2.3 Analisi della struttura e delle funzioni di costo nel ... petrolio costituisca una...

2.3.1. Il trasporto petrolifero

Le diverse modalità di trasportoÈ sufficiente osservare una mappa geografica che

mostra dove si situano i paesi produttori e quelli consu-matori di petrolio per rendersi conto di quanto siano enor-mi le quantità di questa fonte energetica che devono esse-re trasportate su lunghe distanze (fig. 1).

Le aree di produzione petrolifera sono nella maggiorparte dei casi molto lontane dai paesi industrializzati,

cioè dai principali consumatori di petrolio. Nel 2003, circa2,3 miliardi di tonnellate di greggio e di prodotti raffinatisono stati trasportati su lunghe distanze. Il greggio costi-tuisce il 78% di tale quantità, e questo enorme volumecresce costantemente (�19% dal 1996, �7% dal 2000)in funzione dell’aumento del consumo mondiale di petro-lio. In breve, quasi la metà di tutto il greggio prodotto nelmondo viene trasportato su lunghissime distanze (tab. 1).

Un esame del trasporto marittimo di idrocarburi sultotale del commercio marittimo mondiale rivela come il

85VOLUME IV / ECONOMIA, POLITICA, DIRITTO DEGLI IDROCARBURI

2.3

Analisi della strutturae delle funzioni di costo nel trasporto

e nella raffinazione di petrolio

STATI UNITI - CANADA

AMERICA LATINA

produzione nel2002 di greggioe GNL

flusso di greggioe prodottipetroliferi

capacità diraffinazione(al 1˚ gennaio 2003)

consumi nel2002

EUROPA EX URSS

CINA

AFRICA

MEDIOORIENTE

1015375

485 935 985

515

dati in milioni di tonnellate

400 295

165

120

200

560

220

215

110

155

185

120

200

130

210

210

465

320

840755

425

170 810

730

280260

170

330

RESTO DELL'ASIAOCEANIA

120150

10010

3030

30

35

1515

10

50

60

35

5025

80

1090

20

15

757510

60

40

30

10

20

fig. 1. Il petrolio nel mondo (2002).

petrolio costituisca una significativa, anche se decre-scente, quota del commercio complessivo. Allo statoattuale rappresenta il 30% del totale delle tonnellate permiglia coperte (fig. 2).

Il petrolio è un liquido inquinante e dai vapori com-bustibili; il suo trasporto presenta quindi alcuni proble-mi. Quando viene effettuato per mare, richiede l’utiliz-zo di navi speciali. Gli oleodotti possono eliminare la

necessità di ricorrere alla via marittima, ma implicanoinvestimenti elevati e costi di manutenzione che si giu-stificano solo in presenza di un traffico consistente eduraturo.

Entrambe le forme di trasporto (nave cisterna o con-dotta) presentano vantaggi e svantaggi. La sicurezza el’ambiente stanno acquisendo oggi un’importanza sem-pre maggiore e sono i principali criteri in base ai quali

86 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI

I FONDAMENTALI ECONOMICI DEGLI IDROCARBURI

* 10 milioni di tonnellate non imputate.

tab. 1. Importazioni ed esportazioni di petrolio(Commercio petrolifero 2002 in milioni di tonnellate)

A

Da

StatiUniti

CanadaAmericaLatina

Europa Africa Cina GiapponeAltriAsia

Restodel

mondoTotale

Stati Uniti – 4,9 15,9 10,7 0,5 1,1 4,0 5,2 1,0 43,3

Canada 95,5 – 0,2 0,5 – – 0,2 0,1 0,2 96,7

America Latina 195,4 6,4 8,4 23,2 0,6 0,9 0,9 7,6 4,7 248,1

Europa occidentale 57,0 24,6 3,5 – 10,0 3,6 0,7 5,4 2,3 107,1

CSI 9,8 – 7,4 214,6 0,5 8,1 1,2 10,4 2,5 254,5

Medio Oriente 114,7 6,9 14,5 161,1 36,9 38,9 195,4 324,1 3,2 895,7

Nord Africa 13,6 5,1 6,2 87,3 4,0 0,3 3,6 5,7 – 125,8

Africa occidentale 55,5 1,0 9,9 35,2 2,7 9,5 3,8 38,3 – 155,9

Altri Africa – – – – – 6,4 1,5 0,8 – 8,7

Australasia 2,9 – – – – 1,6 4,4 11,6 0,3 20,8

Cina 1,3 – 0,5 0,3 – – 4,1 10,3 – 16,5

Giappone 0,3 – – 0,1 – 1,6 – 2,2 0,6 4,8

Altri Asia Pacifico 8,3 0,1 – 4,5 0,3 28,4 28,3 32,0 – 101,9

Altri non identificati 6,7 2,5 – 49,9 – – 2,4 1,3 – 61,8

Totale 561,0 50,5 66,5 587,4 55,5 100,4 250,5 455,0 14,8 2.151,6*

Gt/

mig

lia

0

8.0006.0004.0002.000

10.00012.00014.00016.00018.00020.00022.00024.000

tutti i prodotti

petrolio greggio

prodotti petroliferi

anno

1968

1970

1972

1974

1976

1978

1980

1982

1984

1986

1988

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

fig. 2. Commerciomarittimo mondiale.

vengono misurati siffatti pro e contro. Il trasporto permezzo di condotte è chiaramente più sicuro, sebbene glioleodotti possano rompersi o essere sabotati. Negli ulti-mi anni sono stati compiuti numerosi progressi nella sicu-rezza del trasporto marittimo; malgrado questi miglio-ramenti, rimane sempre il fatto che un singolo inciden-te a una nave cisterna, con il conseguente inquinamentoche produce, è sufficiente a dare un’immagine estrema-mente negativa del trasporto via mare di idrocarburi. For-tunatamente, simili incidenti sono estremamente rari inproporzione al volume di traffico (tab. 2).

In ogni caso, la maggior parte degli acquirenti di greg-gio non ha possibilità di scegliere la modalità di trasporto,che è sin da subito determinata dalle infrastrutture diapprovvigionamento esistenti. Il trasporto via mare è ilmetodo meno costoso, più flessibile e più comune (oltrea essere, in molti casi, la sola possibilità praticabile). Ilpetrolio prodotto nel Mare del Nord e nella maggior partedei paesi africani e degli Stati del Medio Oriente vienetrasportato via mare.

In alcuni casi, tuttavia, l’acquirente può scegliere traun trasporto esclusivamente via mare e una combinazio-ne mare-oleodotto. Per es., il greggio saudita può esseretrasportato in Europa utilizzando petroliere che circum-navigano l’Africa passando per il Capo di Buona Spe-ranza, oppure attraverso l’oleodotto egiziano denomina-to Sumed, che collega il Mar Rosso al Mediterraneo.

La Russia, un altro grande esportatore di greggio, faricorso sia a una combinazione di trasporti via mare etramite oleodotti, come nel caso delle rotte che partonodal Baltico e dal Mare del Nord, sia all’utilizzo esclusi-vo di condotte, come nel caso dell’oleodotto Druzhbache attraversa l’Europa centrale e orientale in direzionedell’ex Repubblica Tedesca dell’Est (Deutsche Demo-kratische Republik, DDR).

Si può citare, come ulteriore esempio, il caso di unaraffineria nella regione di Stuttgart nella Germania del sudche ha a sua disposizione tre oleodotti per pompare greg-gio dai porti del Mediterraneo: la condotta sud-europea

(Fos-Strasburgo-Germania), il TAL (linea transalpina,Trieste-Austria-Baviera), il CEL (linea centro-europea,Genova-Germania del sud).

Diversi paesi il cui consumo di petrolio ha raggiuntoun livello apprezzabile hanno sviluppato proprie raffine-rie in grado di soddisfare gran parte dei fabbisogni loca-li. Pertanto, e nonostante l’esistenza in paesi come l’A-rabia Saudita e il Venezuela di enormi raffinerie costrui-te per alimentare l’esportazione di prodotti raffinati, iltrasporto di questi ultimi su distanze considerevoli è rela-tivamente trascurabile rispetto al trasporto di greggio. Tut-tavia, a causa degli squilibri regionali tra offerta e doman-da (disparità che stanno diventando sempre più accen-tuate con l’aumento delle importazioni da parte degli StatiUniti e della Cina), il trasporto di prodotti raffinati rima-ne ancora significativo: nel 2003 quest’ultimo (che uti-lizza navi più piccole delle petroliere usate per traspor-tare il greggio) rappresentava il 22% del trasporto totaledi petrolio, pari a quasi 500 milioni di tonnellate.

I prodotti raffinati vengono generalmente traspor-tati su distanze più brevi rispetto al greggio, ma la disper-sione geografica dei consumatori finali e la diversitàdei prodotti trasportati creano problemi specifici: peres., le cisterne delle navi devono essere sottoposte alavaggio a ogni cambio di carico e le navi o gli oleo-dotti costruiti appositamente per trasportare prodottiraffinati non sempre possono essere utilizzati. Per dipiù, gli oleodotti che trasportano prodotti raffinati sonorelativamente rari, in gran parte concentrati negli StatiUniti e, in misura minore, in Europa. Anche i mercatila cui importanza in termini di quantità consumata èmolto piccola, richiedono prodotti raffinati in tutte leloro differenti forme: solidi (bitume), liquidi (oli com-bustibili, benzine) e gassosi (gas di petrolio liquefatto,GPL). Ciascuno di questi prodotti deve conformarsi acerti standard e a caratteristiche specifiche, e il rischiodi contaminazione esclude la possibilità del trasporto edello stoccaggio di diverse linee di prodotti nel mede-simo serbatoio.


ANALISI DELLA STRUTTURA E DELLE FUNZIONI DI COSTO NEL TRASPORTO E NELLA RAFFINAZIONE DI PETROLIO

tab. 2. Confronto navi cisterna-oleodotti

Navi cisterna Oleodotti

Investimenti LimitatiConsistenti

(implicazioni geopolitiche)

Costi operativi Pianificati, negoziabili Bassi

Flessibilità Molto flessibili Non flessibili

Volumi trattati 100-400 mila t per carico Da 10 a 100 milioni t/anno

Tempo di implementazione 2-3 anni Lungo o molto lungo

Sicurezza ambientaleMiglioramenti in corso

(impatto in termini di immagine)Molto buona

Oltre alle navi e agli oleodotti, i mezzi più comune-mente usati per trasportare prodotti raffinati sono le chiat-te, i carri cisterna e le autocisterne; questi ultimi duesono gli unici mezzi con cui i prodotti sono direttamen-te portati al consumatore finale.

