CONSIDERAZIONI SULL’ORIGINE DEL PETROLIO

La composizione del petrolio, aspetto importante della sua origine geologica, conferma ancora una volta che i combustibili fossili sono intercambiali o fungibili fra loro proprio grazie alla loro struttura chimica composta sostanzialmente da carbonio e idrogeno. Il petrolio è composto all’85% da carbonio, 10% da idrogeno, 1-5% da zolfo e da piccole percentuali di ossegeno, azoto e altri elementi in tracce. La presenza di ossigeno non è buona perché l’acqua abbassa il potere calorifico del petrolio. È in base alla composizione che siamo in grado di conoscere il potere calorifico, cioè la capacità di generare energia.

Un altro aspetto che emerge dall’origine geologica del petrolio è la sua concentrazione. Rispetto al carbone, l’origine del petrolio è più specifica perché necessitava di zone lagunari per il deposito che non erano facilmente trovabili milioni di anni fa, non erano distribuite in modo “equo”.

Emerge anche il fatto che è una risorsa che si trova nel sottosuolo e che di conseguenza richiede certe tecnologie per l’estrazione (non è una risorsa a portata di mano). In questa discesa agli “inferi” con l’aumento della temperatura e della pressione, arriviamo oltre la finestra dell’olio, dove si forma il petrolio greggio, alla finestra del gas naturale. Infatti, spesso i giacimenti di petrolio si trovano insieme ai giacimenti dei gas naturali.

Conoscere le caratteristiche del bene ci permette di conoscere la migliore destinazione d’uso. Infatti, la composizione del petrolio condiziona la scelta della destinazione dei derivati petroliferi.

CHE COS’È IL PETROLIO?

Conoscere le caratteristiche del bene ci permette di conoscere la migliore destinazione d’uso. Infatti, la composizione del petrolio condiziona la scelta della destinazione dei derivati petroliferi caratterizatti da alcune molecole in particolare.

Il petrolio è una miscela di composti idrocarburici (non c’è una sola molecola):

• Saturi (alcani)
• Insaturi (alcheni, alchini)
• Aromatici

con un numero di atomi di carbonio variabile tra 1 (metano) e 40.

Gli alcani, che appartengono alla categoria dei composti idrocarburici saturi, sono definiti paraffine (dal latino parum affinis, poco affini), sono un insieme di molecole stabili perché non essendo affine tra loro non interagiscono. Il prodotto derivato dal petrolio che è composto da alcani è un prodotto che non si deteriora.

La categoria degli insaturi con alcheni e alchini, hanno doppi e tripli legami, sono più instabili e di conseguenza anche il prodotto che li contiene è più instabile. Alcheni e alchini, essendo la base per polimeri, che sono lunghe catene che possono essere rotte, servono per l’industria petrolchimica. Il petrolio, come gli altri combustibili fossili, è una materia non solo energetica ma anche una materia prima a partire dalla quale si possono ottenere prodotti non necessariamente energetici

(es. industria della plastica che si basa sull’industria petrolchimica). Quindi le sostanze che non sono adatta per la stabilità del prodotto sono utili per l’industria petrolchimica.

Gli aromatici sono interessanti perché donano alle benzine delle proprietà molto utili, ma al contempo sono estremamente dannosi alla salute. Alcuni composti devono essere sostituiti perché dannosi in generale all’ambiente ma in modo specifico alla salute. Bisogna modificare le caratteristiche del prodotto per motivi ambientali cercando di mantenere la performance, come è avvenuto per i clorofluoro carburi (freon), refrigeranti che portano al buco dell’ozono), e per le benzine.

LA STORIA DEL PETROLIO

La storia del petrolio è legata all’OLocento e alla Rivoluzione industriale, ma guardando indietro il petrolio è un ottimo esempio di come una risorsa naturale può essere utilizzata in modi diversi.

Il petrolio compare in letteratura per la prima volta con il termine bitume già ai tempi dell’arca di Noè, costruita grazie a questo. Il bitumen compare anche per quanto concerne la mummificazione. Plinio il Vecchio parlava dell’uso medicamentoso del bitume. Mentre un uso tipico che ha segnato la storia delle guerre è quello del bitume come agente incendiario, il “fuoco greco”, cioè distillato di bitume. Nel medioevo già in Oriente si usava come illuminante.

La storia del petrolio è la storia ancora una volta di come un prodotto di scarto diventa importante di per sé: per vendere il salgemma, il sale da miniera che si trovava sottoterra nell’acqua, questo doveva essere depurato dalla contaminazione da petrolio, che invece veniva destinato ad usi medici.

Per quanto riguarda l’illuminazione, il prodotto maggiormente utilizzato era l’olio di balena (esempio di risorsa rinnovabile che diventa non rinnovabile, concetto applicabile alla biomassa legnosa). Per evitare la scomparsa delle balene, dopo l’olio di balena e dopo il distillato di carbone, viene venduto sul mercato il distillato di petrolio, il cherosene.

Durante l’OLocento la crescita demografica e l’urbanizzazione porta alla necessità di una rete elettrica che illumini le città. Il petrolio, prima usato per i usi medici, diventa un elemento importante per l’illuminazione e di conseguenza nasce l’esigenza di cercarlo più a fondo.

La storia del petrolio è una storia americana, il primo pozzo “profondo”, di 20 metri, è stato quello di Vitusville in Pennsylvania. In realtà sembrerebbe che i primi pozzi si trovino nell’Europa dell’Est (Romania, Polonia, Azerbaijan), la culla del petrolio. Da quel momento inizia l’epopea del petrolio con il prezzo che va alle stelle. In tanti paesi si comincia a sfruttare i giacimenti di petrolio presenti, quindi entrano sul mercato altri concorrenti. Il petrolio che fino a quel momento era scarso, diventa una risorsa abbondante, di conseguenza il prezzo scende perché l’offerta era molta e la domanda molto poco.

Ad un certo punto arriva l’elttricità per illuminare con Edison e viene inventato il motore, prima elettrico ma velocemente abbandonato, poi otto da una parte e (bio)diesel (oli vegetali) dall’altra. Il carbone ha dominato la scena della rivoluzione industriale e dei motori. Lo svantaggio del petrolio è che essendo un liquido richiede un serbatoio, ma il grande vantaggio è il suo potere calorifico o meglio densità energetica, circa di 42 MJ/kg per i derivati rispetto ai 20 MJ/kg del carbone, il carbonio invece ha un potere calorifico di circa 33 MJ/kg. OLeniamo gli stessi risultati con il petrolio utilizzando metà della quantità che servirebbe per il carbone. Utilizzare meno risorsa è fondamentale quando per essere sfruttata deve essere trasportata, per questo il petrolio come carburante ha vinto sul carbone per quanto rigurada il settore dei trasporti. Il petrolio trarrà ulteriore giovamento nei primi anni del ‘900 con la Ford.

In base alla composizione ci sono petroli diversi, quelli di nostro interesse sono i petroli adatti al settore del trasporto e non più quelli per il medicamento o per l’illuminazione.

CARATTERISTICHE MERCEOLOGICHE

Caratteristiche merceologiche, sarebbe più corretto parlare di poprietà che derivano dalle caratteristiche strutturali.

1. La densità viene misurata dal grado API ed è numero variabile tra 10 e 45. La formula del grado API deriva da un motivo storico, dalla strumentazione che veniva e viene tuL’ora utilizzata per la densità degli zuccheri in campo alimentare.

Dove SG significa gravità specifica, chiamata anche densità relativa (rispetto all’acqua). Il grado API dell’acqua è 10, SG è uguale a 1 (densità dell’acqua rispetto all’acqua). Il petrolio è più leggero dell’acqua, ha densità minore, quindi i gradi API del petrolio sono superiori a 10. La classifica dei petroli per pesantezza pone il grado API 23 come limite dei greggi pesanti, 23-34 medi, >34 leggeri.

I petroli leggeri sono quelli che contengono molecole leggere, cioè tante benzine. Uno dei modi per valutare la qualità del petrolio è la presenza o meno di molecole leggere e quindi di benzine. Per questo si parla di “alleggerimento del barile”, un barile che contiene la maggiore quantità possibile di distillati leggeri (benzina) perché richiesti dal mercato.

1. Tenore di impurezze, specialmente di zolfo, che è maggiormente connesso alla struttura del petrolio essendo questo un liquido, rispetto al caso del carbone.

