Costa poco e ce n’è tanto: sembra un periodo positivo per chi deve comprare il petrolio. Ma dietro una facciata favorevole, con il greggio che viaggia sui 60 dollari al barile, si nasconde una realtà molto complessa e poco nota che possiamo riassumere così: il più grande produttore al mondo di oro nero è costretto a importare petrolio per far lavorare le sue raffinerie e addirittura ad acquistare benzina da altri Paesi; l’Europa dovrà dipendere sempre di più dall’estero per approvvigionarsi di carburanti; il prezzo alla pompa è destinato a restare più alto di quanto ci si potrebbe aspettare. Alle radici di questa situazione ci sono due scomode verità: i petroli non sono tutti uguali e le norme ambientali rendono difficile e anti-economico trasformarli nelle raffinerie occidentali.
«Proprio così: oggi le raffinerie dell’America, numero uno al mondo per estrazione di petrolio, possono produrre solo 4 milioni di barili al giorno di benzina di alta qualità, contro un consumo giornaliero di 10 milioni», spiega Salvatore Carollo, analista di mercato e trader con una lunga esperienza nel settore. «Lo shale oil Usa, infatti, è troppo leggero per le raffinerie esistenti, che sono progettate per greggi più pesanti. Per funzionare, devono miscelarlo con petrolio proveniente da fonti come il Canada, che copre il 42 per cento del fabbisogno degli impianti Usa, o il Venezuela, finito non a caso nel mirino di Washington». Il Paese sudamericano svolge un doppio ruolo cruciale: fornisce sia greggio pesante per le miscele necessarie alle raffinerie americane sia benzina raffinata di alta qualità per il mercato interno degli Stati Uniti. E potrebbe essere questo uno dei motivi che ha spinto l’amministrazione di Donald Trump ad assumere il controllo di Caracas, oltre che per danneggiare Cina e Russia.
Ma perché le raffinerie americane non possono lavorare tutto il greggio che viene “succhiato” con la tecnica del fracking dai giacimenti del Texas e del North Dakota? «È una lunga storia che risale al 1991», racconta Carollo. «Il Congresso degli Stati Uniti approvò una legge che imponeva elevati standard qualitativi per la benzina, ma la sua entrata in vigore fu posticipata al 1° gennaio 2000. Il ritardo di otto anni fu dovuto all’incapacità dell’industria petrolifera di produrre benzina con le caratteristiche richieste, economicamente poco sostenibili. L’amministrazione Bush fu costretta a invocare l’Opec per aumentare la produzione di greggio, ma la vera soluzione fu l’importazione di benzina di alta qualità dall’Europa e dal Sud America, in particolare dal Venezuela. Anche perché, invece di investire, le principali compagnie petrolifere americane vendettero o chiusero quasi la metà delle loro raffinerie, creando una “frattura” strutturale tra la produzione di greggio e la raffinazione. E l’arrivo dello shale oil non ha risolto il problema viste le sue caratteristiche».
L’Europa è sulla stessa strada: ha seguito l’esempio degli Stati Uniti nell’introduzione di standard elevati per la qualità della benzina, il che ha portato alla chiusura progressiva delle raffinerie anche nel Vecchio continente. Negli ultimi 15 anni l’Ue ha visto sparire circa 30 impianti, con una contrazione significativa della capacità complessiva di lavorazione dei greggi.