Il trasporto marittimo

I diversi tipi di navi utilizzatePer il trasporto di petrolio, si utilizzano tre principa-

li tipologie di navi, classificate secondo la loro portatalorda in tonnellate (deadweight tonnage, dwt), vale a diresecondo l’ammontare di carico utile che la nave puòimbarcare in aggiunta al combustibile e agli altri rifor-nimenti a essa necessari. A queste tre principali catego-rie si possono aggiungere le più grandi tra tutte le super-petroliere, le Ultra Large Crude Carriers (ULCCs), e lenavi Panamax, per un totale di cinque categorie:• ULCCs con una dwt compresa tra 325.000 e 600.000 tpl

(attualmente pochissime di queste gigantesche navisono attive);

• Very Large Crude Carriers (VLCCs), con una dwt dioltre 160.000 tpl: queste vengono utilizzate sulle rotteche vanno dal Golfo Persico in direzione ovest versoi Caribi, gli Stati Uniti e l’Europa, e in direzione estverso l’Asia orientale e sudorientale (Giappone, Coreae Singapore). Le petroliere VLCC più grandi vengo-no utilizzate per rifornire i paesi europei e gli StatiUniti. Quando sono prive di carico, queste navi pos-sono transitare per il Canale di Suez;

• Suezmax, con una dwt compresa tra 100.000 e160.000 tpl; è una nave appositamente progettata pertransitare, quando è carica, nel Canale di Suez. LeSuezmax vengono anche utilizzate per trasportare ilgreggio dall’Africa occidentale verso i Caribi, gliStati Uniti e l’Europa;

• Aframax, con una dwt compresa tra 80.000 e 100.000 tpl;si tratta di cisterne utilizzate per il traffico a dimen-sione regionale (Mare del Nord, Mediterraneo, Cari-bi/USA). Sono le petroliere di dimensione più gran-de tra quelle che possono entrare nei porti america-ni a pieno carico;

• Panamax, con una dwt di 60.000 tpl o inferiore; que-ste navi sono utilizzate solo su certe rotte. La lorotaglia ne consente l’utilizzo lungo il Canale di Pana-ma (che serve alcune rotte quali California-Golfo delMessico o costa pacifica del Sudamerica-coste orien-tali statunitensi).La capacità della flotta cisterniera petrolifera mon-

diale ha raggiunto il suo picco con dwt complessiva dicirca 330 milioni tpl alla fine degli anni Settanta, primadi scendere al di sotto dei 250 milioni con il contro-shock petrolifero del 1986. Da quel momento in poi ècresciuta stabilmente raggiungendo quasi i 300 milionitpl nel 2004. Le richieste di trasporto in termini di entità

di naviglio variano in linea con la domanda mondiale dipetrolio, mentre l’emergere di una produzione al di fuoridel cartello OPEC (Organizzazione dei Paesi Esporta-tori di Petrolio) in regioni più vicine ai mercati di con-sumo ha contribuito a ridurle. Un rallentamento delladomanda può costringere gli armatori a mettere in disar-mo gran parte delle loro petroliere più grandi, comeaccadde agli inizi degli anni Ottanta quando le tariffe peril noleggio erano talmente basse che i proprietari dellenavi non erano in grado utilizzare remunerativamente leproprie flotte. La crescita economica verificatasi a par-tire dal 2000, specialmente in Asia, ha stimolato una rin-novata domanda di servizi di trasporto marittimi.

La maggior parte (due terzi) della flotta cisternieramondiale è di proprietà di società armatoriali indipen-denti, mentre la quota restante (un terzo) appartiene allestesse compagnie petrolifere; tra queste, il naviglio diproprietà delle compagnie di Stato è cresciuto a scapitodi quello posseduto dalle major. La flotta è costituitaprincipalmente da grandi petroliere ed è attualmente sot-toposta a un processo di ammodernamento dovuto allenuove normative in materia di sicurezza.

I diversi tipi di servizio di trasporto via naveEsistono tre tipologie di contratto di noleggio:

• noleggio a scafo nudo: la petroliera viene messa, perun determinato periodo di tempo, a disposizione delnoleggiatore, il quale sostiene sia i costi di arma-mento, sia quelli operativi. Il noleggio (corrispostomensilmente) riflette il capitale investito nella petro-liera. I noleggi a scafo nudo sono pertanto simili adaccordi di leasing, e generalmente includono un’op-zione di acquisto;

• noleggio a tempo: la nave viene messa a disposizio-ne del noleggiatore per un certo periodo di tempo(che può variare dai sei mesi a diversi anni), mentrei costi operativi vengono sostenuti dal proprietariodella nave;

• noleggio a viaggio (spot): l’armatore concorda di tra-sportare un carico da un determinato porto a un altroe calcola il noleggio per tonnellata trasportata, accol-landosi tutti i costi. Questo tipo di contratto può riguar-dare anche viaggi consecutivi su uno stesso itinera-rio. La forma di accordo a viaggi consecutivi era pra-ticamente inconcepibile all’inizio degli anni Settanta,oggi invece è quella più frequente.

Il costo del trasporto marittimoPer gli armatori, i costi per tonnellata trasportata sono

un elemento chiave, in quanto se operano a lungo al disotto di una certa soglia di ricavo devono disarmare partedella propria flotta. Questi costi includono due compo-nenti: l’ammortamento delle petroliere, che è connessoai costi di investimento, e i costi operativi, che com-prendono le tasse portuali e il costo per il combustibile.



L’ammortamento delle petroliere. Il prezzo delle navicisterna dipende in parte dai costi di costruzione e inparte dall’equilibrio di mercato. Mentre l’aspettativa divita di una petroliera è teoricamente abbastanza lunga,in diversi paesi l’ammortamento legale è di otto anni.Inoltre, l’aspettativa di vita di una petroliera si riduce inconseguenza della rapida obsolescenza dovuta al pro-gresso tecnologico e all’inasprimento delle norme disicurezza.

Nel corso degli anni Sessanta, i costi di costruzionecrollarono principalmente a causa del trend imposto dallacompetitività dei cantieri navali giapponesi in termini diriduzione dei consumi d’acciaio, più elevata produtti-vità, con tempi di costruzione ridotti, nuove tecnologiee altro. Ma mentre in questi ambiti il progresso è conti-nuato, a partire da quel periodo i costi hanno iniziato acrescere in conseguenza delle norme di costruzione sem-pre più restrittive.

Per una VLCC a doppio scafo con capacità di caricoin dwt di 280.000 tpl, il prezzo nel 2005 si aggirava intor-no ai 300 dollari per tpl. I costi di costruzione per tpldiminuiscono se la dwt è superiore a 200.000 tpl; unapetroliera con dwt di appena 80.000 tpl, per es., costacirca 500 dollari per tpl. I costi per la realizzazione delloscafo aumentano in misura proporzionalmente inferio-re alla crescita del tonnellaggio. Quelli relativi all’ap-parato propulsivo sono rapportati alla potenza, che a suavolta è funzione della radice quadrata del tonnellaggio.Per dwt superiori a 200.000 tpl, i costi per tpl varianoleggermente al variare della capacità di carico, in quan-to vi sono pochi bacini di carenaggio sufficientementegrandi da ospitare petroliere di forte taglia, che necessi-tano anche di un doppio sistema di propulsione.

Dal momento che la flotta petrolifera si trova perio-dicamente in condizioni di sovra-capacità, il mercatodelle petroliere di seconda mano è molto attivo. I prez-zi e gli ammortamenti contabili relativi alle nuove petro-liere vengono espressi in dollari per tonnellata di porta-ta lorda; ovviamente dipendono anche dall’età e dallostato della nave, come pure dalle condizioni di mercato.

Il limite inferiore di prezzo sul mercato di secondamano è il prezzo di rottamazione, cioè il valore al qualele navi vengono vendute per essere avviate alla demoli-zione, operazione che avviene in cantieri appositamen-te predisposti.

I costi di esercizio. La maggior parte dei costi ope-rativi è indipendente dal viaggio; tra questi, l’ammorta-mento della nave, i costi del capitale, gli oneri di ripara-zione, manutenzione e collaudo possono essere tutti accol-lati a una specifica nave, mentre le spese generali dellacompagnia sono più difficili da ripartire tra le singoleunità della sua flotta. Altre componenti del costo opera-tivo, invece, dipendono dal viaggio: gli stipendi con irelativi oneri di previdenza sociale per l’equipaggio e icosti di approvvigionamento aumentano all’aumentare

della lunghezza del viaggio; le tasse portuali, quelle peril transito nei canali e gli oneri per il pilotaggio e il rimor-chio dipendono dal percorso; il consumo di combusti-bili per la propulsione o bunker (olio combustibile, die-sel) e di lubrificanti dipende dalla distanza nonché dalladimensione e dalla velocità della nave.

Il consumo di olio combustibile, aumenta molto alcrescere della velocità di crociera e può essere espressoin funzione di tale parametro; per la gran parte degli altricosti, invece, il costo per tonnellata è tanto più bassoquanto maggiore è la velocità (e più rapido il viaggio).I prezzi per tonnellata del bunker dipendono dal portodi rifornimento e dagli accordi di approvvigionamento.

Gli oneri portuali e quelli per il transito nei canalisono costituiti da costi fissi rapportati al tonnellaggio.Gli oneri portuali variano significativamente da uno scaloall’altro. I principali canali utilizzati dalle petroliere sonoquelli di Suez, Panama e Kiel (che serve il mercato delMar Baltico). Le autorità del canale pubblicano le tarif-fe di transito a intervalli regolari (solitamente una voltaall’anno).

I costi del personale sono diminuiti considerevol-mente negli ultimi anni in seguito a un ridimensiona-mento della consistenza dell’equipaggio: quest’ultimo,tuttavia, non può essere ulteriormente ridotto per ragio-ni di sicurezza (e più grande è la nave, maggiore è il livel-lo di sicurezza richiesto). Le petroliere devono anche sot-toporsi alla manutenzione portuale, i cui costi possonoaumentare molto se l’equipaggio risulta troppo esiguoper svolgere le attività di manutenzione quando la naveè in mare. Le petroliere con dwt superiore a 100.000 tplhanno equipaggi di circa 30 persone. I costi totali delpersonale dipendono anche dalla nazionalità dell’equi-paggio e dal paese in cui la nave è registrata: i costi diprevidenza sociale, per es., sono molto più alti per lepetroliere registrate in Europa e in Nordamerica piutto-sto che per quelle iscritte altrove.

Vi sono poi le spese di controstallia, ovvero le san-zioni per aver ecceduto nei tempi di imbarco/sbarco rispet-to a quanto pattuito; queste spese possono aggiungersiai dazi portuali nei terminali petroliferi particolarmentecongestionati che di conseguenza assegnano alle petro-liere un periodo limitato per il carico e lo scarico. Talicosti, espressi in dollari per giorno in eccesso rispetto allimite contrattuale, possono risultare significativi.

È difficile fornire precise indicazioni sui costi di tra-sporto per capacità di carico espressa in tonnellate, inquanto questi dipendono da un elevato numero di fatto-ri. Possiamo tuttavia assegnare in modo approssimativodelle percentuali alle principali voci di costo operativoper le petroliere (fig. 3). Possiamo anche confrontare icosti operativi giornalieri per diversi tipi di nave e trac-ciarne gli andamenti recenti; nei primi anni del decen-nio corrente, questi costi variano tra i 6.000 dollari algiorno per una nave di grandi dimensioni (dwt di 80.000



tpl) che trasporta prodotti raffinati e gli oltre 11.000 dol-lari al giorno per una VLCC.

Il prezzo del trasporto via mareQuesto è il prezzo per il trasporto pagato dall’acqui-

rente del carico e il suo ammontare è generalmente nego-ziato tra il noleggiatore e l’armatore. Come in ogni mer-cato, i prezzi del trasporto petrolifero variano a secondadella domanda e dell’offerta e possono oscillare in modosignificativo, fino a divergere talvolta in modo conside-revole dai costi reali. La definizione delle tariffe per viag-gi singoli avviene secondo un meccanismo di libero mer-cato nel quale la legge della domanda e dell’offerta hacarta bianca. Le trattative avvengono tramite l’interme-diazione di società di brokeraggio, gran parte delle qualiha sede a Londra e a New York.

Tra tutti i differenti indici utilizzati per la pattui-zione dei noli a viaggio e di quelli a tempo, quello mag-giormente utilizzato è il cosiddetto Worldscale; questo

indice viene rivisto regolarmente (di solito il 1° gen-naio di ogni anno) dalla Worldscale Association consede a Londra, in relazione alle variazioni registrate dicosti, come quelli per i bunker e per le tasse portuali.Esso fornisce i prezzi nominali di trasporto per ognipossibile rotta tra un porto di carico petrolifero e unporto di scarico.

La tariffa Worldscale pubblicata (tariffa base o livel-lo 100, indicata con WS-100) rappresenta il tipico costodi trasporto per un dato viaggio. Essa viene espressa indollari per tonnellata con riferimento a una nave con unadwt di 75.000 tpl, che naviga a pieno carico alla velocitàdi 14 nodi, nel viaggio di andata e ritorno tra il porto dicarico e quello di scarico e che opera in condizioni stan-dard di portata, velocità, consumo e tempo trascorso neiporti di scalo.