1. Percentuali di benzina e oli lubrificanti che si possono ottenere dalla lavorazione di un dato greggio e che sono interessanti dal punto di vista economico. L’olio lubrificante è uno dei derivati più costosi mentre per le benzine a noi interessa averne in quantità elevata, cioè ci interessa avere la frazione “leggera”. Infatti, sono di particolare importanza per il mercato i barili “leggeri” cioè contenenti dei derivati medio-leggeri. La leggerezza ci riporta al concetto di densità del primo punto.

1. Il potere calorifico del greggio vale cirva 10.000 kcal/kg o 42-44 MJ/kg. A noi interessa il potere calorifico dei suoi derivati e non del greggio.

1. Una caratteristica del petrolio che a noi interessa in particolare in due momenti è la viscosità, termine con il quale si indica la difficoltà allo scorrimento di due strati. Il primo momento è la fase di trasporto, perché è necessaria più energia per pompare il petrolio più viscoso; mentre il secondo è la fase di estrazione, perché maggiore è la viscosità più difficoltosa è l’estrazione, per questo motivo esistono delle tecniche estrattive che vanno ad abbassare la viscosità. Il tasso di recupero di un giacimento dipende dalla proprietà della viscosità.

Altri due aspetti interessanti sono il punto di scorrimento o pour point, la temperatura minima a cui la miscela di idrocarburi riesce a scorrere, e il cloud point, la temperatura a cui comincia a precipitare la parte solida. Questi due punti sono molto importanti affinché il petrolio possa essere trasfortato.

Il valore commerciale del petrolio dipende dalla sua composizione o caratteristiche, infatti, è importante avere un petrolio che una volta trasformato ci faccia ottenere molte benzine perché è questo che viene richiesto dal mercato. Solitamente un petrolio di qualità non è solamente un petrolio leggero ma anche contente poche impurezze, soprattutto poco zolfo.

Grafico sulla qualità di alcuni giacimenti europei di petrolio, in ascissa la % in peso di zolfo e in ordinata il °API. C’è una concentrazione dei giacimenti in corrispondenza di elevati gradi API e basse % di zolfo. Spesso la leggerezza va di pari basso con le basse percentuali di zolfo, il che è molto appetibile per il mercato perché significa meno necessità di desolforare e quindi meno costi, ma al tempo stesso maggiori benzine e quindi meno lavoro in termini di raffinazione.

Esistono dei modi che permettono di capire già dal petrolio greggio quali percentuali dei diversi derivati petroliferi è possibile ottenere.

Tabella sulle caratteristiche merceologiche dei principali tipi di greggio (vedi su, pag 25). Dal Brent del Regno Unito, che ha gradi API 38, riusciamo ad ottenere una quantità di benzine maggiore rispetto a quante possiamo ottenerne dall’Arabian Light con gradi API 34.

La classficazione dei greggi in base al tenore di zolfo si suddivide in dolce medio da 0,5% ad 1,5% e acido ai tempi il petrolio veniva assaggiato per questo il termine dolce).

GREGGI DI RIFERIMENTO

Il greggio di riferimento è il greggio su cui base del valore commerciale ruota il mercato mondiale del petrolio. Il greggio di riferimento per antonomasia è il Brent, che viene nominato nelle quotazioni di mercato in particolare con unità di misura in barile (1 barile = 159 litri circa = 42 galloni circa). Il peso del barile dipende dalla densità del petrolio contenuto che abbiamo visto essere diverse fra loro, indicativamente è di 139 kg.

Un greggio diveneta di riferimento perché presenta alcune caratteristiche:

1. Produzione elevata 2. Sicurezza nella fornitura (aspetto geopolitico) 3. Produttori che agiscono in condizioni di mercato 4. Qualità rappresentative dei greggi più richiesti in una determinata regione

Rispetto al punto 4, in realtà abbiamo a che fare con greggi benchmark che sono rappresentativi del mondo intero e non solo di una regione perché le esigenze sono analoghe ovunque.

Lista dei greggi di riferimento:

1. BRENT, associato alla borsa International Petrleum Exchange, nata a Londra nel 1988. Un riferimento europeo che è poi diventato mondiale.

1. WTI, il petrolio texano, che domina il mercato americano ma non solo (NY Mercantile Exchange 1983).

1. DUBAI (Medio Oriente), che ha meno valore oggi. 4. MINAS (Indonesia) 5. TAPIS (Malesia)

Il Brent ed il WTI sono gli attuali greggi di riferimento mondiale, che hanno estromesso il precedente greggio di riferiemento, l’Arabian Light. Minas e Tapis nel sud-est asiatico sono invece situazioni più localizzate legate a mercati locati. I primi due greggi possiedono tutte le proprietà viste prime perché rispondono alle esigenze di libero mercato, di notevole quantità e qualità, con poco zolfo e tanta leggerezza.

Una nota negativa legata al Brent è che no ne è rimasto molto a forza di sfruttarlo. Ad oggi il Brent non è più quello di una volta, si trova mescolato insieme ad un altro petrolio del Mare del Nord con caratteristiche analoghe. Il Brent è scozzese, dal punto di vista geopolotico molto interessante se la Scozia dovesse separarsi dal Regno Unito.

A partire dal benchmark si calcola a ritroso il prezzo di tutti gli altri greggi importati in una determinata area: scontando o aggiungendo al prezzo del greggio di riferimento valori (premium) corrispondenti ad alcune caratteristiche proprie del greggio che con quello si confronta più un differenziale geografico. In base al prezzo del Brent viene fissato quotidianamente il prezzo di tutti gli altri greggi importati in Europa. Es. il prezzo dell’Arabian Light esportato in Europa è il prezzo del Brent scontato del costo di trasporto al porto di destinazione e del differenziale di qualità.

GREGGI NON CONVENZIONALI

La viscosità è un aspetto importante non solo a livello economico ma anche per quanto riguarda l’aspetto ambientale. Per poter estrarre un petrolio molto viscoso potremmo dover alterare il giacimento.

EROEI, aspetto economico e ambientale sono legati fra loro. L’EROEI come abbiamo già detto è il rapporto tra energia ottenuta ed energia investita quindi misura la difficoltà in temini energetici, cioè di energia investita, di estrarre il petrolio, e di conseguenza i costi che bisogna affrontare e l’inquinamento che si provoca al giacimento.

I greggi non convenzionali sono i greggi non facilmente estraibili, per i quali bisogna fare più fatica in termini di energia investita (EROEI più bassi), costi e impatto ambientale. Inoltre non sono in generale greggi di grande qualità, escluso il Tight oil.

1. Deepwater, sono i giacimenti presenti in acque profonde. Fa parte del mondo off-shore, nel quale c’è molta tecnologia, grazie alla quale siamo arrivati a profondità inimmaginabili e molti investimenti.

1. Oil shale o scisto bituminoso, è il protopetrolio o cherogene, che si forma nella prima fase a temperature più contenute e per questo si trova in forma solida, e che diventerà petrolio gregge nella finestra dell’olio. A partire da questo è quindi possibile ricavare il petrolio.

1. Shale oil o olio da scisto, petrolio che si riesce ad ottenere attraverso una serie di lavorazioni dal cherogene.

1. Il Tight oil corrisponde allo shale gas, famoso in tutto il mondo perché è il gas ottenuto attraberso il fracking. Il tight è un olio “stretto”, intrappolato e per questo di difficile estrazione. È necessaria quindi tecnologia che porta ancora una volta ad un danno ambientale.

1. Le Tar sands o sabbie bituminose, di cui è leader mondiale il Canada, sono delle sabbie dalle quali si ottiene un petrolio pesante e che necessita per essere estratto di interventi più o meno invasivi e dannosi per l’ambiente, presentano il vantaggio è di non dover andare in profondità.

IL FRACKING

Il fracking è la pratica attraverso la quale il petrolio intrappolato nello strato di scisto viene estratto attraverso il pozzo con spinte ad alta pressione di acqua, sabbia e altri prodotti chimici (inquinamento delle falde e microterremoti imputati al fracking).

È una tecninca molto discussa in tutto il mondo che in Europa non ha avuto molto successo. Gli Stati Uniti, grazie alla tecnica del fracking, sono diventati di nuovo quasi autosufficienti dal punto di vista energetico, provocando uno spostamento epocale del fulcro del mercato petrolifero dall’Arabia Saudita agli Stati Uniti, che sono diventati esportatori di gas e petrolio. Il Medio Oriente rimane comunque un’area importante con l’OPEC e l’Arabia Saudita che detta i prezzi e i tempi.

