lunedì, Maggio 17

La crisi della raffinazione field_506ffb1d3dbe2

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Il settore della raffinazione in Italia è in crisi da diversi anni ormai. L’impianto di Mantova è stato chiuso nel gennaio scorso, come a sottolineare che i problemi non sono finiti e che la via d’uscita è ancora lontana. Tra calo delle esportazioni e riconversione degli impianti in costante perdita, l’Italia sembra aver bisogno di un ‘restyling. I prodotti petroliferi del nostro Paese, un tempo richiesti da mezza Europa, soffrono la concorrenza degli esportatori asiatici, che anche a fronte di costi di trasporto maggiori, possono contare su costi di produzione (costo del lavoro, costo della tecnologia e mancanza di standard per l’ambiente) molto inferiori rispetto ai produttori italiani.

Per capire meglio quali siano i nodi principali attraverso cui passa il destino del settore della raffinazione in Italia, abbiamo raggiunto Elvira Oliva, ex-ricercatrice presso Nomisma Energia e oggi Project Manager nel gruppo Energy Brains. Grazie al suo contributo, abbiamo esplorato le cause interne e internazionali e le possibili soluzioni in mano al nuovo governo.

 

In Italia nel 2013 il calo delle esportazioni dei prodotti raffinati è stato del 15%. Quali sono gli esportatori con cui l’Italia compete e quali i mercati che l’Italia sta perdendo?

Sì, il calo delle esportazioni è un trend che si è consolidato negli ultimi anni. I mercati verso cui l’Italia esportava sono stati rappresentati dai Paesi dell’Europa occidentale e dell’area mediterranea. Nel primo caso, la stagnazione della domanda rende difficile la riconquista del terreno perduto, nel secondo, invece, un ruolo rilevante è la concorrenza di operatori, cinesi, russi, in prima linea sia per l’approvvigionamento di prodotti che nella costruzione di impianti in loco. Considerato questo contesto, è molto difficile immaginare un riposizionamento forte su questi mercati, se non attraverso partnership commerciali che sembrano piuttosto lontane dalla realizzazione.

Quali costi si impongono al settore della raffinazione in Italia che non si incontrano invece all’estero?

I costi di produzione per i produttori italiani sono più elevati per effetto degli oneri all’applicazione di normative in materia di tutela dell’ambiente e della salute. A cui si aggiungono i costi di trasporto delle materie prime. Ad aggravare la situazione in Italia è in particolare il carico fiscale, pensiamo alla Robin Tax.

Gli standard ambientali UE rappresentano un ulteriore costo per le raffinerie italiane che vogliono adeguarsi. Quali aspetti di queste regolazioni possono essere modificate per tagliare i costi?

In ambito comunitario sono due le direttive rilevanti nel settore: la direttiva sulla qualità dei carburanti (dir. 2009/30/CE) e la direttiva sulla tassazione dell’energia (dir. 2003/96/CE). Nel primo caso, l’obiettivo di raggiungere la riduzione del 6% dei gas serra con riferimento ai combustibili nel settore dei trasporti, impone dei limiti agli operatori europei, penalizzanti per la concorrenza con operatori non comunitari liberi da qualsiasi vincolo. Su richiesta delle associazioni di categoria, si sta provvedendo ad una revisione per i meccanismi di implementazione nel tentativo di contemperare la tutela della concorrenza e dell’ambiente. Sebbene non ci siano delle tempistiche certe. La necessità di revisione riguarda anche la direttiva sulla tassazione energetica, del 2003, per cui sarebbe auspicabile una tassazione che considerasse l’effettiva base energetica e non si applicasse per litro. Al di là di queste modifiche, la direttiva consente comunque di ottenere una buona convergenza delle imposte che si applicano alla benzina e al diesel.

Qual è l’impatto della primavera araba sulla crisi della raffinazione? Quanto è stato difficile sostituire il petrolio libico?

La primavera araba ha acuito la crisi del settore. In realtà già da molti anni, le raffinerie sono costrette a lavorare petrolio di qualità inferiore, per ragioni economiche e geopolitiche, tendenzialmente più pesante e viscoso, con contenuti di metalli. Oltre il dato tecnico, l’impatto dipende dal livello di esposizione e dalla capacità di diversificazione del singolo operatore. E’ questo il caso di Saras, la cui dipendenza di oltre un terzo (ca. 35%) dall’approvvigionamento libico ha reso difficile non subire i colpi della crisi in Libia. D’altro canto questo pone la questione di ripensare le configurazioni societarie: storicamente le compagnie internazionali sono proprietarie di impianti e facilities, anche nei Paesi produttori; la transizione verso partnership che coinvolgano importatori ed esportatori potrebbe essere una strada, come sembra confermare l’esperienza dell’impianto di Port Arthur, il più grande degli USA, gestito da Shell ed Aramco. Insomma, l’applicazione di ciò che Mattei propose per l’approvvigionamento di greggio anche al settore della raffinazione.

Le raffinerie italiane lavorano in media a un tasso di utilizzo del 72%. Negli USA, questo tasso è superiore al 92%. Quanto costa in più ai petrolieri questo sottoutilizzo? Esiste un vantaggio nel concentrare le attività di raffinazione su un numero inferiore di raffinerie, ma utilizzarle al massimo della capacità?