Se l’armatore e il noleggiatore pattuiscono un prez-zo pari a Worldscale 85, ciò significa che l’onere delviaggio per il noleggiatore è pari all’85% della tariffabase. Per es., nel 2003 la tariffa base per un viaggiotra Quoin Island e Augusta passando per il Capo diBuona Speranza era stata definita in 18,24 dollari pertonnellata metrica; nell’ipotesi sopraindicata il costosarebbe quindi stato di 15,50 dollari per tonnellatametrica. La tariffa base per lo stesso viaggio passan-do via Suez era invece di appena 7,60 dollari, anchese a essa si doveva aggiungere l’onere per il transitonel Canale di Suez.

I prezzi di trasporto espressi come percentuale delWorldscale variano ovviamente in modo considerevolein relazione alla dimensione della nave utilizzata e quin-di all’ammontare di carico trasportato. Per le petrolieredella taglia VLCC, i tassi di norma sono rimasti molto



costi assicurativi

37% 13% 14% 25% 11%

costi amministrativiapprovvigionamento e scorteriparazioni e manutenzioneforza lavoro

fig. 3. Ripartizione dei costi operativi della categoria VLCC.

Wor

ldsc

ale

Mediterraneo-Europa Nord Occidentaledwt 25.000-30.000 tpl (prodotti)

Golfo Persico-Europa dwt 200.000-300.000 tpl

Golfo Persico-Estdwt 70.000-100.000 tpl

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

anno

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

fig. 4. Noli per viaggisingoli.

al di sotto del Worldscale 100 fino ai primi anni del decen-nio corrente; dalla fine del 2004, tuttavia, hanno rag-giunto il 200 per cento. I tassi relativi alle petroliere dipiccole dimensioni che trasportano prodotti raffinati pos-sono arrivare al 300% o al 400% della tariffa nominale.

I prezzi per il servizio di trasporto con viaggio singo-lo sono molto volatili, poiché risultano estremamentesensibili alle fluttuazioni dell’offerta e della domanda(fig. 4). Essi sono suscettibili alle variazioni stagionali esono anche influenzati dal verificarsi (o dall’anticipa-zione) di altri fenomeni: guerre, tensioni politiche, varia-zioni nei prezzi del greggio, nuove normative. I prezziper il servizio di trasporto a tempo sono invece menovolatili.

Le transazioni relative al servizio di trasporto ven-gono svolte dai broker, i cui compiti comprendono l’ob-bligo di assicurare trasparenza negli accordi. I prezzimedi del servizio di trasporto, espressi come percentua-le dell’indice Worldscale, vengono regolarmente pub-blicati da diversi organismi.

Quando avviano una trattativa, gli armatori devonoconfrontare il prezzo del nolo con i loro costi operativie di capitale, i quali sono direttamente proporzionali altempo di impiego della nave e possono quindi essereespressi in dollari per giorno; essi vengono misuratirispetto al Rendimento Netto Giornaliero (Daily NetReturn, DNR) che esprime il margine giornaliero suicosti variabili (fig. 5). In caso di nolo a viaggio, i costivariabili si riferiscono alle spese per i bunker, alle tasseportuali e così via che sono, va tenuto presente, pagatedall’armatore.

Riguardo allo stesso livello di nolo, il DNR può varia-re considerevolmente in quanto la sua entità non dipen-de solo dai costi dei combustibili per la propulsione maanche dall’età della nave, visto che una petroliera nuovaconsuma molto meno di una vecchia. Se un accordo dinoleggio consente un DNR più alto della somma dei costigiornalieri (costi operativi più costi relativi al capitale),la differenza costituisce il profitto dell’armatore.

Prezzi e costi del trasportoDagli anni Novanta, i margini, definiti come sopra,

hanno spesso riportato valori negativi, il che significache i costi di trasporto sono stati generalmente più altidei prezzi dei noli. Mentre i costi sono relativamente sta-bili, i prezzi dei noli dipendono dalle condizioni di mer-cato e variano in modo considerevole.

Lo stesso mercato è ugualmente volatile e ha ripor-tato significative variazioni dall’inizio del decennio incorso; oggi è prevalentemente un mercato del venditore,caratterizzato dalla presenza di diverse petroliere in disar-mo in seguito all’introduzione di drastiche misure di sicu-rezza, da poche navi nuove e da un traffico in crescita;inoltre, i prezzi dei noli sono in media più alti di quellidegli anni Novanta. Con un forte aumento della domanda

di petrolio e un conseguente aumento del traffico marit-timo, i prezzi dei noli nel 2004 sono stati più alti di quan-to non lo siano stati per diversi anni: la tariffa media perle VLCCs era pari a Worldscale 150. Nel 2005, l’intro-duzione di nuove petroliere ha attenuato la domanda dinavi cisterna e ha quindi ridotto il prezzo dei noli.

Il trasporto per mezzo di condotte

Quadro generaleL’uso delle condotte per trasportare idrocarburi in

forma liquida e gassosa è stato adottato per la prima voltasu scala significativa negli Stati Uniti, ma è adesso diuso comune a livello mondiale. La lunghezza comples-siva della rete mondiale di linee principali (vale a dire lecondotte che non includono le tubazioni per la raccoltae i sistemi per lo stoccaggio e la distribuzione finale),supera di molto gli 1,2 milioni di km. I gasdotti conta-no per circa la metà di questa lunghezza.

Le principali condotte, tra le molte attive su scalamondiale, sono:• negli Stati Uniti, l’oleodotto Trans-Alaska per il tra-

sporto del greggio, che collega i giacimenti petroli-feri di Prudhoe Bay alle coste del Pacifico, e l’oleo-dotto Capline, che corre quasi parallelo alla riva orien-tale del Mississippi;

• sempre negli Stati Uniti, tre grandi condotte tra-sportano prodotti raffinati: Plantation, Colonial edExplorer;

• in Canada, i tre principali oleodotti per il traspor-to del greggio sono l’Interprovincial, che collegaEdmonton a Toronto, la Mackenzie Valley e il Kitimat-Edmonton;

• nell’Europa dell’Est, la rete di condotte russa è ge-stita dalla Transneft, una compagnia di Stato che detie-ne il monopolio sulle condotte per il trasporto del greg-gio. Attraverso la sua sussidiaria Transnefteproduct,essa detiene anche il monopolio della rete di tubazio-ni per il trasporto dei prodotti raffinati. Gli oleodotti



costi per equipaggio, manutenzione e riparazioni,rifornimenti, assicurazione e gestione

ammortamento economico

DNR ($/d)(nolo come definito dal mercato spot al netto dei costi variabili)

margine

�

�

�

fig. 5. Rendimento netto giornaliero: il margine per l’armatore.

per il trasporto di greggio collegano gli Urali all’Eu-ropa centrale ed orientale (il sistema Druzhba), aNovorossijsk sul Mar Nero e a Primorsk sul Baltico.Il terminale di Ventspils in Lettonia, che una voltaera lo sbocco di una grande condotta, non viene usatoda tempo dalla Transneft. Nella stessa regione pos-siamo anche menzionare la rete che si estende dal-l’Europa orientale alla Russia, che collega le raffi-nerie della Siberia ad Angarsk, e l’oleodotto del Con-sorzio Petrolifero del Caspio (CPC), che collega ilKazakhstan a Novorossijsk attraverso la Russia. Inquesta regione ci sono poche tubazioni per il trasportodi prodotti raffinati: tra le più importanti di questacategoria ricordiamo la condotta Samara-Briansk-Leninvaros (Ungheria) e un’altra che serve il Balti-co (il sistema Transnefteproduct);

• nell’Europa occidentale, i principali oleodotti peril trasporto di greggio includono il sistema nord-sud che collega i porti del Mare del Nord alla Ger-mania e al Belgio, e il sistema sud-nord che col-lega i porti del Mediterraneo all’Europa centrale(Oleodotto sud-europeo, TAL e CEL). L’Europaoccidentale ha anche qualche grande oleodotto chetrasporta prodotti raffinati, come il sistema Trapilin Francia, l’oleodotto Mediterraneo-Rhone, la con-dotta Rotterdam-Venlo-Ludwigshafen, nonché larete spagnola;

• nel Medio Oriente, i principali oleodotti per il tra-sporto di greggio sono la Tapline che congiungeAbqaiq e Sidon (in parte chiusa), l’oleodotto Kirkuk-Tripoli (chiuso), l’oleodotto Sumed (che consenteil trasporto del petrolio dagli Stati del Golfo al Medi-terraneo senza passare per il Canale di Suez) e l’o-leodotto Abqaiq-Yanbu in Arabia Saudita. La mag-gior parte delle condotte che partono da Iraq e Ara-bia Saudita sono state chiuse per ragioni politichein quanto costituiscono un facile bersaglio per isabotatori.

I principali vincoli nel trasporto per mezzo di condotte

Gli oleodotti operano congiuntamente al trasportomarittimo, come ulteriore anello della catena di distri-buzione del greggio. Sono relativamente poche le con-dotte che collegano direttamente il luogo di produzionealla raffineria e, come si è visto sopra, gli oleodotti chetrasportano prodotti raffinati sono relativamente rari tran-ne che negli Stati Uniti, dove sono stati utilizzati per laprima volta intorno agli anni Trenta. Abbiamo anchecomparato i vantaggi e gli svantaggi degli oleodotti conil trasporto per mezzo di petroliere.

In questa sede, un’importante considerazione riguar-da il concetto di ‘capacità’ che nel trasporto di idrocar-buri per mezzo di tubature non è un parametro preciso,in quanto dipende da diversi fattori, come la viscosità

del prodotto che deve essere pompato. La capacità ini-ziale può essere considerevolmente aumentata instal-lando successivamente degli impianti di pompaggiosecondari.

I vantaggi principali delle condotte rispetto ad altremodalità di trasporto petrolifero (navigazione costieracon navi cisterna di piccole dimensioni, navigazione flu-viale, uso della ferrovia e della strada) riguardano i bassicosti operativi, la possibilità di effettuare dei percorsidiretti e l’immunità dalle condizioni climatiche. In con-tropartita, le tubazioni richiedono forti investimenti conenormi infrastrutture da realizzare da parte delle com-pagnie petrolifere e implicano una totale assenza di fles-sibilità nel loro utilizzo.

Pertanto, quali sono i principali vincoli tecnici e ope-rativi nel trasporto per mezzo di condotte?

Nel caso del greggio, i principali vincoli sono quel-li imposti dal raffinatore.

Conservazione della qualità del greggio durante iltrasporto. Il rischio di contaminazione, per quanto mino-re per il greggio rispetto ai prodotti raffinati, è senza dub-bio reale. Le diverse qualità di greggio possono mesco-larsi nella fase di stoccaggio presso il terminale primadel pompaggio; inoltre, il rischio di contaminazione èpresente anche nell’oleodotto stesso se lungo di esso sialternano varie tipologie di materia prima. Questo pro-blema non si presenta quando l’intero sistema per lo stoc-caggio e il trasporto tramite condotta interessa solo unaqualità di greggio, che di fatto è già il più delle volte unamiscela di qualità specifiche; per es., questo è il casodell’Urals Blend che viene estratto in Russia e pompa-to attraverso l’oleodotto di Druzhba.

Conservazione della quantità. Essa richiede accu-rati e affidabili metodi di misurazione presso il termi-nale a monte, la raffineria di destinazione e i terminalia valle. I massimi tassi di perdita ammissibili sono sta-biliti contrattualmente. Salvo gravi incidenti all’oleo-dotto, la maggior parte delle perdite si verifica durantelo stoccaggio.

Vincoli logistici e di sequenza con cui le carichediscontinue vengono immesse nella condotta. Un esem-pio di tali vincoli è quello riguardante la Societé du Pipe-line Sud Européen (SPLSE) che impiega in media 15giorni per pompare un carico discontinuo di petrolio dalMediterraneo (Lavera) a Karlsruhe. I prodotti raffinativengono solitamente movimentati attraverso tubazionimultiprodotto di diametro più piccolo rispetto a quelleutilizzate per il greggio. Queste condotte sono capaci ditrasportare praticamente ogni tipo di prodotto raffinato(incluso, a certe condizioni, il GPL), con l’importanteeccezione dei combustibili pesanti. Nella rara eventua-lità che viaggino via tubo, i combustibili pesanti sonomovimentati solo per brevi distanze e, di norma, attra-verso condotte speciali che vengono scaldate a una tem-peratura di circa 90° C.



