17.8 537.3 
494.2 
361.3 
361.3 
157.3 
1737 
43.5 
21.8 415.9 
361.7 
263.3 
5.4 
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 
(l)ROYAUME-UNI: par/by tonne ., 
Exchange rates as at 08.01.1996 
1 ECU = 13.2595 OS. 38 7384 BEF, 1.88485 DM, 7.29054 DKR. 158.542 PTA, 5.7135 FMK, 6.46731 FF, .844401 UKL, 309.318 DRA, 
.818238 IRL, 2068.64 LIT. 38.7384 LUF. 2.11041 HFL, 195.925 ESC, 8.6825 SKR 
N> 
-Sì TABLE E.A 
EU-15 DISTILLATION CAPACITY UTILIZATION* 
EVOLUTION 1985-1994 
MIO TONS 1000 
950 
1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 
Dist.Capacity(mio t) HI Crude lntal<e(mio t) 
-*— Utilization rate(%) 
N 
crude onlj', 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 80 120 160 200 240 
MIO/TONS YEAR. 
^ • CAT. CRACKING EQUIV. 
X 
Sources : Nat. Admin. 8c EC Reg. 1056/72 
CHART E.2 
REFINING MARGINS 1988-1995 
NW EUROPE & MEDITERRANEAN ZONES 
10 
9 
8 
7 
6 
5 
4 
3 
2 
1 
0 
-1 
-2 $/bbl (Quarterly Average) 
-— IEA-NWE-BRENT 
•*- WMC-NWE-ARAB L H— IEA-NWE-HYDROSKIM 
"$- WMC-MED-ARAB L 
J I II ! 
23412 3412 3412341234123412341234 
88 I 89 I 90 "I 91 I 92 I 93 I 94 I 95 I 
WMC : Wood Mackenzie 
co CHART E.3 
14 
13 
12 
11 BRENT/DUBAI & LEADED GASOLINE/FUEL OIL 
PRICE DIFFERENTIALS 
$/barrel 
' * 
** 
*— Brent/Dubai Differ. -*- Gasoline/FO l%s Dif. 
JAN APR JUL OCT JAN APR JUL OCT JAN APR JUL OCT JAN APR JUL OCT 
I 92 I 93 I .94 I 95 
u> Source : IEA Monthly Oil Market Report 
CHART E.4 
FUTURE NET EXPANSION OR NET REDUCTION 
IN THE REFINING CAPACITY OF THE EU-15 
ATMOS. DIST. 
REFORMING 
HYDROCRACK. 
GAT. CRACK. 
THERM. CRACK 
VISBREAKING 
COKING 
DESULPHURIS. 
OF MID. DIST. (thousand metric tons/year) 
After or date 
1995 1996 1997 not defined 
2400 - 2300 + 4400 
+ 100 
+ 580 
+ 273 - 280 + 700 
300 
+6672 +17029 + 1805 + 1600 
+ 1800 + 4700 
+ 100 
+ 1000 
+ 1040 
SOURCE : EC REGULATION 1056/72 -
QUESTIONNAIRES OF BEGINNING 1995 
TABLE E.5 
3e? 
OPEC FOREIGN REFINING 
Net Share in thousand barrels/day as of end 1995 
Asia/ Western USA Total 
Pacific Europe (3 reg.) 
Iran 32 - - 32 
Kuwait - 210 - 210 
Libya - ... 234 - 234 
Saudi Arabia 152 50 300 502 
U.A.E - 142 - 142 
Venezuela - 230 750 980 
Total OPEC 184 866 1 050 2 100 
Total of the region 14 803 14 151 15 354 44 308 
OPEC share 1.2% 6.1% 6.8% 4.7% 
in the region 
Source : DGXVII on the basis of OPEC 
official data & press articles 
TABLE E.6 
i N U 1U JL> JU JU UT 1 UIJAWJU JL\,JU 1 niJU UUIJULI J,(11N 111JU JU ^J JL O 
(in thousand of units at year end) 
Source : National Statistics 
TABLE F.l BE 
DK 
DE 
EL 
ES 
ER 
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 
20.8 
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 
13.3 
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 1969 1990 1991 1992 1993 1994 
158.7 157.3 151.5 147.7 144.7 138.6 132.6 129.4 126.8 122.9 
Source : National Statistics 
CHART F.l 
EU-12 EVOLUTION 1986-1994 OF AVERAGE 
THROUGHPUT PER SERVICE STATION 
MILLIONS. OF LITRES PER ANNUM 
1986 1987 1988 1989 1990 1-991 1992 1993 1994 
Source : Wood Mackenzie 
CHART F.2 



ISSN 0254-1505 
COM(96) 143 def. 
DOCUMENTI 
IT 12 
N. di catalogo : CB-CO-96-172-IT-C 
ISBN 92-78-02659-X 
Ufficio delle pubblicazioni ufficiali delle Comunità europee 
L-2985 Lussemburgo