Grafico sulla produzione degli Stati Uniti di petrolio greggio I giacimenti considerati sono tutti tight oil, localizzati nella parte sud degli Stati Uniti (Texas, Oklaoma). C’è stato un aumento significativo dello sfruttamento dei giacimenti, al prezzo di danni ambientali notevoli.

INDUSTRIA PETROLIFERA

Dobbiamo immgainare l’industria petrolifera come un industria perfettamente integrata. Possiamo suddividere l’attività in upstream, midstream e downstream.

L’attività di upstream inizia da una prima fase di prospezione cioè ricerca, di trivellazione, di sviluppo o coltivazione dei giacimenti che è una fase che richiede anni, infine estrazione.

L’attività di midstream è quella che riguarda il trasporto dal luogo dell’estrazione ai mercati di trasformazione e consumo, è una fase molto importante perché il petrolio rispetto al carbone è una risorsa che viaggia molto.

L’attività di downstream è costituita dalla raffinazione nella quale avvengono i processi che servono per modificare il greggio nei prodotti richiesti dal mercato, produzione, distribuzione e commercializzazione. È in questa fase che risulta importante la leggerezza del barile, più leggero è il barile minore saranno gli sforzi fatti in questa fase.

FASE DI UPSTREAM

PROSPEZIONE - TRIVELLAZIONE - DI SVILUPPO O COLTIVAZIONE DEI GIACIMENTI - ESTRAZIONE

Nonostante i rischi elevati, gli investimenti sono notevoli nella sottofase di ricerca. Per minimizzare il rischio si usa la tecnologia perché ci permette di prevedere con un certo grado di probabilità cosa realmente si trova al di sotto. Una delle tecniche utilizzate è la sismica a riflessione che attraverso la rifrazione e la riflessione delle onde provocate artificialmente che si propagano nel terreno restituisce una mappatura del sottosuolo con una certa affidabilità.

Per quanto riguarda la sottofase di coltivazione del giacimento, la riseva si determina moltiplicando il volume per la porosità per la densità Questo perché il petrolio che ha avuto origine dalla roccia madre è contenuto nella roccia serbatoio o reservoir, roccia porosa nel quale il petrolio è emigrato. La porosità va da 0 a 1, se p=0 la roccia è compatta quindi significa che non è presente petrolio, se p=1 la roccia ha (per assurdo) un unico grande poro quindi la riserva sarà uguale al volume della roccia per la densità.

Per la sottofase di estrazione distinguiamo metodi primari, secondari, terziari. I metodi primari prevedono una fuoriuscita spontanea del petrolio dovuta alla pressione del giacimento. I metodi secondari (improved recovery) si basano sul reintegro della pressione del pozzo mediante iniezioni di gas (gas drive) ed acqua (water flooding). Invece, i metodi terziari spinti (enhanced recovery) operano un lavaggio della trappola petrolifera con iniezione di tensioattivi di sintesi o solventi o vapore surriscaldato che riduce la viscosità dei greggi pesanti di modo che il petrolio si possa staccare dalla roccia e fluire più facilmente, è stato fatto anche ricorso alle biotecnologie con le culture di microrganismi (Candida petrophilum). Una delle possibilità che rientra tra i metodi terziari è la CCS quindi la cattura e lo stoccaggio del carbone da iniettare nel sottosuolo per aumentare il tasso di recupero del giacimento petrolifero (e gas).

A seconda della tipologia estrattiva adottata si reiscono ad estrarre quantità crescenti di gregge. ALraverso i metodi primari estraiamo fino al 15%, con i secondari dal 20 al 40%, e con i metodi terziari fino al 60% di petrolio (soltanto).

Per rendere dinamico il concetto di EROEI, R/P o C che è un indice statico, dobbiamo considerare il tasso di crescita annuale dei consumi energetici.

Grafico sulla curva logistica o sigmoide che descrive il consumo di una risorsa non rinnovabile in funzione del tempo, in questo caso il petrolio greggio, a partire dalla risorsa intatta fino alla risorsa consumata (anche se l’era del petrolio finirà prima che la risorsa sia scomparsa del tutto).

La forma rispecchia la teoria del campo (di grano) marginale, descrive il fatto che inizialmente il petrolio veniva ricercato ed estratto in superficie, man mano che le riserve più superficiali si esaurivano si cercava sempre più in fondo aumentandone lo sfruttamento, il rallentamento è invece dovuto alla difficoltà nel trovare la risorsa.

Cambiando il segno della curva logistica del consumo troviamo la produzione cumulativa. La produzione cumulativa, cioè tutto il petrolio esistente sottoterra, è quindi uguale e con segno opposto alla produzione consumata.

Grafico sulle curve logistiche o sigmoidi, in ascissa il volume di greggio estratto ed in ordinata le probabilità. Il grafico è un’approssimazione perché andrebbe fatto per ogni giacimento e per ogni periodo storico. La curva in-place indica il petrolio nel suo complesso, mentre le curve a sinistra technically ed economically indicano le riserve, cioè la parte di risorsa realmente estraibili sulla base delle condizioni tecnologiche ed economiche attuali (concetto dinamico). Ad esempio la tecnologia ci permette di portare il tasso estrattivo fino al 60%, ma non è sufficiente da sola, bisogna considerare l’aspetto economico perché il petrolio estratto potrebbe essere fuori mercato. Al volume V1 abbiamo una probabilità del 95%, per il volume maggiore V2 la probabilità è del 5%. Nel corrispettivo grafico a destra vediamo una distinzione ufficiale delle riserve fatta in Italia sulla base della probabilità di sfruttarle: riserve certe, probabili e possibili.

La derivata della logistica, cambiata di segno, rappresenta la produzione ossia la velocità del consumo ed ha un picco quando la produzione o velocità del consumo è massima. Il picco in considerazione è il famoso picco (di produzione) del petrolio di cui si dibatte. Dopo il picco la produzione rallenta perché la disponibilità della risorsa comincia a scarseggiare. È in modo approssimato lo spartiacque tra il mondo del petrolio convenzionale e non convenzionale, in questa fase storica abbiamo a che fare con petrolio di inferiore qualità, di difficile estrazione e con prezzi leggermente più elevati (anche se i prezzi non seguono regole).

EROEI

L’EROEI o EROI misura quante unità di energia si ottengono con la spesa di una unità di energia, si tratta dell’energia restituita sull’energia investita o ricavi energetici su costi energetici. Un altro modo per esprimere il concetto è l’energia netta, cioè la differenza tra energia restituita ed impiegata, nonché l’energia che arriva alla società. Il costo energetico è quindi il costo che dobbiamo affrontare per produrre energia e sarà uguale all’energia impiegata.

Il concetto di EROEI per il petrolio greggio è racchiuso nell’acronimo WTW, from well to wheels, dal pozzo alla ruota. Il pozzo è il momento di nascita dell’energia destinata ad essere trasformata in energia cinetica delle ruote dell’autoveicolo L’energia cinetica delle ruote può essere ottenuta in dversi modi tra cui attraverso un derivato del petrolio. Il concetto di EROI e l’acronimo WTW ricordano come per qualsiasi tipo di valutazione economica e ambientale bisogna considerare l’intero ciclo di vita del prodotto (dalla culla alla tomba).

Il rapporto EROEI deve essere maggiore di 1 e l’energia netta maggiore di zero. Per capire la relazione tra EROEI ed energia netta bisogna esprimere l’energia netta rispetto all’energia restituita, la percentuale di energia restituita o ottenuta che arriva alla società, la curva che descrive questa definizione è un iperbole.

Dalla tabelle emerge che dei dimezzamenti dell’EROEI portano a variazioni abbastanza contenute dell’energia netta su energia restituita. La società non subisce il lento cambiamento.

Grafico sull’EROEI e l’energia netta in % del petrolio. Lo shale o petrolio non convenzionale è caratterizzato da EROEI sempre più bassi. Se è vero che attualmente, negli anni 2000, abbiamo EROEI approssimativamente di 15 e all’inizio del ‘900 di 100, esiste una sola retta che unisce i due punti e che segnala la tendenza dell’EROEI di arrivare a zero. Quando l’EROEI si abbassa molto non possiamo più parlare di riserve ma di pozzo.