In Europa, le tubazioni per il trasporto di prodotti raf-finati hanno un diametro di 32� e pompano 15 milionidi tonnellate l’anno. La capacità di una condotta dipen-de non solo dal suo diametro ma anche dalla viscositàdel prodotto che deve essere trasportato e dalla potenzadelle stazioni di pompaggio; per es., usando lo stessoimpianto, una data condotta può pompare una quantitàdoppia sia di petrolio sia di combustibile liquido.

Nei casi più comuni, quando due o anche tre prodottileggeri raffinati (benzina, kerosene, carburante per tur-boreattori e diesel) viaggiano sulla stessa condotta, cia-scuno di essi viene immesso in modo discontinuo secon-do alcune procedure che regolano, per es., la sequenzacon la quale vengono pompati. Poiché i prodotti raffi-nati devono soddisfare caratteristiche specifiche (den-sità, contenuto di zolfo e di acqua), occorre che sianoprese precauzioni per prevenire la contaminazione neipunti di interfaccia. I prodotti contaminati possono esse-re rimandati alle raffinerie per la rigenerazione oppurepossono essere mescolati con un prodotto finito di qua-lità inferiore.

I costi di trasporto per mezzo di oleodottiContrariamente alla situazione esaminata in prece-

denza e riguardante il trasporto marittimo, la movimen-tazione per mezzo di condotte rende difficile operare unadistinzione tra il prezzo del servizio di trasporto, o tarif-fa di trasporto, e il suo costo effettivo. Nel caso del greg-gio, le imprese che svolgono attività di produzione e raf-finazione sono nella maggioranza dei casi le proprieta-rie delle condotte. Tuttavia, esistono delle eccezioni comel’oleodotto Sumed che collega il Mar Rosso al Mediter-raneo e gli oleodotti di proprietà statale dei paesi pro-duttori o esportatori di petrolio.

Nonostante tali eccezioni, la gestione degli oleodot-ti può essere vista come un’attività finalizzata a genera-re un profitto non tanto a favore delle imprese che sor-vegliano tali infrastrutture, quanto ad assicurare la pro-fittabilità delle attività collegate a monte e a valle.

I costi del trasporto di petrolio tramite oleodotto sipossono suddividere in due componenti principali: l’am-mortamento dell’investimento e i costi operativi.

Le spese di investimento e il loro ammortamento.L’installazione di una condotta implica un’intera serie dioperazioni fondamentalmente semplici; tuttavia, questedevono essere prudentemente pianificate e definite nellaloro sequenza per procedere abbastanza velocemente inmodo da evitare l’accumulo di perniciose spese in contocapitale.

L’investimento comprende i materiali, l’installazio-ne delle tubazioni, il pagamento dei diritti di transito, laliquidazione dei danni ai proprietari del terreno, la crea-zione di stazioni di pompaggio più altre spese varie. Inalcuni casi include anche i costi per il terminale di stoc-caggio collegato alla linea.

I periodi di ammortamento di questi impianti sonovariabili. La tubazione viene generalmente ammortiz-zata in 20-25 anni. Il deterioramento effettivo della con-dotta avviene però in tempi molto più lunghi, grazie ataluni metodi anticorrosione molto efficaci come la pro-tezione catodica. Per le pompe e i dispositivi di misura-zione il periodo di ammortamento è abbastanza rapidoa causa del progresso tecnologico e della modernizza-zione che ne consegue.

I costi di esercizio. Oltre ai costi fissi quali l’am-mortamento e le spese finanziarie, dobbiamo anche con-siderare i costi che derivano dalla manutenzione dellecondotte. Comunque, i costi operativi come quelli delpersonale non sono veramente di natura variabile in quan-to, a meno che la condotta non venga chiusa per lunghiperiodi, i membri dello staff restano sempre occupati.Questi costi tendono a variare in funzione della capacitàinstallata della condotta piuttosto che della effettiva quan-tità di idrocarburi immessa nella stessa.

Malgrado le tubazioni richiedano poca manodopera,il personale è altamente specializzato e pertanto costo-so. L’automazione e la gestione a distanza vengono sfrut-tate a pieno nel tentativo di ridurre il costo del lavoro.

Le spese per l’energia possono rappresentare oltreun terzo dei costi operativi. Questa percentuale dipendedal numero delle stazioni di pompaggio, vale a dire dallaportata della tubazione e dalle caratteristiche geologichedell’area in cui queste sono immesse. L’utilizzo di ener-gia per tonnellata movimentata varia con il quadrato dellaquantità inviata nella condotta. Il consumo aumenta nellearee in cui i balzi altimetrici sono significativi (regionimontuose, aree di destinazione con un’altitudine più ele-vata rispetto al punto di partenza e così via) e quando,per una data quantità immessa, il prodotto che deve esse-re trasportato presenta una maggiore viscosità.

Le condotte moderne non richiedono praticamentemanutenzione. Tuttavia, maggiore è l’automazione dellalinea, più alti sono i costi di manutenzione per le stazionidi pompaggio e per gli apparecchi di misurazione. Tra lealtre voci di costo, possiamo anche citare i costi assicura-tivi, le spese d’amministrazione e i costi per il noleggio.

Le tariffeAnche se le tariffe proposte (o imposte) dalle impre-

se che gestiscono gli oleodotti tengono conto dei costiclassificati come fissi (ammortamento del capitale, speseper il personale e la manutenzione) e come variabili (soprat-tutto l’energia), esse includono anche fattori di natura com-merciale. La componente commerciale dipende dai van-taggi localizzativi di cui godono le condotte petrolifere,vale a dire dal risparmio che possono offrire rispetto altrasporto marittimo. L’oleodotto Sumed, per es., consen-te di sopperire alla necessità di effettuare un lungo e costo-so viaggio intorno al continente africano con navi cister-na troppo grandi per accedere al Canale di Suez (tab. 3).



Le altre forme di trasportoTutti gli altri mezzi di trasporto di idrocarburi liqui-

di – cabotaggio (navigazione costiera commerciale), navi-gazione interna e trasporto su ferrovie e su strada – riguar-dano quasi esclusivamente i prodotti raffinati, anche seci sono alcune eccezioni come la Russia, dove volumiconsistenti di greggio vengono trasportati per mezzo diferrovie.

La tab. 4 fornisce un confronto tra quattro metodi ditrasporto di prodotti raffinati e indica gli elementi dicosto nonché i vincoli di ciascuno.

Il cabotaggio (navigazione costiera commerciale)È difficile distinguere chiaramente tra cabotaggio e

traffico marittimo in generale. La definizione di cabo-taggio (commercio o trasporto in acque costiere) e la suaetimologia (navigazione da capo a capo) indicano il traf-fico costiero di breve distanza. Come il termine sugge-risce, il cabotaggio avviene generalmente in prossimitàdella costa o all’interno delle acque territoriali di un paesee va visto in contrapposizione ai viaggi lunghi (vale adire in mare aperto). Il ruolo svolto dal cabotaggio variacon la geografia regionale.

La navigazione di cabotaggio avviene soprattutto peril trasporto di prodotti raffinati in paesi con linee costie-re eccezionalmente irregolari. Essa è pertanto altamen-te utilizzata come mezzo di distribuzione in Giapponee nelle Filippine, mentre negli Stati Uniti è scarsamen-te utilizzata fuori dal Golfo del Messico e dalla costaorientale.

La situazione in Europa si colloca tra questi due estre-mi. Diverse aree risultano particolarmente adatte a que-sto tipo di trasporto: i Pirenei, diverse regioni italiane,la costa della Dalmazia e le raffinerie della zona diAmsterdam-Rotterdam-Anversa (ARA), l’ultima dellequali serve principalmente i porti della Germania, delRegno Unito e della Francia.

Le navi cisterna in servizio di cabotaggio sono ingrado di trasportare tutti i tipi di prodotti raffinati, dalGPL ai bitumi; si tratta di navi appositamente predispo-ste per imbarcare carichi specifici. Alcune di queste unitàsono petroliere multiprodotto, con cisterne separate peraccomodare i diversi prodotti raffinati. Le compagniepetrolifere sono spesso proprietarie delle loro flotte costie-re e noleggiano il tonnellaggio loro mancante da impre-se di navigazione specializzate. Le navi per traffico costie-ro variano, per quanto riguarda la taglia, da poche migliaiaa decine di migliaia di tonnellate.

Le tariffe di trasporto per il cabotaggio internazio-nale sono tra le più alte dell’indice Worldscale. Comespesso avviene per il cabotaggio nazionale, diversi paesirichiedono navi immatricolate presso registri nazionalie le tariffe praticate per i servizi di cabotaggio varianoin modo significativo in base alla regolarità del traffico.

Trasporto tramite navigazione internaNel trasporto fluviale, più lenti sono i viaggi con le

chiatte più basso è il costo del trasporto: il consumo dicombustibile è estremamente sensibile alla velocità. Lanavigazione interna è pertanto perfettamente adatta altrasporto di prodotti pesanti che non richiedono una movi-mentazione speciale e che hanno un valore scarsamen-te influenzato da fattori legati al tempo. L’efficienza intermini di costo è quindi maggiore nel caso di trasportodi prodotti poco costosi. La navigazione interna è idea-le, per es., per il trasporto di olio combustibile quandosi considera una distanza significativa. Poiché è menovantaggiosa per il trasporto di prodotti bianchi, sta diven-tando sempre meno significativa anche se la capacitàglobale di stoccaggio è ubicata per i due terzi presso icorsi d’acqua.

Le navi utilizzate su canali e fiumi variano per dimen-sione dalle chiatte autopropellenti con portata compre-sa tra 300 e 1.500 tonnellate ai grandi convogli a spinta



tab. 3. Costi del trasporto per mezzo di condotte

Costi di costruzione (spese di investimento)

Tubazioni, valvole, apparecchiatura per le tubazioniCosto di installazione

Acquisizione dei diritti di transito, liquidazioni ai proprietari del terreno,rimborso danniVerifiche e controlli

Base: 5 €/pollice/m

15 €/m

Stazioni di pompaggio

Terminali

Da 1 a 5 milioni di euro

Da 2 a 4 milioni di euro

Costi di esercizio

Stipendi e retribuzioni, costi energetici, manutenzioneAltri oneri: affitti, telecomunicazioni, assicurazione, spese generali

del Mississipi che possono raggiungere le 40.000 ton-nellate; chiatte da 5.000 tonnellate fanno servizio di lineasul Reno tra Rotterdam e Basilea. In Europa, la naviga-zione interna raggiunge la sua massima intensità sulReno, lungo il quale le chiatte trasportano approvvigio-namenti destinati alla Germania, al nord-est della Fran-cia e alla Svizzera. In ogni caso il traffico sul Reno, equindi l’approvvigionamento di tutte le regioni che serve,è condizionato dalle fluttuazioni del livello delle acque.

Il trasporto ferroviarioIl trasporto ferroviario rimane la principale via di for-

nitura di depositi non connessi alla fonte di produzioneper mezzo di una rete di oleodotti o attraverso il trasportovia mare o tramite corsi d’acqua. Nonostante il fatto chele compagnie ferroviarie offrano tariffe ridotte, il trenoresta in generale un modo di trasporto costoso. Con-frontato con altre modalità di trasporto di grandi quan-titativi, esso risulta costoso soprattutto in Europa, e inqualche modo è più competitivo in Canada e Russia dovele tariffe sono significativamente più basse; in Russia,di fatto, una consistente proporzione di prodotti raffina-ti viene trasportata su ferrovia.

In Europa, i treni più lunghi possono trasportare finoa 2.500 tonnellate, mentre certi prodotti come il GPL e ilubrificanti possono essere spediti in vagoni singoli divolume compreso tra i 30 e gli 80 m3. Il prezzo dipendein larga misura dai volumi che devono essere trasportatie una volta che il tonnellaggio raggiunge livelli signifi-cativi la costruzione di un oleodotto diventa conveniente.