Secondo le stime, per non incorrere in perdite gli impianti devono lavorare almeno al 85% % della loro capacità produttiva. Attualmente in Italia, il tasso medio di utilizzo si attesta effettivamente sul 72%. I margini di raffinazione sono così negativi per tutti. I costi lordi si aggirano sui 4 dollari al barile, mentre i ricavi vanno da 1,5 a 2 dollari. La concentrazione della lavorazione in pochi impianti, senza l’adeguamento tecnico per lavorazioni in linea con la domanda non è una soluzione efficiente. D’altronde, la competizione vera è con impianti di ben altra taglia che si avvantaggiano di economie di scala più significative di quelle che risulterebbero dalla riduzione del numero di impianti.

Il petrolio è sempre stato un business, prima che un servizio di welfare. Non è nella logica del capitalismo chiudere le fabbriche che non producono abbastanza e in maniera efficace?

Nel caso della raffinazione bisogna riconoscere il valore strategico anche in termini di occupazione. In termini di indotto stiamo parlando di circa 600.000 posti di lavoro a livello europeo. D’altro canto, per i non addetti ai lavori, la chiusura di impianti è sinonimo di perdita di occupazione, prima ancora che di competitività per il sistema Paese. Pertanto, la strategia più lungimirante ed efficace è pensare alla riconversione degli impianti, consentendo la trasformazione in siti di stoccaggio o siti per la valorizzazione energetica dei rifiuti.

La crisi economica sta portando a una depressione nei consumi dei carburanti, una tra le componenti in maggiore calo per quanto riguarda la crisi delle raffinerie. Da dove dovrebbe ripartire il nuovo governo secondo Lei? Bisogna dare uno stimolo ai consumatori oppure sgravare il settore petrolifero dai costi per permettere la vendita di benzina a costi più bassi?

Fuori dalla logica dell’emergenza, gli interventi diretti sui costi, dal lato del consumatore come del produttore, non sono convincenti e rappresentano un palliativo più che una soluzione di medio-lungo periodo. In un Paese con il parco auto-moto tra i più grandi al mondo, lo stimolo ai consumatori riuscirebbe a risollevare la domanda. Non sarebbe una soluzione definitiva. Contemporaneamente, infatti, non va sottostimata la transizione verso forme di mobilità più sostenibili. A mio avviso, la crisi del settore deve essere affrontata rendendo gli operatori capaci di essere competitivi, facilitando gli investimenti ingenti, ma necessari per l’ottimizzazione degli impianti

ENI rappresenta più della metà del totale della capacità di raffinazione. Il suo calo nell’output, tuttavia, è inferiore alla media nazionale. Possiamo evincere che ENI stia lavorando meglio? Quali sono i fattori che la avvantaggiano da questo punto di vista? La grandezza (e quindi la capacità di spostare uomini e capitali con maggiore facilità)?

Se siamo d’accordo sulla necessità di investimento richiesta per affrontare le sfide del settore, in termini di diversificazione degli approvvigionamenti e adeguamento della produzione di prodotti in linea con le richieste del mercato, bisogna considerare le capacità che Eni, come gli altri grandi operatori, hanno di coprirli con i proventi delle altre attività del loro business, differenza principale rispetto ad operatori più piccoli o indipendenti per cui, invece, la raffinazione è il core business.

Dopo la chiusura di Mantova, in Italia rimangono 13 raffinerie. Crede che questo sia un numero al di sotto del quale l’industria non è pronta a scendere?

La questione centrale non è la soglia del numero di impianti di raffinazione, quanto la capacità di sopravvivere in un mercato rivoluzionato sia dal lato della domanda sia dal lato dell’offerta. A livello nazionale ed europeo, alla compressione dei consumi ha fatto da contraltare lo spostamento della domanda verso le economie emergenti, Cina ed India in primis. A questo si aggiungono le difficoltà di approvvigionamento delle materie prime, per effetto delle crisi politiche nei principali Paesi fornitori. Nel frattempo, Cina, India investono nella costruzione di impianti, sostenendo operazioni simili anche nei Paesi produttori, come l’Iran. Il quadro a tinte fosche si completa ricordando la trasformazione degli Usa, tra i principali mercati di allocazione dei prodotti, da importatore ad esportatore, a seguito rivoluzione di shale gas e tight oil. Considerate queste condizioni, essere competitivi risulta una sfida ardua, che prescinde dal numero degli impianti.

Per quanti dei 13 impianti rimasti è possibile raggiungere la sostenibilità economica? Il nuovo quadro passa per forza dalla dieselizzazione?

Occorre considerare che ancora per i prossimi 5-10 anni il settore vivrà un periodo di tassi di utilizzo ridotto, dovendo affrontare anche la sfida posta dall’attuale surplus di benzina e deficit di distillati. Un fattore che influenzerà i margini di raffinazione, quindi i profitti, sarà la proporzione di distillati rispetto alla nafta e alla benzina. Secondo le previsioni al 2035, il 60% del greggio richiesto sarà destinato al gasolio, posto l’aumento di richieste anche per impieghi alternativi all’autotrazione (bunkeraggio, petrolchimica). La rilevanza assunta dagli standard di zolfo, inoltre, richiederà unità di trattamento secondario con elevate capacità di solforazione. Questa strada dovrà, comunque, portare a tassi di utilizzo non inferiori all’85% per riacquistare la sostenibilità economica. Nel caso italiano, la strada per la sopravvivenza passa, dunque, per investimenti sostanziali di ristrutturazione del settore.

 

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