Per calcolare l’EROEI è necessario creare dei confini di sistema relativamente ai diversi passaggi del ciclo di vita o sistema di produzione. Il primo confine di sistema è relativo alla fase estrattiva, il secondo alla fase di trasporto e trasformazione della risorse ed il terzo alla fase finale di consegna alla società. Passando dalla “culla alla tomba” lungo il ciclo di vita avremo delle perdite e avremo bisogno di impiegare energia per ogni passaggio, questo vale per il petrolio ma anche per il carbone.

Il primo confine di sistema per una fonte fossile è dunque quello relativo all'estrazione dal sottosuolo. Questa componente dei costi (confine 1) include ovviamente anche i costi relativi a ricerca e sviluppo e, insieme alla vera e propria estrazione, costituisce il cosiddetto upstream dell'attività mineraria delle compagnie petrolifere e del carbone. Questa componente definisce l'EROEl a bocca di pozzo o bocca di miniera. Il confine susseguente include i costi energetici di processo cioè tutte le operazioni che rendono utilizzabile la fonte per scopi specifici: la raffinazione dei prodotti petroliferi, la depurazione del gas, la separazione del carbone dalla parte inorganica del materiale estratto dal giacimento (confine 2). Il terzo confine include le operazioni di distribuzione della materia prima (confine 3). Al termine del processo descritto nel diagramma di flusso della prossima pagina si ha un EROEl che include i costi spesi dai produttori di energia a monte degli usi sociali. Questi costi sono rappresentati dalle perdite di ciascun passaggio e dai flussi di energia dalle fasi successive del flusso totale rappresentate dalle frecce colorate che rientrano nel diagramma di flusso dalla parte superiore.

EROEI E PICCO

Colleghiamo il concetto di EROEI alla parte iniziale del ciclo di vita e del picco. In questi anni sono stati vari i picchi di produzione raggiunti, il più importante è quello del petrolio ma è interessante anche quello relativo all’olio di balena che vediamo dal grafico sulla produzione di olio di balena e ossa di balena dal 1800 al 1880. L’olio di balena, con il quale si illuminava, e le ossa di balena, usati ad esempio per i bustini nell’OLocento, erano due mercati diversi accomunati dalla stessa risorsa, la balena. Quello della balena è un esempio utile da confrontare con il petrolio perché è l’esempio di come una risorsa non ha avuto il tempo necessario per rigenerarsi portando dei picchi nella produzione simili a quelli del petrolio. La balena ed il petrolio sono accomunati dall’essere delle risorse non rinnovabili ma una differenza importante tra i due è la fungibilità, infatti se i prodotti derivati dalla balena potevano essere sostiuiti, oggi come oggi è difficile sostiuire i derivati del petrolio. A distanza di oltre 100 anni dall’invenzione del motore a scoppio, la ford T, siamo ancora in una situaizione per cui il settore dei trasporti dipende dal settore petrolifero, i margini di manovra sono esigui. Le cose stanno cambiando con l’elettrificazione dei motori ma una transizione enrgetica richiede una sostituzione che non è sempre immediata e semplice.

Grafico sulle variazioni di prezzo dell’olio di balena e delle ossa di balena dal 1800 al 1880. Fino al raggiungimento del picco in entrambi i casi il prezzo oscillava con una tendenza a crescere, dopo il picco in entrambi casi il prezzo è aumentato di molto. Qualcuno accomuna questo andamento dei prezzi a quello del petrolio, ma il mondo del petrolio e della sua valutazione è molto articolato quindi risulta difficile il confronto.

Il picco del petrolio (convenzionale) è il punto nel quale la produzione di olio da un campo petrolifero, una regione o il mondo intero raggiunge un massimo e successivamente inizia a declinare per cause determinate principalmente dalle limitazioni nella disponibilità della risorsa. Il picco del petrolio non è una teoria, ma piuttosto un fenomeno osservato in almeno 60 paesi produttori ed in grandi bacini petroliferi, da quelli in terraferma degli Stati Uniti a quello in mare del Mare del Nord. Ma non è stato ancora osservato a livello globale.

Il picco del petrolio conosciuto come picco di Hubbert, prende il nome dal geogolo Hubbert che nel 1956 previde che negli anni ’70 si sarebbe raggiunto il picco petrolifero americano e nel 2000 quello mondiale. Il modello di Hubbert ebbe successo per la prima previsione, infatti negli anni ’70 gli Stati Uniti raggiunsero il picco, la previsione mondiale invece non si avverò. L’andamento oscillante della produzione petrolifera degli Stati Uniti viene ben descritta da una gaussiana, la curva di Hubbert, l’andamento del picco sottende gli stessi ragionamenti fatti sul campo marginale.

Picco di petrolio significa picco di produzione e quindi di massima offerta, dopo il picco inizia la fase di declino, l’offerta diminuisce e la risorsa comincia a scarseggiare, di conseguenza si assiste ad un rapido aumento dei prezzi. Il rapido aumento dei prezzi sarà in parte dovuto al fatto che non c’è abbastanza offerta che soddisfi la domanda di petrolio, e sarà in parte necessario ad incrementerare gli investimenti, sempre meno produttivi (EROEI bassi), per l’estrazione del petrolio non convenzionale. Questa situazione porterà ad un’instabilità geopolitica per il controllo dei giacimenti petroliferi ancora attivi. Ci saranno paesi con R/P particolarmente elevati ed altri viceversa con valori molto bassi, cioè zone geografiche in cui il petrolio è ancora disponibile ed altre in cui è in eusarimento. Quindi con il picco c’è una tensione dei prezzi.

Nella breve periodo il picco di petrolio non è un vero picco ma è più un assestamento, un plateau della produzione, cioè un andamento abbastanza ondulatorio perché se da una parte l’offerta diminuirà per via della diminuizione dei giacimenti attivi, dall’altra parte ci sarà uno sfruttamento accelerato delle aree ancora produttive (Medio Oriente).

Una reazione legata al costante aumento dei prezzi sarà quella dell’adozione di politiche di risparmio energetico che hanno caratterizzano anche la crisi petrolifera del Kippur e delle “domeniche a piedi”, causata da una delle tante guerre che hanno insanguinato il Medio Oriente. Un’alternativa alle politiche di risparmio sarà quella di cercare di aumentare l’efficienza.

Nel lungo periodo, dato l’esaurimento delle fonti energetiche convenzionali, i prezzi verranno aumentati ad un livello tale da rendere economico lo sfruttamento e la commercializzazione di giacimenti non convenzionali caratterizzati da costi maggiori (offshore profondo, oli pesanti, tar sands, liquefazione del carbone, GTL, etc.) ed EROEI bassi. I prezzi elevati consentiranno ai produttori di ottenere ugualmente un profitto da questi investimenti, da qui il famoso “barile marginale”, cioè il prezzo a cui sarà venduto l’ultimo barile. Il passaggio dalle fonti convenzionali a quelle non convenzionali sarà descritto da una nuova curva di Hubber.

In conseguenza a questi cambiamenti incrementano le tecnologie sia quelle di risparmio energetico e sia quelle per incrementare lo sfruttamento dei greggi non convenzionali. Una volta sostenuti la maggiorparte degli investimenti in nuove tecnologie per l’estrazione da fonti non convenzionali, l’offerta aumenterà e i prezzi inizieranno lentamente a diminuire.

Bassi prezzi causano una diminuzione degli investimenti esplorativi, il che porta alla diminuzione delle riserve qualora la produzione (ovvero il consumo) non subisca anch’essa una flessione. Quindi, si ha un progressivo esaurirsi delle riserve disponibili ed un approssimarsi del picco produttivo.

Minore produttività dei campi assottiglia il divario domanda-offerta che aveva causato i prezzi bassi e si verifica un progressivo rialzo dei prezzi del greggio. Questo spinge le compagnie petrolifere a intraprendere una politica esplorativa più aggressiva, visto che la redditività delle scoperte è direttamene legata al prezzo del greggio.

Tra gli investimenti e la produzione c’è un lag temporale, che causa un aumento dei prezzi che spinge ulteriormente gli investimenti esplorativi e di sviluppo. Infatti, anche se investiamo oggi perché diventa vantaggioso sfruttare qualcosa che fino a prima non lo era, la produzione richierà degli anni.