Il trasporto su stradaQuasi tutta la distribuzione finale di prodotti raffi-

nati avviene su strada, così come gran parte del traspor-to tra le raffinerie e i depositi. La maggior parte dei pro-dotti pesanti (come bitume e olio combustibile) che nonpossono, salvo speciali circostanze, essere trasportati permezzo di oleodotti, viaggiano su strada. Le autocisternesono ideali per trasportare piccoli volumi verso quasitutte le destinazioni, il che le rende una modalità di tra-sporto estremamente flessibile.

Il trasporto su strada include anche il rifornimentodei venditori al dettaglio come stazioni di servizio epompe di benzina, e la consegna di combustibile per usodomestico ai consumatori finali attraverso piccoli camionattrezzati con misuratori del carico pompato.



tab. 4. Confronto dei metodi di trasporto

Strada Treno Fiume Oleodotto

InvestimentiBassi a livello

unitario,alti nel complesso

Moderati a livellounitario,

alti nel complesso

Alti a livello unitariose viene richiestauna significativa

efficienza di costo(imbarcazione

a spinta)

Molto altie da realizzarein breve tempo

Costi delle infrastrutture –Principalmente

sostenuti dallo StatoOneri di pedaggio

Alti e interamentesostenuti

dalla compagnia

Costi del personale Molto alti Abbastanza alti

Alti per le chiatteauto-propellenti,

bassi per leimbarcazioni a spinta

Bassi (personalealtamente

specializzato main numero ridotto)

Costi di manutenzione Molto altiAlti tranne quando i volumi giustificano

impianti collettivi e l’automazioneMolto bassi

Costi del ritornoRitorno

a carico vuotoRitorno

a carico vuotoRitorno

senza caricoNon c’è il ritorno

Caratteristiche della rotta

Viaggio di solaandata, tutte le rotte

percorribili;gli ostacoli naturali

impongono deviazionisignificative

Rete ferroviariaabbastanza capillaree limitata da ostacoli

naturali

Laddove esistono,si tratta delle rotte

più tortuose

Viaggiano sulle rottepiù dirette

Condizioni climatiche durante il trasporto

Molto sensibile Non molto sensibile Sensibile Nessuna influenza

Flessibilità nell’uso Molto alta Molto limitata Molto limitata Nulla

Nel caso di trasporto di grandi volumi, il mezzo piùusato è l’autocisterna semiarticolata con una capacità di40 tonnellate. Si tratta di camion che coprono in mediai 100.000 km l’anno, costano più di 120.000 dollari eche di norma sono di proprietà di speciali imprese di tra-sporto. Quanto al trasporto finale, questo viene gene-ralmente effettuato tramite autocisterne con una capa-cità di 20 tonnellate o, in certe regioni, anche meno.

2.3.2 La raffinazione petrolifera

Inquadramento tecnico

IntroduzionePer l’industria petrolifera, la raffinazione rappresen-

ta un anello vitale della filiera produttiva. Di fatto, nes-suno consuma petrolio allo stato grezzo; si consumanosolo prodotti raffinati, impiegati nei trasporti, negli usiindustriali e domestici e nel settore petrolchimico. Ben-zina, diesel e olio combustibile sono i prodotti mag-giormente richiesti. La crescita più rapida dei consumiriguarda il carburante per turboreattori e il diesel; è inve-ce in calo il consumo di olio combustibile. Il consumomondiale di prodotti raffinati, incluso il combustibile diraffineria, supera i 3,6 miliardi di tonnellate l’anno, equi-valenti a 80 milioni di barili al giorno. Secondo i datidell’Agenzia Internazionale per l’Energia, nel 1973 ilconsumo annuale era di appena 2,75 miliardi di tonnel-late. Il fine dell’attività di raffinazione è quello di tra-sformare i diversi tipi di greggio in prodotti finiti chesoddisfino alcune caratteristiche precise (fig. 6).

Date le finalità del presente lavoro, non verrannopresi in esame gli impianti di ultima generazione, il cuicompito non è tanto quello di ottenere prodotti finiti,quanto quello di trasformare il greggio ultrapesante neicosiddetti greggi sintetici utilizzando unità di conver-sione. Il greggio sintetico che ne deriva è di qualitàmolto più elevata ed è pertanto più facile da commer-cializzare. Alcuni impianti di questo tipo si trovano inVenezuela.

La raffinazione del petrolio, vale a dire la trasfor-mazione del petrolio greggio in prodotti finiti, era in pas-sato un’attività abbastanza immediata: per separare lefrazioni utili come i lubrificanti era sufficiente un sem-plice processo di distillazione. Nel 1863, la costruzionea Boston della prima unità al mondo di distillazione segnòla nascita della moderna industria di raffinazione. Loscopo di quell’unità era produrre olio per illuminazio-ne, il solo prodotto petrolifero allora consumato. La suc-cessiva invenzione dell’automobile stimolò una rapidaespansione della domanda di benzina e diesel. Emerse-ro, allo stesso tempo, nuove tecniche di raffinazione,come la distillazione continua e il processo di crackingtermico; a queste fecero seguito il reforming termico esuccessivamente, subito prima della Seconda GuerraMondiale, fu introdotta la catalisi nei processi di tra-sformazione.

Attualmente, le principali operazioni di raffinazionerientrano in quattro categorie: a) separazione del greg-gio in vari tagli o frazioni; b) miglioramento delle qua-lità di alcune frazioni; c) trasformazione delle frazionipesanti in frazioni più leggere (conversione); d ) prepa-razione finale di prodotti finiti attraverso la miscelazio-ne (blending) (fig. 7).

Le raffinerie si compongono di un certo numero diparti distinte: a) l’impianto di lavorazione vero e pro-prio, dove il greggio viene suddiviso in tagli, alcuni deiquali vengono valorizzati e quelli pesanti vengono con-vertiti in frazioni più leggere; b) gli impianti ausiliari,vale a dire strutture che producono l’energia necessariaper il funzionamento dei processi di raffinazione (com-bustibile, elettricità, vapore, ecc.); c) i serbatoi di stoc-caggio; d ) le infrastrutture di ricezione e distribuzionee le unità di miscelazione.

Gli impianti di lavorazioneOgni tipo di greggio esistente sul mercato è unico,

in quanto dipende dal giacimento di origine. I greggi piùcomuni hanno una densità compresa tra 0,8 g/cm3, valea dire 45° API, e 1,0 g/cm3, ovvero 10° API (i gradi API,American Petroleum Institute, costituiscono un’unità di



Medio Oriente

petrolio greggio principali prodotti petroliferi

gas di petrolio liquefatto

benzina

jet fuels

oli combustibili pesanti

bitume

altri prodotti

naphtha, benzina speciale(acqua ragia minerale, benzina per aviazione),cherosene, diesel marino leggero,oli combustibili speciali, basi lubrificanti,cere paraffiniche

combustibile diesel e riscaldamento domestico

propano, butano,GPL per autotrazione

normale, super, senza piombo

normale, a contenuto di zolfobasso, molto basso

Arabia Saudita, Iraq,Iran, Kuwait, EAU

AfricaNigeria, Gabon, Congo,Angola, Algeria, Libia

Mare del Nord

altri paesiex URSS,

Venezuela, Messico

fig. 6. Obiettivo della raffinazione.

misura standard della densità del greggio). Dai greggileggeri si ottengono maggiori quantità di prodotti leg-geri (carburanti per autotrazione), mentre da quelli pesan-ti vengono prodotte frazioni più pesanti come l’olio com-bustibile pesante.

La distillazione atmosferica o topping suddivide ilgreggio nei differenti tagli che vanno dalle frazioni piùleggere al gasolio, al kerosene, alla benzina e infine alresiduo atmosferico. Generalmente, nella condizione incui si trovano a seguito del processo di distillazione atmo-sferica, questi tagli non possono essere utilizzati senzaessere sottoposti a ulteriore lavorazione. Per es., il resi-duo atmosferico viene normalmente trattato in una torredi frazionamento sotto vuoto (vacuum) per separare unafrazione leggera (gasolio da vuoto) e una frazione pesan-te (residuo da vuoto). Il primo può essere successiva-mente utilizzato come carica per la produzione di taglipiù leggeri attraverso processi come il cracking cataliti-co, mentre il secondo può fungere da base per la produ-zione di bitume o di olio combustibile. In modo analo-go, dal momento che il numero di ottano contenuto nellabenzina pesante che si ottiene da questa fase del ciclo diraffinazione è troppo basso affinché la stessa possa esse-re usata come base per produrre benzina per autotrazio-ne, questa viene ulteriormente lavorata in un’unità direforming catalitico. Un altro processo ugualmente voltoad aumentare il numero di ottano (di benzina a elevatadensità) è l’isomerizzazione.

Ulteriori processi di lavorazione finalizzati a eli-minare il contenuto di zolfo dai prodotti raffinati sonooggi sempre più richiesti. I combustibili devono quin-di soddisfare norme estremamente restrittive circa ilcontenuto di zolfo (in Europa, 50 ppm per benzina ediesel a partire dal 2005; negli Stati Uniti, 30 ppm pergli stessi prodotti a partire dal 2006). La maggior parte

dei tagli viene pertanto lavorata in unità di idrode-solforazione.

Gran parte dei moderni impianti di raffinazione inclu-dono anche unità di conversione, nelle quali le moleco-le di idrocarburi costituenti le frazioni pesanti vengonospezzate al fine di ottenere molecole più leggere. Tra ivari processi di cracking, possiamo distinguere le seguen-ti tipologie: il cracking termico (processo di viscositybreaking, vale a dire di riduzione della viscosità dellacarica e processo di coking applicato al residuo da vuoto);il cracking catalitico (all’interno del quale il processopiù comune è il cracking catalitico a letto fluido o FCC);il cracking idrogenante (hydrocracking), con il quale inuno o più processi catalitici il gasolio da vuoto viene trat-tato in presenza di idrogeno ad alta pressione.

La sequenza delle operazioni di raffinazione dipen-de in gran parte dal tipo di greggio che deve essere lavo-rato e dalle richieste del mercato in termini di prodot-ti finiti (volume e qualità). Per es., il processo FCC èpiù adatto per produrre cariche per le benzine, mentrel’hydrocracking è ideale per produrre diesel di alta qua-lità e, in alcuni casi, carburante per turboreattori.

Fluidi ausiliari, stoccaggio, miscelazione e distribuzione

Negli impianti di raffinazione si produce una gran-de quantità di fluidi ausiliari quali il combustibile, l’e-lettricità, il vapore, l’aria compressa e l’acqua da raf-freddamento. In diversi casi, tuttavia, le raffinerie devo-no importare dalla rete di distribuzione parte dell’energiaelettrica di cui necessitano.

I prodotti finali si ottengono tramite miscelazione deiprodotti intermedi e semilavorati (che vengono anchedenominati basi) provenienti direttamente dalle unità diraffinazione. Le miscele sono calibrate al fine di soddi-sfare le specifiche e la domanda di prodotti commerciali.

Le aree di stoccaggio occupano uno spazio signifi-cativo: alcuni serbatoi possono contenere oltre 100.000m3 di petrolio. I serbatoi utilizzati per lo stoccaggio deiprodotti finali sono invece più piccoli. Le raffinerie devo-no anche essere dotate di strutture per la ricezione delgreggio e la distribuzione dei prodotti.