La combinazione di Green deal, crescita delle rinnovabili e concorrenza di raffinerie più grandi e moderne in Medio Oriente ha spinto ulteriormente verso un ridimensionamento strutturale della raffinazione di idrocarburi fossili, con accentuata enfasi sulle bioraffinerie. Secondo i dati dell’associazione di settore Concawe, riportati anche da Reuters, il continente è passato da oltre 120 raffinerie operative a meno di 90, un trend che rende più probabile un maggiore ricorso alle importazioni di prodotti finiti come la benzina. Gli analisti di Wood Mackenzie stimano che almeno 1-1,4 milioni di barili al giorno di produzione europea sarebbero a rischio di chiusura entro il prossimo decennio, scenario che «metterebbe ulteriormente sotto pressione la capacità della regione di coprire il fabbisogno di carburanti stradali» e aumenterebbe la dipendenza dalle importazioni di benzina in caso di picchi di domanda o shock dell’offerta. Un’analisi di Bloominglobal rincara la dose, sostenendo che il 60 per cento della capacità europea di raffinazione è oggi classificato come «ad alto rischio», e fra 40 e 50 raffinerie (concentrate in Francia, Germania e Italia) potrebbero chiudere entro il 2035: in questo contesto, sottolinea il report, l’Europa tende a diventare «sempre più dipendente dalle importazioni di carburanti, in particolare benzina e jet fuel».
Un quadro preoccupante anche per l’Italia: «Nel nostro Paese l’Eni sta trasformando le sue raffinerie in bio-raffinerie, mentre altri impianti sono stati venduti a trader internazionali che intendono esportare benzina negli Stati Uniti a prezzi più elevati», aggiunge Carollo, «e questo crea una doppia dipendenza dell’Italia sia per il greggio sia per la benzina raffinata, aggravando i problemi di approvvigionamento interni. Un fenomeno che passa inosservato dalla stampa».
Negli ultimi anni il sistema italiano ha continuato a ridursi e a riconfigurarsi: alcuni impianti sono stati chiusi o ridimensionati, altri sono stati riconvertiti alla produzione di biocarburanti avanzati.
Eni sta riorganizzando il settore in una nuova società e ha trasformato gli impianti di Porto Marghera e Gela in bioraffinerie, e sta completando la conversione del sito di Livorno, destinato a diventare la terza piattaforma nazionale dedicata ai biocarburanti, con l’avvio operativo previsto entro la metà del decennio. Nonostante questa contrazione, l’Italia rimane ai primi posti in Europa per numero di raffinerie e per capacità installata. Il complesso Sarlux di Saras, a Sarroch, in Sardegna, da solo vale oltre un quinto della forza nazionale, con circa 300 mila barili al giorno di distillazione e oltre 15 milioni di tonnellate l’anno, a conferma del ruolo ancora centrale di alcuni grandi hub integrati.
Il quadro economico resta però fragile. La domanda interna di carburanti è stagnante, la concorrenza delle mega raffinerie mediorientali e asiatiche si fa sentire sui margini, e il Green deal europeo impone standard ambientali sempre più stringenti. In questo contesto, i grandi operatori preferiscono tagliare la lavorazione di greggio, aumentare la flessibilità degli impianti e puntare su biocarburanti, chimica specializzata e prodotti a maggiore valore aggiunto. Il risultato è un sistema che produce meno carburanti fossili e importa di più benzina, diesel e jet fuel, ma che nel contempo prova a ritagliarsi un ruolo nella transizione energetica.
E dunque chi sta diventando il padrone del mercato della benzina? Il primo Paese al mondo è, manco a dirlo, la Cina con circa 18 milioni di barili al giorno. Seguono Usa, Russia, India, Giappone. Il problema è che è l’Asia a trascinare la domanda di carburanti tanto è vero che i Paesi arabi stanno investendo in nuove raffinerie, ma queste sono orientate ai mercati dell’Est, che hanno normative ambientali meno stringenti e quindi producono benzine non adatte agli standard occidentali. Ciò significa che l’Europa e gli Usa non possono importare benzina dall’Asia.
Le conseguenze di questa crisi strutturale sono immaginabili. La contrazione della capacità di raffinazione in Europa e la persistente dipendenza degli Stati Uniti creano un deficit di approvvigionamento nel bacino atlantico. E il prezzo della benzina, quella di alta qualità, sarà destinato a rimanere elevato, indipendentemente dall’andamento del prezzo del petrolio greggio, a causa della competizione tra i mercati per un prodotto sempre più scarso.