La produzione derivante dalle nuove scoperte beneficierà per un periodo dei prezzi alti, ma quando la produzione crescerà ad un ritmo maggiore della domanda (overshooting della produzione), il picco si sposterà in avanti nel tempo per il maggiore stock via via disponibile e i prezzi si deprimeranno. È un ciclo continuo che rimanda all’infinto il picco di petrolio, grazie ai prezzi alti iniziali si riesce ad investire ma non appena l’offerta aumenterà i prezzi diminuiranno. Per questo il termine più adatto a descrivere questo andamento è il plateau e non il picco.

Fino ad adesso abbiamo parlato di petrolio ma in realtà il termine corretto è idrocarburi liquidi, questo perché a noi non interessa il petrolio greggio in sé ma quella miscela di idrocarburi liquidi da cui otteniamo quei prodotti necessari al proseguire dell’economia (es. settore trasporti).

Considerando tutti i liquidi combustibili, tra il petrolio convenzionale troviamo oltre al greggio anche i condensati e l’NGL (Gas naturale liquefatto) che derivano dal mondo del gas naturale, che sappiamo essere strettamente legato a quello del petrolio per motivi geologici (l’orgine è uguale). Il petrolio non convenzionale come già visto comprende ultra-pesante, sabbie bituminose, oil- shale e tight-oil. Oltre al petrolio, i liquidi combustibili comprendono altri liquidi: i biocombustibili o biocarburanti, che hanno origine dalla biomassa, GTL (Gas to liquid, processi svolti ad ottenere idrocarburi liquidi da gas naturale) e CTL (Carbon to liquid, processi svolti soprattutto in Africa).

Il modello del picco di Hubbert è un modello statico e impreciso che non considera:

1. Combustibili fossili non convenzionali 2. Il progresso tecnologico, nel bene e nel male, dato che ad esempio il fracking pur avendo spostato in avanti il picco ha causato molti danni ambientali negli Stati Uniti. 3. La necessità di modellizzare il legame prezzo-domanda-investimenti. 4. L’incertezza dell’ammontare delle risorse petrolifere.

La domanda epocale è: “Quanto petrolio c’è realmente sotto terra?” Nessuno sa rispondere con esattezza, ci sono solo delle stime. Inoltre non sappiamo quanto di questo riusciremo ancora ad estrarre.

Ci sono diverse teorie sul picco del petrolio, gli studiosi si dividono in ottimisti e pessimisti. L’aspo è l’associazione per lo studio del picco del petrolio. Dal grafico sulle previsioni sulla produzione di petrolio vediamo che a seconda dell’ottimismo o pessimismo e del tipo di modello utilizzato per la realizzazione delle previsioni si hanno diverse date del picco spalmate nel tempo. Ad esempio, Campell e Laherrère sostenevano che il picco sarebbe stato raggiunto già nel 2000, altri nel 2015 fino ad arrivare ad un picco del petrolio non convenzionare attorno al 2060 di una ricerca del 2004.

Nonostante i tempi previsti siano diversi, tutti concordano sull’esistenza del picco, che prima o poi viene raggiunto per ogni fonte non rinnovabile. Alcuni picchi si sono già manifestati perché il picco può essere sia mondiale che locale, come nel caso del picco del petrolio negli Stati Uniti o del picco del carbone in Russia.

Grafico sulla produzione annuale di liquidi ocmbustibili da fonti fossili nelle ipotesi di un quantitativo di petrolio recuperabile di 2 Tb e di 4 Tb (improbabile). I dati reali arrivano fino ai primi anni 2000. La linea blu è il BAO (business as usual), lo scenario in cui tutto continua ad andare per come è andato fino ad adesso senza che ci sia un cambiamento specifico, senza considerare il picco della produzione. Al di là di questa, le curve più interessanti sono le altre. Le stime sul petrolio presente sottoterra parlano di 7-8 Tb (sette-otto mila miliardi di barili di petrolio, dove un barile corrisponde a 159 litri), a noi interessa conoscere quanto di questo petrolio è realmente recuperabile, cioè quando sarà raggiunto il picco. La linea verde riguarda il petrolio convenzionale, è la curva base di questo grafico ed indica che noi stiamo già vivendo il picco di petrolio. Nell’ipotesi più ottimistica il petrolio recuperabile corrisponde a 4Tb (linea viola), cioè 2 Tb di petrolio convenzionale (linea verde) più 2 Tb di petrolio non convenzonale (linea arancione), ipotesi non condivisa da molti scienziati perché significherebbe che siamo in grado di estrarre metà o più di metà petrolio presente sottoterra. Se più realisticamente aggiungiamo 1 Tb (linea rosa) ai 2 Tb di petrolio convenzionale (linea verde), arriviamo ad una quantità recuperabile di petrolio di 3 Tb (linea azzurra).

Il grafico sui dati di istituti di ricerca asiatici confermano il grafico di prima, ma è ulteriormente evidenziato il plateau della produzione cioè l’andamento ondulatorio frutto del cambiamento continuo di prezzi, di investimenti e innovazione tecnologici, che non corrispondono al picco.

Grafico dei primi anni 2000 sulla produzione o consumo, sulle scoperte di giacimenti (istogrammi in rosso). La visione pessimista che sostiene che il picco sta per avvenire o che lo stiamo già vivendo si basa sul pensiero che la maggior parte dei giacimenti è già stato scoperto tra gli anni 50’ e 70’. Le nuove scoperte sono diminuite fino ad arrivare agli anni ’80 dove ciò che viene prodotto non viene più compensato da nuove scoperte rendendo incerto il futuro, perché il consumo continua a crescere senza che venga reintegrata la quantità di petrolio (convenzionale). La visione ottimista sostiene invece che c’è ancora molto petrolio, che ci sono stati pochi investimenti perché non convenienti. Questa differenza nella visione delle riserve si estrinseca anche a livello di valutazioni di nuovi giacimenti, per cui alcune valutazioni sono negative mentre altre molte positive.

Considerazioni. Quello che è certo è che il picco si raggiungerà, che i grandi giacimenti che hanno fatto la storia sono diventati meno produttivi, che le tecniche innovative hanno aumentato il tasso di recupero fino al 60% e se questo è il limite non si raggiungeranno dei recuperi tali da prolungare nel tempo la vita del petrolio, ma bisogna considerare che nel contempo il fracking ha cambiato le prospettive degli Stati Uniti perché ha aumentato la quantità di petrolio disponibile.

Il picco di cui abbiamo parlato fino ad adesso è un fenomeno determinato principalmente dalla limitazione dell’offerta; ma alcuni studiosi considerano anche il picco della domanda, un picco produttivo determinato da un declino della domanda causato a sau volta da due possibili fattori:

1. Un generale impoverimento delle classi sociali.

1. La progressiva sostituzione dei combustibili liquidi con altre fonti → tema della fungibilità.

Il petrolio potrebbe essere sostituito come conseguenza di una normativa ambientale stringente, “depetrolizzazione”. Dal punto di vista ambientale, ad esempio, sarebbe preferibile l’utilizzo del gas naturale, anche qui bisognerebbe capire se i derivati del petrolio possono essere sostituiti dal gas nel loro utilizzo. Oppure, l’innovazione tecnologica potrebbe causare uno spostamento, ad esempio, dal motore a combustione interna al motore elettrico.

CF-carbon footprint o impronta carbonica del petrolio per capire quanto la filiera del petrolio impatta sull’ambiente. Grafico sull’emissione di CO₂ in kg relative ad un litro di benzina. Nonostante la benzina è la stessa le emissioni di CO₂ differiscono in base al petrolio utilizzato perché il ciclo di vita nei tre casi è diverso. Il primo caso con 2,74 kg/l di CO₂ deriva da un petrolio da estrazione primaria (estrazione facile), il secondo caso con 3,22 kg/l di CO₂ deriva da un petrolio da iniezione di vapore (estrazione media), il terzo caso con 3,38 kg/l di CO₂ deriva invece da sabbie bituminose da iniezione di vapore (estrazione difficile). I cicli di vita in questo caso differiscono per la parte di upstream, invece la fase di trasporto e di raffinazione sono più o meno uguale in tutti i casi.