Gli impianti di raffinazione: tipologieLe raffinerie possono essere classificate in tre cate-

gorie, in base al loro livello di complessità:• topping o raffinerie con schema impiantistico sem-

plice, costituite essenzialmente da torri di fraziona-mento atmosferico come pure, nella maggior partedei casi, da un’unità di reforming catalitico e da unitàdi desolforazione per i distillati medi;

• le cosiddette raffinerie complesse, che sono anche do-tate di unità di conversione (fig. 8) in cui avvengonoprocessi che, in base alla natura, variano dal crackingcatalitico a letto fluido al cracking idrogenante e



leggero

pesante

conversione

separazione

miscelazione

miglioramento

qualità

fig. 7. Principi fondamentali della raffinazione.

al cracking termico che riduce la viscosità della cari-ca (visbreaking);

• le cosiddette raffinerie ultra-complesse, che si carat-terizzano oltre che per la presenza di impianti diconversione standard anche per gli impianti di con-versione profonda capaci di lavorare direttamente iresidui al fine di ottenere prodotti commerciabili(prodotti raffinati leggeri, gas, elettricità e così via).Le raffinerie ultra-complesse sono ancora piuttostorare, a meno che non si facciano rientrare in questacategoria i semplici processi di coking. Negli StatiUniti esiste un certo numero di raffinerie ultra-com-plesse, appositamente progettate per lavorare i greg-gi pesanti.

I fattori economici

La situazione mondiale dell’industria di raffinazioneNel 2004, la capacità globale di raffinazione, espres-

sa in termini di capacità di distillazione atmosferica, eranell’ordine di 4,1 miliardi di tonnellate l’anno, vale adire circa 82 milioni di barili al giorno. Nel 1950, era dipoco superiore a 1 miliardo di tonnellate, ma da quelmomento in poi crebbe velocemente raggiungendo nel1980 il livello medio di 4 miliardi. L’apparente stagna-zione della capacità tra il 1980 e il 2004 nasconde il fattoche la stessa era effettivamente scesa al di sotto dei 3,6miliardi di tonnellate nel 1985, a seguito della secondacrisi energetica, per poi aumentare di nuovo solo dopol’improvviso crollo delle quotazioni petrolifere nel 1986(fig. 9).

Questa apparente stabilità in termini di capacità glo-bale che si manifesta a partire dal 1980 cela anche alcu-ne significative differenze geografiche. In termini appros-simativi, possiamo dire che la capacità del Nordame-rica (che continua a essere l’area di raffinazione più

importante a livello mondiale) è rimasta praticamenteinvariata dal 1980, mentre, nello stesso periodo, quelladell’Europa occidentale si è ridotta del 30 per cento. Lamaggior parte delle nuove raffinerie è stata costruita inMedio Oriente e in Asia; inoltre, i progetti per la costru-zione di nuovi impianti di raffinazione si concentranosoprattutto in Asia.

Nel complesso, si contano poco più di 700 raffine-rie in tutto il mondo. La capacità media di una raffine-ria è quindi nell’ordine di 6 milioni di tonnellate l’anno,vale a dire 120.000 barili al giorno. Tuttavia, le raffine-rie più grandi possono lavorare ogni anno oltre 25 milio-ni di tonnellate (500.000 barili al giorno); molti piccoliimpianti di raffinazione con una capacità corrisponden-te a 1 milione di tonnellate l’anno si localizzano invecenei paesi produttori di petrolio come gli Stati Uniti e neipaesi che presentano basso consumo.

Questa espansione della capacità di raffinazione èstata accompagnata da una proliferazione perfino piùrapida della capacità di lavorazione secondaria (proces-si di reforming, cracking, ecc.) nel tentativo di aumen-tare le rese e di migliorare la qualità dei distillati legge-ri e medi (carburanti), e di ridurre simultaneamente laproduzione di combustibili pesanti, per i quali si è regi-strato un crollo della domanda.

La vera sfida che l’industria di raffinazione deveaffrontare è come adeguarsi ai cambiamenti che inte-ressano il mercato. Mentre il declino della domanda diolio combustibile pesante e la robusta crescita del con-sumo di carburanti non sono fenomeni nuovi, alcunirecenti sviluppi riguardanti i requisiti di qualità dei pro-dotti hanno avuto un impatto significativo sulla raffina-zione. Tra questi:• l’eliminazione del piombo dalla benzina: l’indice di

ottano è un indicatore chiave della qualità della ben-zina in quanto indica la resistenza del carburante



reforming

naphtha leggera

1 Mt/anaphthapesante

gasolio

gasolio da vuoto

residuo atmosferico3,5 Mt/a

residuo da vuoto1,5 Mt/a

1,8 Mt/a

8 M

t/a

1,8 Mt/a

visbreaking

idro

deso

lf.

gas

C3 GPLC4 GPL

benzina

naphtha

jet fuel

diesel/gasolio perriscaldamento

olio combustibile(20%)

crackingcatalitico

dist

illa

zion

e at

mos

feri

ca

LC

O

HC

O

iC4

benz

ina

dist

illa

zion

sott

o vu

oto

fig. 8. Schema di raffinazione con conversione.HCO (Heavy Cycle Oil);LCO (Light Cycle Oil).

all’autocombustione, il fenomeno che causa la deto-nazione nei motori a scoppio. Quanto è maggiorel’indice di ottano, tanto più elevata è la resistenza alladetonazione. Per aumentare il numero di ottano, siaggiungevano tradizionalmente miscele di piomboalla benzina. Il divieto di utilizzo del piombo ha por-tato all’introduzione di nuove tecniche di lavorazio-ne volte a produrre benzine ad alto numero di otta-no, ma prive di piombo;

• la riduzione del contenuto di solfuri dei carburanti(benzine e distillati medi), conseguita attraverso lacostruzione di unità di desolforazione e la conver-sione degli impianti esistenti;

• l’introduzione di nuove restrizioni sulla qualità deicarburanti, come le limitazioni sul contenuto di com-posti olefinici e di aromatici, che ha comportato lanecessità per i raffinatori di ripensare i tradizionaliprocessi di produzione.

I costi di raffinazione

Gli investimentiLa costruzione di una nuova raffineria è un’opera-

zione lunga, costosa e complessa. Intercorrono circatre anni tra la decisione di costruire l’impianto di raf-finazione e la sua messa in attività; questo periodo èpreceduto da mesi, se non anni, di ricerca preliminare.L’ammontare dell’investimento necessario per la costru-zione di una raffineria dipende principalmente dalladimensione, dalla complessità e dalla localizzazionedella stessa.

La dimensione e la complessità. Si stima che, in gene-rale, costruire una raffineria in Europa con una capacità

di 160.000 barili al giorno (8 milioni di tonnellate l’an-no), dotata di unità di cracking catalitico, termico e diproduzione della benzina costi circa 1,5 miliardi di dol-lari. Tale costo potrebbe aumentare in modo significati-vo se si aggiungono le nuove normative antiinquinamentoeccezionalmente restrittive, riguardanti non solo gli spaziimmediatamente circostanti la raffineria (rifiuti) ma anchela qualità dei prodotti.

Nel caso di una raffineria leggermente più piccola(5 milioni di tonnellate l’anno) e meno complessa (distil-lazione atmosferica con reforming catalitico e impian-ti di desolforazione), il costo risulterebbe meno dellametà di quello dell’impianto di raffinazione più gran-de appena esaminato. Per contro, una raffineria dota-ta di un’unità di conversione profonda, come il cokinga letto fluido con gassificazione del coke o del residuodel cracking idrogenante, costerebbe almeno 1 miliar-do di dollari in più (tab. 5) rispetto a una raffineriadotata di un impianto di conversione convenzionale(per es., FCC).

Complessità a parte, la dimensione dell’impiantogenera alcune significative economie di scala: se si rad-doppia la carica trasformata da un reattore, la quantitàdi acciaio necessaria per la costruzione dello stesso (edunque il suo costo) aumenta approssimativamente diappena due terzi (infatti, la quantità di acciaio necessa-ria è proporzionale alla superficie del reattore, che aumen-ta con il quadrato delle dimensioni; il volume aumentainvece con il cubo delle dimensioni). Queste economiedi scala, tuttavia, non possono superare i limiti di dimen-sione di alcune unità. La capacità massima di un’unitàdi distillazione atmosferica sarà, per es., prossima ai 12milioni di tonnellate l’anno; di conseguenza, le raffinerie



America Settentrionale

America Centralee Meridionale

Africa eMedio Oriente

1.0891.031

734 689

357335

4.068 Mt/a1980 4.102 Mt/a

capacità in Mt/a (gennaio 2004)

2004 135 Mt/aprogetti

14

275

484

18

528

1.002

627

11

75

1.019

11

Asia

Europaoccidentale

Europa orientalee paesi dell’ex

Unione Sovietica

fig. 9. Capacità di raffinazione nel 1980 e nel 2004 e progetti.

con capacità più elevate avranno due colonne di distil-lazione atmosferica.

La localizzazione. I costi di trasporto e di assemblaggiodegli impianti e dei macchinari di una raffineria sono ele-menti significativi dei costi totali di costruzione. Una raf-fineria realizzata a grande distanza dagli stabilimenti cheproducono i suoi principali componenti (colonne, reat-tori, ecc.) sarà quindi più costosa rispetto a un’identicaraffineria costruita vicino agli stessi (come accade neiprincipali paesi industrializzati). La scarsità di risorseumane qualificate a livello locale implica poi la neces-sità di inviare sul posto tecnici esterni, e questo anche haun significativo impatto sui costi. Infine, condizioni cli-matiche rigide (come in Siberia o nell’estremità setten-trionale del Nordamerica) possono accrescere i costi perle attrezzature dell’impianto di raffinazione.

Altri fattori. Poiché le aree esterne destinate ai ser-vizi ausiliari (produzione di fluidi ausiliari, terminali perlo stoccaggio, aree di carico e scarico) possono contri-buire per oltre la metà ai costi di investimento di unimpianto di raffinazione semplice, la configurazionedella raffineria ha un impatto importante sull’ammon-tare dell’investimento stesso. Per es., l’autonomia in ter-mini di energia elettrica (acquistata dalla rete di distri-buzione o prodotta localmente) e la dimensione del parcoserbatoi di stoccaggio, così come la dimensione dellearee di carico e scarico e i metodi impiegati per tali ope-razioni sono tutti elementi che influenzano i costi. Inalcuni casi, la raffineria può essere progettata per tratta-re greggi speciali come il greggio solforoso, e ciò incre-menta in modo significativo i costi del reattore.

La ripartizione dei costiI costi vengono tradizionalmente suddivisi in costi

variabili, che sono direttamente proporzionali all’am-montare di greggio lavorato, costi fissi espliciti, chesono indipendenti dal processo di lavorazione, e costidel capitale.

I costi variabili. Questi costi includono il prezzo diprodotti chimici e dei catalizzatori e le spese finanzia-rie associate all’immobilizzazione del greggio e dei pro-dotti durante le fasi di produzione e stoccaggio.

A partire dalla scomparsa virtuale del piombo tetrae-tile, che inizialmente veniva usato come additivo, i costivariabili relativi ai prodotti chimici sono risultati conte-nuti. Tuttavia, altri additivi vengono aggiunti in misuracrescente ai prodotti raffinati per migliorare le loro carat-teristiche (ma questo non sempre si verifica a livello diraffineria).

I catalizzatori vengono utilizzati in diversi processidi raffinazione come il reforming, il cracking, l’isome-rizzazione, l’alchilazione e l’idrodesolforazione. Quan-do vengono utilizzati nel reforming, essi contengonometalli preziosi e il loro prezzo può raggiungere diver-se centinaia di dollari per kg o anche di più. Il cataliz-zatore viene perciò rigenerato (in modo continuo, nelleunità di lavorazione più nuove), e alla fine del ciclo dilavorazione i metalli preziosi vengono recuperati e riu-tilizzati. Nel cracking catalitico, tuttavia, il catalizzato-re consumato viene continuamente rimosso dall’unità ene viene introdotto uno nuovo. I costi totali del cataliz-zatore possono arrivare a diversi dollari per tonnellata digreggio lavorato.

Per evidenziare i costi di immobilizzazione, si puòosservare una tipica raffineria europea che lavora greg-gio proveniente dal Medio Oriente. Occorrono 40 gior-ni per il trasporto del greggio alla raffineria; prima diessere lavorato, il petrolio greggio viene stoccato perdiverse settimane per consentire alle impurità di fuoriu-scire e assicurare che non si verifichino cali delle gia-cenze e che sia soddisfatto l’ammontare di scorte di emer-genza legalmente imposto. Il processo di lavorazione èrapido, ma, a seguito dello stesso, i prodotti finiti ven-gono immagazzinati per qualche settimana. In generale,possono passare settimane o anche mesi tra l’acquistodel greggio e la vendita dei prodotti da questo ottenuti.



tab. 5. Costi di investimento di una raffineria (milioni di dollari)

Raffineria semplice5 Mt/anno

Raffineria complessa8 Mt/anno

Raffineria ultra-complessa8 Mt/anno

Unità di lavorazione(escluso il cracking)

230 360 360

Processi di cracking(FCC, Alchilazione, visbreaking)

– 375 375

Processo di conversione profonda – – 700

Servizi ausiliari (unità di produzionedi fluidi ausiliari, terminali di stoccaggio,mezzi per la navigazione marittima)

550 740 1.020

Totale 780 1.475 2.455

Nello stesso tempo, il costo del greggio, già pagato madal quale non è stato ancora realizzato alcun valore, deveessere coperto: per es., ricorrendo al prestito. I costi diimmobilizzazione possono pertanto essere superiori ai2 dollari per tonnellata di greggio lavorato.

I costi fissi espliciti. Questi includono i costi per ilpersonale e i costi per la manutenzione, i costi assicura-tivi, gli oneri e le spese generali; tutte voci sulle quali lequantità raffinate incidono in misura limitata.

I costi per il personale sono indipendenti dal fattoche la raffineria operi o meno a pieno regime. Il nume-ro di occupati in un impianto di raffinazione varia molto.Una raffineria semplice impiegherà un minimo di 200-250 persone. Tuttavia il numero degli occupati dipendemolto più dalla complessità della raffineria che dalla suadimensione. In Europa, una raffineria mediamente com-plessa e di grandi dimensioni può impiegare anche piùdi 1.000 persone. Esistono poi altri fattori che possonoportare a un aumento del fabbisogno di personale, comela presenza di tante piccole unità all’interno della stes-sa raffineria o l’esistenza di un’ampia struttura che sioccupa di servizi sociali (come nelle raffinerie dell’exURSS).

I costi di manutenzione sono più o meno proporzio-nali all’investimento iniziale e possono rappresentareuna percentuale annua compresa tra il 3 e il 4% dell’in-vestimento stesso.

Le spese generali includono oneri, costi assicurativie spese operative di vario genere.

I costi del capitale (recupero e rendimenti). Il capi-tale deve essere comunque recuperato, indipendente-mente dal fatto che si tratti del costo di investimentoiniziale di una nuova raffineria, dei costi di ammoder-namento di una struttura già esistente o di quelli perla costruzione di un nuovo impianto all’interno di unaraffineria esistente. Esso, inoltre, deve generare ancheun’entrata. Se un investimento viene interamente finan-ziato mediante un prestito, i corrispondenti costi delcapitale incorporano rimborsi e interessi su base annua.Se si ricorre interamente all’autofinanziamento, il raf-finatore deve recuperare il capitale investito e genera-re un ricavo.

Tornando all’esempio della raffineria con una capa-cità annua di 8 milioni di tonnellate e del valore di 1,5miliardi di dollari, immaginiamo che il capitale investi-to venga interamente finanziato con un prestito da rim-borsare in 10 anni con un tasso di interesse dell’8 percento: il costo medio annuo sarà di circa 200 milioni didollari per i primi 10 anni di vita della raffineria, poinullo negli anni successivi. Questo dato si suddivide nelseguente modo: capitale � interesse � (con la raffine-ria che lavora a pieno regime) un costo di 25 dollari pertonnellata di greggio lavorato.

I costi totali e i fattori connessi. I costi di raffina-zione dipendono, come abbiamo visto, da una grande

quantità di elementi, il che rende complicata l’elabora-zione di accurate stime di costo. I costi fissi possonoincidere fino all’80% del costo totale di lavorazione diogni tonnellata di greggio. Di questi costi fissi, i costidel capitale sono particolarmente significativi. Ciò signi-fica che i costi totali possono variare enormemente aseconda che il costo dell’impianto sia stato o meno com-pletamente coperto.

Se consideriamo una nuova raffineria dotata di unimpianto di conversione convenzionale come descrittosopra, i costi totali per tonnellata di greggio lavorato sononell’ordine di 35 dollari o più, a condizione che essa stiaoperando al suo massimo livello di capacità pari a 8 milio-ni di tonnellate l’anno. Ovviamente, i costi per tonnel-lata aumentano in modo significativo se la raffineria stalavorando molto al di sotto della sua capacità.

Se, d’altro canto, si considera l’esempio di un impian-to di raffinazione il cui investimento sia stato in granparte recuperato (come nel caso della maggior parte delleraffinerie che operano nelle principali regioni di raffi-nazione), i costi sono molto più bassi, perfino pari a 15dollari per tonnellata. Ma questi raffinatori sono comun-que soggetti alle necessarie spese per gli investimenti inammodernamenti, anche se volti unicamente a miglio-rare la qualità dei loro prodotti o a ridurre l’impattoambientale della raffineria.

Questi costi, espressi in tonnellate o in barili di greg-gio lavorato, sono confrontabili con margini di raffina-zione realizzati dagli operatori (margini che variano inbase alle condizioni di mercato).

Oltre ai costi del capitale, altri fattori ricoprono unruolo più o meno significativo; primo tra questi è il tassodi utilizzo della capacità. In una raffineria che opera al66% della sua capacità, i costi fissi unitari di lavorazio-ne sono il 50% più alti di quelli di una raffineria cheopera a pieno regime. In teoria, pertanto, è nell’interes-se della raffineria operare al più alto livello possibile dicapacità. La realtà può divergere dalla teoria nel caso incui una produzione in eccesso in una data area di raffi-nazione inondi il mercato con conseguente flessione deimargini conseguiti; in questa situazione, è possibile chel’interesse della raffineria sia quello di ridurre, almenotemporaneamente, il tasso di utilizzo della sua capacità.

Come abbiamo visto, in base alla legge delle econo-mie di scala, più grande è la raffineria più piccolo è l’in-vestimento unitario e, di conseguenza, più bassi sono icosti del capitale. Inoltre, per un dato tasso di capacitàoperativa, più grande è la raffineria più bassi sono i costiunitari di lavorazione al netto del capitale investito. Ladimensione della raffineria ha una scarsa connessionecon i costi del personale e con le spese generali, e i costidi manutenzione aumentano in misura proporzionalmenteinferiore agli incrementi dimensionali; da qui, il concettodi soglia minima del rapporto costo-efficacia che, per ladistillazione atmosferica, è nell’ordine di 5 milioni di



tonnellate l’anno (100.000 barili al giorno). Se si esclu-dono alcuni casi molto speciali, oggi non esistono raffi-nerie più piccole.

La complessità e la localizzazione della raffineriainfluenzano non solo i costi del capitale investito maanche i costi collegati alle risorse umane, alle operazio-ni di manutenzione e altri elementi. Come potremo nota-re nelle pagine successive, le raffinerie complesse, rispet-to alle raffinerie semplici, sono in grado di ottenere mar-gini più elevati grazie ai quali possono coprire i loro piùalti costi di raffinazione.

I margini di raffinazione

DefinizioniIl margine (lordo) di raffinazione per ogni tonnella-

ta di greggio lavorato è la differenza tra il valore francofabbrica (ex-works) dei prodotti ottenuti dal processo diraffinazione e il costo del greggio che viene immessonella raffineria (input di raffineria); il valore di realizzodei prodotti si calcola moltiplicando il loro prezzo per lerispettive rese, che variano da una raffineria all’altra.

Il margine netto è uguale al margine lordo meno icosti variabili, che includono i prodotti chimici, i cata-lizzatori e gli oneri di trasporto connessi all’immobiliz-zazione, specialmente allo stoccaggio, di greggio e pro-dotti.

Per raggiungere il punto di pareggio, il margine lordodeve coprire i costi totali di lavorazione; in altri termi-ni, il margine netto deve coprire i costi fissi di raffine-ria, vale a dire tutti i costi espliciti e i costi del capitale.Il risultato operativo è quindi uguale al margine nettomeno i costi fissi.

Dovremmo notare che il valore realizzato sui pro-dotti prende in considerazione la produzione netta (cioèvenduta) della raffineria, vale a dire quella che resta unavolta sottratti i consumi interni dei gas di raffineria e diolio combustibile da parte degli impianti ausiliari. Que-sti consumi non sono trascurabili: in una raffineria dota-ta di un impianto di conversione convenzionale, rappre-sentano circa il 5-6% del greggio lavorato. Ai fini dellapresente esposizione, anche se classificati come costivariabili, questi consumi non verranno inclusi nei costidi lavorazione da confrontare con i margini.

I margini per una tipica raffineria, noti come indica-tori di margine, vengono pubblicati dalle compagniepetrolifere e dalla stampa commerciale. In Europa, gliindicatori di margine fanno riferimento in genere a unaraffineria immaginaria localizzata a Rotterdam e cheopera in un ambiente altamente competitivo.

È anche possibile calcolare un margine unitario, equi-valente alla differenza tra il valore dei prodotti ottenutida una determinata unità di raffinazione e quello dellematerie prime. A differenza dei prodotti finiti, le mate-rie prime e i prodotti intermedi non hanno alcun valore

di mercato. Possiamo tuttavia valutarne il prezzo sullabase dei loro potenziali usi; per fare ciò, si ricorre a uncosto opportunità, ossia al prezzo che la materia primao il prodotto avrebbero se venissero utilizzati per un usoalternativo rispetto a quello corrente.

I margini unitari sono di grande interesse per i raffi-natori in quanto indicano quali unità sono profittevoli,quali devono lavorare al massimo della capacità e qualidovrebbero lavorare a intensità ridotta. Tuttavia, questiimperativi economici spesso non sono praticabili a causadell’esistenza di vincoli tecnici.

I fattori che influenzano i marginiIl margine lordo conseguito da una raffineria dipen-

de essenzialmente dal suo grado di complessità. Unimpianto di raffinazione dotato di unità di cracking perbasi di benzine a elevato numero di ottano produce pro-dotti più leggeri (carburanti) che soddisfano caratteri-stiche estremamente restrittive e che hanno un elevatovalore di mercato.

Inoltre, una raffineria sofisticata può trattare moltopiù rapidamente greggi pesanti o ricchi di zolfo, utiliz-zando il suo impianto di conversione al massimo dellacapacità. Rispetto alle qualità più leggere e più dolci,questi greggi presentano differenziali di prezzo spessosignificativi che aumentano ulteriormente in presenza dipiù elevate quotazioni petrolifere.

Un margine migliore non significa necessariamenteun maggiore profitto, in quanto i costi di una raffineriacomplessa sono più alti di quelli una raffineria sempli-ce. In realtà, i margini conseguiti sono talvolta conside-revolmente più alti dei margini pubblicati. Sono diversele ragioni alla base di questa circostanza. I margini pub-blicati si riferiscono solamente ai prodotti principali(come carburanti per autotrazione e olio combustibile),ma non a prodotti speciali (oli, bitumi, GPL, prodottipetrolchimici e così via) che sono spesso più redditizidei primi. Per es., oli stoccati, ottenuti attraverso pro-cessi di raffinazione sempre più complessi, e in alcunicasi anche quelli finiti, offrono generalmente rendimentiallettanti. Qualche raffineria sfrutta questa situazione asuo vantaggio producendo per mercati di nicchia. Ana-logamente, una raffineria che fa parte di un complessopetrolchimico può, meglio di altre, valorizzare certi tagli(naphtha, ecc.) e beneficiare dei più bassi costi dellematerie prime.

Più in generale, laddove le raffinerie godono di unaposizione geografica favorevole, i prezzi (perfino quel-li dei prodotti principali) sono spesso più alti di quelliapplicati per calcolare l’indicatore di margine: una raf-fineria localizzata nell’entroterra, e per di più in unaregione di importazione petrolifera, venderà i suoi pro-dotti a prezzi maggiori rispetto a quelli dati dagli indiciinternazionali (Rotterdam, Golfo statunitense, Singapo-re, ecc.).