Dalle emisisoni di CO₂ per litro di benzina (CF) riusciamo a ricavare l’EROEI perché c’è una proporzionalità tra le emissioni di CO₂ e consumi energetici, questa approssimazione è possibile soltanto perché oltre l’80% della nostra energia deriva dai combustibili fossili, quindi parlare di energia significa parlare di CO₂. Dato che l’EROEI è il rapporto tra energia restituita ed energia investita, una buona appossimazione dell’EROEI è il rapporto tra le emissioni, CO₂ relativa all’energia restituita su CO₂ relativa all’energia investita. Nel caso del grafico non abbiamo né l’una nell’altra, ma abbiamo la somma complessiva della CO₂ emessa in tutto il ciclo di vita. Possiamo conoscere la CO₂ associata all’energia restituita, dato che conosciamo la CO₂ emessa bruciando un kg di benzina e di conseguenza la CO₂ emessa bruciando un litro di benzina, circa 2,34 kg. Se alla CO₂ emessa per litro di benzina durante il ciclo di vita sottraiamo la CO₂ emessa per litro di benzina bruciato otteniamo la CO₂ relativa alla fase estrattiva cioè la CO₂ associata all’energia investita (es L’EROEI espresso in emissioni di CO₂ sarà 34769846 " :4;:

Le emissioni di CO₂ associate all’energia investita (fase estrattiva) aumentano proseguendo con gli esempi, di conseguenza essendo la CO₂ associata all’energia investita al denominatore, l’EROEI diminuirà fino ad arrivare a situazioni, che non riguardano la benzina, per cui parleremo di pozzo e non più di sorgente di energia. Il problema è mantenere un EROEI sopra l’1.

Grafico sul ritorno energetico (EROEI) delle compagnie petrolifere, le quali pubblicano un report di sostenibilità ambientale attraverso il quale possiamo conoscere l’insieme delle emissioni totali di CO₂, sapendo la produzione totale di CO₂ potremo conoscere le emissioni legate alla fase finale e come prima per differenza possiamo ottenere una buona approssimazione dell’EROEI. Vediamo dal grafico che la situazione tra le compagnie petrolifere, quindi le aree geografiche, è abbastanza diversificata. Dalle grandi compagnie (Exxon, Shell, Chevron, BP) che hanno fatto la storia del petrolio (le sette sorelle) l’attenzione è slittata verso le compagnie nazionali. Questo spiega perché nel grafico è presente una caratterizzazione geografica. Dal grafico emerge che, semplificando, in Arabia Saudita è mediamente più facile estrarre del petrolio, ha EROEI elevati. Altre compagnie sono al limite, come la Sinopec che ha EROEI pari a 1,67.

Tabella sulla variazione dell’EROEI di un certo periodo storico 2014-2018 per le diverse compagnie, evince una certa variabilità per le compagnie petrolifere negli anni, si passa da un EROEI medio di 12 del 2014 ad uno di 17 del 2018, significa che si è verificato un miglioramento, in questo periodo è diventato più semplice estrarre petrolio. Il passaggio successivo è quello di capire se l’EROEI ha una relazione con il prezzo.

Grafico su EROEI e prezzi (base 2018) dal 2014 al 2018, l’andamento, tralasciando la parte finale dove sia prezzi che EROEI crescono, esprime una relazione inversa tra prezzi ed EROEI.

UPSTREAM E PREZZI

Leonardo Maugeri, esperto del settore petrolifero: “per trovare la sua via al mercato un greggio deve innanzitutto presentare una struttura di costo compatibile con i prezzi che il mercato è disposto a pagare per il greggio”.

Il primo costo di nostro interesse è il costo tecnico di produzione. I costi tecnici di produzione si dividono in due macrocategorie:

1. I finding&developments costs (o solo findings). Questa categoria comprende tutte le fasi preliminari (esplorazione, perforazione e sviluppo di un giacimento) e rappresenta il del costo globale unitario per barile. I discovery cost (costi di scoperta) in genere vengono indicati a aprte per metter in evidenza le prestazioni di una società petrolifera nella fase esplorativa e rappresentano un 10-20% del costo di finding&developments.

1. I lifting costs (o costi di produzione). Questa categoria comprende i costi necessari a trattare e avviare il greggio ai centri di stoccaggio o di trasporto, rappresentano circa il 30-40% del costo complessivo.

I costi tecnici di produzione non uguali in tutti i paesi e dipendono dai contratti di produzione del petrolio:

1. Contratto di concessione. È il contratto tramite il quale una compagnia petrolifera estera (es. BP, Shell) ha in concessione per un certo numero di anni lo sffruttamento di alcuni giacimenti petroliferi di un paese in cambio del pagamento delle royaltis e delle tasse allo Stato che detiene la risorsa (terra). In questo tipo di contratto non è coinvolta la compagnia nazionale. In base alla trattativa in atto tra la compagnia e lo Stato il contratto di concessione potrà essere più o meno vantaggioso. Il vantaggio di questo contratto per le compagnie è la possibilità che hanno di scrivere a libro le riserve e la produzione che spetta ad esse per un numero di anni abbastanza elevato, i contratti sono mediamente di 25 anni. Il contratto di concessione è stato ciò che ha permesso la creazione dell’OPEC ma anche ciò che ha scatenato la nascita delle compagnie nazionali come reazione.

1. Contratto di produzione e condivisione (production and sharing agreement). È un contratto che ha una durata media di 25 anni, tramite il quale la compagnia petrolifera estera, che possiede tecnologia, capitale umano e capacità economica di investimento, aiuta la compagnia nazionale in cambio di una quota della produzione. La compagnia estere quindi condivide lo sfruttamento e la produzione del giacimento con la compagnia nazionale. Il contratto di produzione e condivisione come il precedente può essere più o meno vantaggioso ed è il tipo di contratto più ambito e diffuso, per cui è possibile scrivere a libro le spettanze.

La compagnia estera può guadagnare da questo contratto in due modi, infatti, la quota della produzione è divista in una parte data sulla base dei costi sostenuti per l’estrazione del petrolio (cost oil) ed una parte relativa al rischio sostenuto dall’impresa (cioè al capitale di rischio investito, profit oil).

1. Contratto di servizio. È la tipologia di contratto meno ambita, consiste nel fornire la capacità ed il know how alle compagnie nazionali per un periodo di tempo limitato, in cambio di una percentuale del podrotto. La norma in questo caso è tendenzialmente nebulosa e semprerebbe non possibile scrivere a libro quanta della riserva e della produzione è di proprietà dell’impresa fornitrice. Una delle osservazioni che fanno i pessimisti, ritornando al picco, è che spesso le compagnie petrolifere hanno gonfiato le riserve di cui dispongono per cui i numeri ottimisti sul futro del petrolio, sul picco, sarebbero inficiati da questa falsa informazione (es. Shell).

Un contratto non esclude l’altro, ci sono contratti più ambiti ed altri meno dalle compagnie.

La vita di un giacimento petrolifero è in media particolarmente lunga perché i tempi sono lunghi. Mediamente solo per la scoperta e lo svilupo si impiegano 5 anni, mentre per la messa in produzione del giacimento mediamente altri 3 anni. Dopo mediamente 8 anni il giacimento entra finalmente in produzione. Ritorna il concetto di lag temporale tra il momento in cui si investe, si partecipa ad una gara esporativa, ed il momento in cui il petrolio prodotto entra sul mercato dopo circa 10 anni. Esistono giacimenti Giant e super Giant medio orientali che sono attivi dagli anni ’90, ma non se ne riescono a trovare altri altrettanto grandi.

La tecnologia è uno dei fattori che influenza i costi di produzione. I costi, i tempi di produzione, la vita utile di un giacimento e la quantità di idrocarburi che si possono recuperare possono modificarsi significativamente nel corso degli anni grazie all’evoluzione della tecnologia. Abbiamo già visto come è possibile incrementare il tasso di recupero di un giacimento in base alla tecnologia utilizzata per l’estrazione (metodo primario, secondario, terziario) o come attraverso la tecnica sismica tridimensionale si possa individuare con maggior sicurezza i giacimenti e sfruttarli “in modo chirurgico” minimizzare il rischio nella fase esplorativa, riducendo in questo modo i tempi di sviluppo dei giacimenti.

Grafico sui costi di produzione medi di un barile di petrolio greggio per diversi paesi (2015, anche se i dati di oggi non sono molto diversi). I costi sono ripar33 in costi in conto capitale e spese operative (es. manutenzione). Ci osno delle differenze sostanziali, estrarre petrolio in Medio Oriente (EROEI tra i più bassi al mondo) non è come estrarrre petrolio nel mare del nord o nell’off- shore brasiliano.