Le variazioni nei marginiFino a metà degli anni Settanta, i margini sono rima-

sti su livelli abbastanza soddisfacenti per l’industria diraffinazione. Il crescente consumo di prodotti raffinatiassicurava margini in grado di coprire i costi marginalidi lungo periodo, incluso il recupero del capitale inve-stito e la sua remunerazione. La principale preoccupa-zione per le compagnie petrolifere (e per molti Gover-ni) era come soddisfare la domanda. Nei maggiori paesieuropei, ciò implicava la costruzione ogni anno di unanuova raffineria o l’installazione di nuova capacità per unammontare equivalente a quello di un nuovo impianto.

Per tutto il decennio, i margini di una raffineria tipi-ca rimasero in media sui 2 dollari al barile. Se conside-riamo l’erosione del potere di acquisto della moneta, que-sto dato corrisponderebbe a circa 7 dollari al barile invaluta corrente.

Nel decennio successivo, tuttavia, la situazione mutòdrasticamente e i margini crollarono in modo pressochéindiscriminato. I rialzi delle quotazioni petrolifere nel1973 (a seguito della Guerra dello Yom Kippur) e nel1979-80 (con la rivoluzione iraniana) determinarono unrallentamento dei consumi e successivamente una loroflessione. Le enormi eccedenze di olio combustibiledovute al declino della domanda e alla mancanza di capa-cità di conversione ebbero l’effetto di ampliare il diva-rio tra i prezzi di questo prodotto, che erano già moltobassi, e quelli dei prodotti leggeri.

Allo stesso tempo, la capacità di raffinazione comin-ciò a superare l’offerta in modo significativo, special-mente in Europa e negli Stati Uniti. Questo eccesso dicapacità ebbe due conseguenze: dal momento che icosti marginali di lavorazione per barile erano moltobassi, sempre più raffinatori cominciarono a lavorarequantità crescenti di greggio aumentando così il sur-plus di prodotti (un guadagno di breve termine conconseguenze di lungo termine). Il risultato finale fu uncrollo dei margini.

Poiché, in condizione di eccesso di capacità, i costitotali di raffineria dovevano essere ripartiti su una quan-tità di prodotto di gran lunga superiore al volume otti-male, i costi unitari aumentarono in modo significativo.Questo effetto a forbice, che si verificò congiuntamen-te alla stagnazione della domanda nel periodo 1980-85,si tradusse in una bassa profittabilità che costrinse i raf-finatori a ridurre la loro capacità. Negli Stati Uniti, que-sta riduzione si verificò rapidamente e in misura relati-vamente limitata; tuttavia, con la ristrutturazione del-l’industria di raffinazione, vennero chiuse molte raffineriepiccole e indipendenti. In Europa, essa si verificò piùtardi ma con un effetto molto più drastico: su 150 raffi-nerie, ne vennero chiuse circa 50. Inoltre, molte delleraffinerie sopravvissute videro la loro capacità di distil-lazione ridursi drasticamente a seguito della chiusuradegli impianti più vecchi; in alcuni casi, avvenne anche

la conversione degli impianti di distillazione in unità divisbreaking. In Giappone, la ristrutturazione fu di por-tata più limitata in quanto il paese era un grande impor-tatore di prodotti (soprattutto da Singapore e dal GolfoPersico) e non aveva problemi di eccesso di capacità.

Questo impulso a ridurre la capacità terminò intor-no al 1985, in corrispondenza del contro-shock petroli-fero (con la politica delle quote produttive adottata dal-l’OPEC e con i prezzi del greggio basati su accordi net-backs). Il brusco crollo delle quotazioni del greggio chederivò da tali politiche rilanciò il consumo di prodotti,stimolato anche dalla nuova domanda delle economieemergenti. La caduta del valore del dollaro fu un altrofattore che favorì, allo stesso tempo, tale inversione.

In quel periodo la situazione risultava opposta rispet-to a quella delle crisi degli anni Settanta. I margini aumen-tarono fino alla fine degli anni Ottanta, raggiungendolivelli che, per la prima volta in un decennio, risultava-no pienamente soddisfacenti per tutti gli operatori. Duran-te gli anni Novanta, i margini rimasero su livelli mode-rati, non superiori a qualche dollaro al barile, molto aldi sotto dei costi totali di una nuova raffineria. Ciò avven-ne per una serie di ragioni: da un lato, in questo perio-do, il consumo mondiale di prodotti raffinati preso nelsuo complesso crebbe molto lentamente (1-2% l’anno);dall’altro, i tassi di utilizzo della capacità di raffinazio-ne, sempre un elemento chiave per gli andamenti delmargine, rimasero bassi, nonostante un loro aumentoverso la fine del decennio.

Mentre la capacità si era significativamente ridottanella maggior parte delle aree (con l’importante ecce-zione dell’ex Unione Sovietica, che proprio alla vigiliadella sua scomparsa e in seguito al conseguente crollodella domanda si trovò con un enorme eccesso di capa-cità che, perfino oggi, non è ancora stato completamen-te assorbito), lo squilibrio tra struttura dell’offerta delleraffinerie e struttura della domanda dell’economia per-sistette per anni. Nei loro sforzi di ridurre gli eccessi diolio combustibile associati alla mancanza di capacità diconversione, alcuni raffinatori si trovarono costretti atagliare la loro produzione.

In questa sede vale la pena notare un fattore aggra-vante nei periodi di eccesso di capacità: la capacità diraffinazione effettiva è spesso superiore a quella pub-blicata o dichiarata. Ciò per più ragioni:• alcuni indicatori sottostimano la capacità effettiva, e

diversi paesi prendono in considerazione solo la capa-cità di distillazione necessaria per approvvigionarele unità di cracking. Nell’ex Unione Sovietica, lacapacità effettiva della maggior parte di queste unitàera molto al di sopra della capacità di progetto;

• la capacità non utilizzata può essere velocemente riat-tivata;

• grandi progressi sono stati compiuti riguardo ai tem-pi di interruzione delle raffinerie per le attività di



manutenzione. Gli intervalli tra le interruzioni sonopassati da due o tre anni a cinque anni; ciò significache una raffineria può adesso operare per più del 95%del tempo;

• il fenomeno noto come aumento strisciante di capa-cità degli impianti esistenti (capacity creep), vale adire la tendenza ad aumentare la capacità rispetto aquella inizialmente progettata, dovuta ai limitati inve-stimenti da parte dei raffinatori in certe unità (rimo-zione dei colli di bottiglia). Questo aumento non èancora stato considerato nelle stime;Fino a oggi, nel corso del decennio corrente la situa-

zione è cambiata da un anno all’altro: l’aumento signi-ficativo dei margini nel 2000 fu seguito da una flessio-ne nel 2001, che si accentuò nel 2002; a partire dal 2003,

si verificò un netto miglioramento con margini che rag-giunsero livelli elevati.

La ragione di questo aumento dei margini è dovutaalla significativa crescita della domanda mondiale gui-data principalmente dagli Stati Uniti e da alcune econo-mie emergenti come la Cina. Questo incremento del con-sumo è anche la causa di un tasso di utilizzo della capa-cità da parte delle raffinerie estremamente alto in diverseregioni. Non è un’esagerazione parlare di saturazione nelsettore della raffinazione, specialmente nelle unità diconversione; gli Stati Uniti sono il paese che maggior-mente risente di questo fenomeno. La capacità di raffi-nazione mondiale, con l’esclusione del persistente ecces-so di capacità dell’ex Unione Sovietica (che è attualmentenell’ordine di 3 milioni di barili al giorno), può essere



$/bb

l

�4

�2

0

2

4

6

8

10Arabian Light

costo del petrolio greggio: CIF Europacosto dei prodotti: FOB Rotterdam

Brent Blend

12

anno82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04

fig. 10. Margine lordo di raffinazione(raffinazione con cracking – Europanordoccidentale)

�3

�1

1

3

5

7

$/bbl

Singapore-Tapis-raffineria semplice

Singapore-Dubai-raffineria con unitàdi cracking idrogenante

95 96 97 98 99 00 01 02 03 04

�4

�2

0

2

4

6

8

$/bbl

Golfo USA-LLS-raffineria conunità di cracking

95 96 97 98 99 00 01 02 03 04

�3

�1

1

3

5

7

$/bblRotterdam-Brent-raffineria sempliceRotterdam-Brent-raffineria con unità di cracking

95 96 97 98 99 00 01 02 03 04

fig. 11. Evoluzione dei margini netti di raffinazione. Nelle legende: centro di raffinazione, tipo di greggio,tipo di raffineria. LLS�Light Louisiana Sweet.

stimata in poco meno di 81 milioni di barili al giorno.Secondo l’Agenzia Internazionale per l’Energia, la pro-duzione globale di greggio e di frazioni liquide del gasnaturale ha raggiunto un simile livello nel 2004, portan-dosi leggermente al di sopra degli 81 milioni di barili algiorno (un equilibrio precario che illustra perfettamentela tensione che oggi stringe il mercato petrolifero).

Inoltre, i principali consumatori di petrolio, come gliStati Uniti e l’Europa (figg. 10 e 11), stanno diventandosempre più dipendenti dalle importazioni per soddisfa-re le loro domande di prodotti petroliferi (il Giappone èsempre stato un grande importatore).

I margini per regioneNegli Stati Uniti, i margini variano enormemente da

una regione all’altra, ma in generale sono tuttora moltopiù alti di quelli europei. I margini più bassi sono quel-li ottenuti dalle raffinerie complesse del tipo FCC nellaregione del Golfo del Messico. Questa è un’area alta-mente competitiva e a elevato tasso di importazione, nellaquale i margini vengono influenzati dai prodotti raffi-nati che arrivano principalmente dall’Europa e dal Suda-merica. I margini sono molto più elevati negli Stati cen-tro-occidentali e ancora di più in California, in parte acausa del miglior equilibrio esistente tra offerta e doman-da e in parte per via dei prezzi più alti dei prodotti. Lecaratteristiche a cui deve conformarsi il carburante perautotrazione in California (in base alle normative intro-dotte dal California Air Resource Board, CARB) sonopiù stringenti di quelle imposte a livello federale, e ciòsi riflette nei prezzi. Nelle zone di raffinazione come ilGolfo del Messico e la California, dove molte raffineriesono dotate di impianti per il trattamento di greggi pesanti,

i raffinatori possono godere di margini particolarmenteelevati quando il differenziale di prezzo tra greggi pesan-ti e leggeri si amplia in modo significativo. È quanto siè verificato nel 2003.

In Asia, la situazione è stata favorevole fino a metàdel 1997. I margini hanno raggiunto più volte i 3-4 dol-lari al barile grazie a una forte domanda e alle misureprotezionistiche adottate in alcuni mercati. Gravi insuf-ficienze nella capacità di raffinazione hanno fatto del-l’Asia un grande importatore, soprattutto dal MedioOriente. I margini sono crollati nel 1997 a seguito dellacrisi economica che coinvolse la regione e per via dellasimultanea introduzione di una nuova e significativacapacità di raffinazione.

In Europa, i margini di una tipica raffineria com-plessa localizzata a Rotterdam sono rimasti estrema-mente bassi durante gli anni Novanta (nell’ordine di 1 o2 dollari al barile) ma hanno recuperato terreno a parti-re dall’inizio del decennio in corso.

Bibliografia generale

Favennec J.-P. (sous la coordination de) (1998) Exploitationet gestion de la raffinerie, in: Le raffinage du pétrole, Paris,Technip, 1994-1999, 5v.; v.V.

Masseron J. (1991) L'économie des hydrocarbures, Paris,Technip.

Olivier AppertJean-Pierre Favennec

Centre for Economics and ManagementIFP School

Rueil-Malmaison, Francia



2.3 Analisi della struttura e delle funzioni di costo nel ... petrolio costituisca una...

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