Grafico sul costo tecnico di produzione di un barile in relazione con il prezzo di un barile WTI del 2017 (dati 2017 ma attuali).

È interessante studiare il punto di pareggio per i paesi che vivono di petrolio, cioè in quei paesi in cui le entrate dello Stato provengono dallo sfruttamento della risorsa energetica che possiedono. Di conseguenza è importante in particolare il fiscal break eaven point o punto di pareggio fiscale, cioè il prezzo del petrolio che permette al paese di non creare deficit pubblico (prezzo al quale il bilancio nazioanle è in pareggio con le entrate e le imposte).

Grafico tratto dall’economist sul prezzo del petrolio greggio e il punto di pareggio fiscale per i diversi paesi All’inizio del 2014, i prezzi del petrolio erano già al di sotto del punto di pareggio per Iran, Venezuela, Nigeria e Iraq. Man mano che il prezzo del greggio è calato quell’anno scendendo sotto i 90 dollari al barile, altri paesi che ad inizio anno erano in surplus sono diventati in deficit (Lybia, Russia, Arabia Saudita).

Di anno in anno la situazione cambia, ma i paesi con più alto punto di pareggio nel 2021 e 2020 sono stati Iran e e il Kazakhstan, mentre nel 2019 Iran e Algeria.

Il punto di pareggio fiscale (il benessere) di un paese dipende dalla sua situazione interna, i bilanci come le esigenze sono diverse tra i paesi, e dal costo tecnico di produzione. Il punto di pareggio varia rispetto al prezzo di mercato del WTI o del Brent, con prezzi del petrolio greggio molto bassi per alcuni paesi non sarebbe più conveniente estrarre e produrre petrolio.

Il costo tecnico di produzione è legato alla tipologia di giacimento, cioè alla difficoltà di estrazione e quindi all’EROEI. Vediamo dal rispettivo grafico che costi particolarmente elevati sono legati a situazioni in cui l’olio è pesante, di scisti bituminosi, situazioni di difficile estrazione del derivato che ci interessa, situazioni di trasformazione come GTL e CTL dai quali si ottengono idrocarburi liquidi. Il grafico conferma che invece in Medio Oriente e Nord Africa ci sono dei campi di facile estrazione con costi stimati di produzione del greggio inferiori ed EROEI elevati.

FASE DI MIDSTREAM

Il trasporto corrisponde alla fase di midstream che unisce la fase di upstream e down stream. Il petrolio, essendo una risorsa concentrata e non in possesso dei paesi industrializzati (escludendo Stati Uniti e Gran Bretagna), viaggia molto attraverso petroliere e oleodotti. Oltre ai costi legati anche alla lontanza del paese di destinazione e la quantità trasportabile, la differenza sostanziale tra le due tipologie di trasporto è la flessibilità.

Il trasporto di petrolio e il trasporto di gas, con nave metaniera e gasdotto, sono molto simili fra loro ma differiscono per il fatto che il gas per essere trasportato deve essere liquefatto e una volta giunto a destinazione deve essere riportato allo stato di gas attraverso un rigassificatore. Rispetto all’utilizzo della metaniera ci sono dei costi fissi. A seconda della distanza converrà di più la metaniera o il gas dotto. Ad esempio come conseguenza alla guerra Russia-Ukraina, l’UE ha cercato nuove forniture di gas dal Qatar via mare e non più attraverso i gasdotti dalla Russia.

Le petroliere hanno il vantaggio di creare grandi economie di scala, la flotta mondiale in temini percentuale tende dalla parte delle superpetroliere (Ultra e Very large). Viaggiano via mare, non via fiume e via terra, per questo è necessario integrare con olidotti in quei paesi non raggiungibili dal mare. Per motivi di sicurezza ambientale e di lunghezza della banchina o del fondale non tutti i porti sono idonei all’attacco della superpetroliera. Gli incidenti delle petroliere sono legati a dei problemi ambientali seri, per questo motivo si sta investendo sulla sicurezza (es. doppio scafo). Infatti una perdita da una petroliera significa inquinamento del mare ma anche delle coste (es.

disastro ambientale legato alla piattaforma marina off-shore nel del golfo del Messico). Rimangono ampiamente utilizzate per la flessibilità che presentano. Le petroliere hanno durate variabili, 20-25 max 30 anni, ma la sua durata media è inferiore rispetto a quella dell’oleodotto e questo rapprensenta un limite delle petroliere. Il petrolio ha una buona densità energetica (per questo è stato preferito al carbone) che permette di portare energia concentrata in giro per il mondo a basso costo. I prezzi variano molto, mediamente 1-2$ al barile per il trasporto. Le petroliere appartengono per 3/4 ai privati. Di conseguenza le compagnie devono rivolgersi ai privati per il trasporto attraverso diversi contratti. Ci sono contratti spot o a medio lungo termine.

Classificazione delle petroliere sulla base della stazza, cioè quantità di barili trasportabili:

1. ULCC (Ultra Large Crude Carrier), oltre 500 mila tonnellate 2. VLCC (Very Large Crude Carrier), oltre 200 mila tonnellate 3. Suezmax, sopra i 120 mila tonnellate. La suezmax è adatta al passaggio al canale di Suez, importante perché permetto un rapido passaggio del petrolio nel Medio Oriente. Solitamente il petrolio delle superpetroliere, che permettono di avere delle econome di scala grandissime, viene trasbordato sulle suenzmax. 4. Aframax, tra i 60 e 120 mila tonnellate 5. Panamax, sopra 60 mila tonnellate

L’oleodotto è un mezzo di trasporto utile per raggiungere i luoghi dove le petroliere non arrivano. Ci sono oleodotti di servizio vengono utilizzati per portare il greggio dall’impianto estrattivo (il giacimento) fino al porto di imbarco. I costi di costruzione sono enormi, da 1 milione a 2 milioni di dollari per km. Gli oledotti e i gasdotti sono un mezzo di trasporto strategico e fragile a causa della loro rigidità. Ad esempio, nel caso del gasdotto costruito tra Russia e Italia, se l’Italia decidesse ad un certo punto di interrompere la fornitura, gli investimenti fatti dalla Russia non avrebbero alcuna redditività; viceversa se la Russia decidesse di chiudere “il ribunetto”, l’Italia rimarrebbe senza risorsa. L’oleodotto è un investimento rischioso, per questo motivo esiste un contratto specifico che vedremo per quanto riguarda i gasdotti. Gli oleodotti sono soggetti ad attacchi terroristici o semplicemente furti (spillage), soprattutto a causa dell’instabilità geopolitica che connota molte aree geografiche attraversate dagli olidotti e gasdotti.

Gli oleodotti hanno un significato politico e strategico importante, sono due quelli particolarmente lunghi, l’oleodotto che va dal Canada agli Stati Uniti a Chicago e l’oleodotto dell’amicizia che unisce la Russia all’Europea centrale. L’oleodotto più importante al mondo per la sua posizione geografica e la sua portata è quello che atraversa l’Arabia Saudita che ha una portata di 4,8 milioni di barili al giorno. Il cuore pulsante del petrolio del mondo medio orientale è il golfo persico con Ras Tanura.

Qualsiasi perdita è un danno ambientale agli ecosistemi, ma nel caso del petrolio non direttamente legata alle emissioni di CO₂ come invece avviene per il gas naturale.

FASE DI DOWNSTREAM

Immagine sulla produzione di barile di olio greggio in galloni (1 barile = 42 galloni circa). Maggiore è la somiglianza del greggio all’ipotetica suddivisione del barile nell’immagine, maggiore sarà il valore di quel greggio. La presenza di benzine è una componente importante nella determinazione del prezzo perché maggiore è la quantità di benzine presenti maggiore è il suo valore, minore sarà lo sforzo da fare in raffineria. Valori nell’immagine: deisel 10, altri distillati (olio da riscaldamento) 1, carburante per aerei 4, altri prodotti 7, olio combustibile pesante (residuo) 2, LPG 2, benzina 19.

Il greggio è profondamente caratterizzato dalla composizione percentuale dei gruppi di molecole. In base alla tipologia di greggio sappiamo in anticipo quali prodotti si possono ottenere più facilmente.

Classificazione dei greggi in base alla percentuale dei gruppi di molecole di cui sono composti:

1. Petroli paraffinici, 2. Petroli naftenici 3. Petroli paraffinico naftenici 4. Petroli aromatici naftenici 5. Petroli asfaltici

Ad esempio, le paraffine o alcani nei paraffinici sono tra il 60-65%, nei naftenici il 10-12%, nei paraffino naftenici troviamo il 35-40%, negli aromatico naftenici l’8-10%, negli asfaltici l’8-10%. La presenza di grandi percentuali di nafteni aromatici e poliaromatici (asfalteni) individuano greggi particolarmente pesanti ed importanti per la produzione di bitume.

La fase di downstream è la fase nella quale il petrolio deve essere trasformato e subisce una serie di processi:

1. Distillazione: primaria o di topping e secondaria o sottovuoto. È una tecnica per separare i diversi componenti del petrolio in frazioni per le diverse destinazioni d’uso.

1. Conversione: alchilazione, reforming, cracking. È una tecnica per modificare, ad esempio per ottenere più benzine.

1. Raffinazione: sweetening, hydrofining. Raffinare significa migliorare, ad esempio la tecnica per addolcire il petrolio eliminando la percentuale di zolfo presente.

1. Additivazione. Tecnica che serve per aggiungere delle proprietà non presenti in origine in quel greggio per la mancanza delle caratteristiche strutturali collegate. Quindi mengono modificate le caratteristiche strutturali per aggiungere le proprietà richieste dal mercato.

La torre di distillazione o topping. Il greggio in entrata nelle raffinerie viene portato ad elevata temperatura, passa dallo stato liquido a quello gassoso e viene inserito all’interno della torre di raffreddamento che separa i gruppi di molecole più o meno lunghe condensati in base alle diverse temperature, si basa sul fatto che diverse sostanze hanno diverse temperature di ebolizzioni. Con l’aumento dei numeri di atomi di carbonio, la catena diventa più lunga e le temperature di ebolizzione sono maggiori. Il processo si chiama distillazione frazionata o primaria o topping, le frazioni ottenute dalla miscela di petrolio sono diverse e per questo destinate a settori diversi.

La prima frazione è il GPL (liquefied petroleum gas), solventi, benzine, industria aeronautica, oli pesanti, oli lubrificanti, fino a quello che è il residuo cioè il bitume (la frazione più pesante) che serve per l’asfalto e la copertura dei tetti.

Il residuo va alla disitillazione secondaria, una distillazione che mantenendo la temperatura precedente avviene sottovuoto, cioè a minore pressione. Lavorando con pressioni minori riusciamo ad abbasare le temperature di ebollizione così a portare allo stato gassoso ciò che con la distillazione primaria non siamo riusciti a trasformare. La temperature non viene alzata perché altrimenti si rischierebbe di ottenere delle rotture delle molecole non utili. Grazie a questo processo vengono distillate o separate le frazioni più pesanti.

La Conversione permette di modificare a partire dai pordotti della raffineria da una parte i tipi e le rese dei prodotti petroliferi, dall’altra parte la qualità dei prodotti petroliferi. Per quanto riguarda l’aspetto quantitativo se, ad esempio, otteniamo solo il 50% delle benzine dal petrolio in entrata a fronte di una richiesta del mercato del 70%, dovremo convertire altre frazioni del petrolio in benzine per aggiungere il 20% mancante. Invece, per quanto riguarda l’aspetto qualitativo se, ad esempio, le benzine ottenute dalla raffinazione sono di bassa qualità queste possono essere convertire. Convertire significa modificare le caratteristiche strutturali del prodotto di modo che possegga le proprietà richieste dal mercato.

Le percentuali dei diversi prodotti della raffineria dipendono da quello che viene domandato dal mercato ma anche dalla capacità della stessa raffineria. Non tutte le raffinerie hanno avuto investimenti in tecnologie a[ ad effettuare tutte le possibili trasformazioni per migliorare il petrolio in entrata, talvolta leggeri e talvolta pesanti. Alcune raffinerie hanno bisogno di greggi particolarmente leggeri per ottemperare a tutte le richieste, mentre altre hanno un know-how tecnico e capitale a disposizione che rendono possibile quasiasi conversione indipendentemente dal greggio in input. In generale in Europa siamo più bravi in queste trasformazioni rispetto all’America.

Il cracking è una delle operazioni di conversione fatte in raffineria, serve per rompere le molecole più grandi per ottenere molecole più piccole. Ne esistono di tre tipologie:

1. Cracking: aumenta le rese in benzina. Quando il greggio non riesce a dare la resa in benzine desiderata, le ottendiamo “rompendo” i prodotti pesanti derivanti dalla distillazione secondaria.

1. Cracking termico: Visbreaking e Delayed coking. La prima tipologia corrisponde a delle trasformazioni chimiche che servono per abbattere la viscosità

1. Cracking catalitico idrogenante: catalizzatore, eccesso di H₂, T 400-500°C, p 200Atm. È un tipo di cracking nel quale viene utilizzato l’idrogeno, spesso ottenuto all’interno della stessa raffineria attraverso altre trasformazioni (autarchia della raffineria, ciò che viene prodotto dalle trasformazioni viene utilizzato per altre). Nel caso del cracking catalitico idrogenante si ottiene anche una desolforazione.

Tutte queste operazioni richiedono energia ed un esborso economico non da poco considerando ciò che è necessario: catalizzatori, elevate pressioni e temperature, reagenti e così via. Per questo motivo è importante la composizione di partenza del greggio perché più corrisponde a ciò che vogliamo produrre e più elevato sarà il risparmio, non dovendo ricorrere a queste operazioni.

Le trasformazioni che convertono la qualità dei prodotti petroliferi sono:

1. Reforming: consiste nel riformulare le benzine. È un trattamento termico e catalitico, che migliora la qualità delle benzine aumentando il n°di ottano rendendole più “appetibili” per il mercato.

1. Alchilazione: migliora la qualità delle paraffine.

La raffinazione serve a purificare i prodotti della distillazione, attraverso il trattamento con acido solforico precipitano come melme varie impurezze.

1. Sweetening: eliminazione di composti solforati (acido solfidrico e mercaptani)

1. Hydrofining: totale eliminazione dello zolfo max nella benzina), trattamento con H₂ catalizzatore e alte T

Lo zolfo ottenuto dalla desolforazione potrà servire a creare acido solforico utilizzato nella raffinazione per eliminare le impurezze. Lo zolfo che otteniamo dalla desolforazione di carbone, di petrolio e di gas è particolarmente puro e ambito perché nato da una serie di reazioni chimiche di purificazione e non come minerale insieme ad altri composti. Lo zolfo presente sul mercato deriva da queste trasformazioni e non più dalle solfatare come un tempo.

Additivazione. Gli additivi servono a modificare le caratteristiche strutturali attraverso un’aggiunta, soprattuto delle benzine e dei gasoli. Un esempio di additivi:

1. Coloranti, servono per differenziare i liquidi 2. Antidetonanti o Octane booster, composti che aumentano il n° di ottano 3. Antiossidanti 4. Deattivatori dei metalli 5. Detergenti o tensioattivi 6. Antiruggine e anticorrosivi 7. Antighiaccio

Lista dei principali prodotti petroliferi:

1. GPL 2. Benzina 3. Cherosene 4. Gasolio (per autotrazione, per riscaldamento, e oli combustibili) 5. Oli lubrificanti

Il GPL, gas di petrolio liquefacibile, è un gas provienete da petrolio facilmente trasformabile in liquido, è composto da una miscela di idrocarburi a catena corta (propano e butano con piccole percentuali di propene e butene). Ha origine dalla distillazione primaria del petrolio (è la frazione più leggera, in cima alla colonna di distillazione) e dal degasolinaggio del gas naturale. Alcuni gas naturali sono particolarmente ricchi di GPL, mentre altri poveri, perché al pari del petrolio anche per i gas naturali ci sono composizioni diverse. Il GPL ha un potere calorifico significativo di 11'000 kcal/kg (46’100kJ/kg o 46 MJ/kg). Il potere calorifico del metano è maggiore con 55 MJ/kg. Più si allunga la catena di idrocarburi minore è il potere calorifico, perché cabia il rapporto tra idrogeno e carbonio (il pptere calorifico dell’idrogeno è molto più elevato di quello del carbonio). Il GPL viene impiegato in modo diffuso per uso domestico (riscaldamento), in zone particolarmente disagiate in cui non è stata possibile la metanizzazione si trovano i serbatoi di GPL in sostituzione di quelli di gasolio, prima della metanizzazione erano diffuse le bombole contententi GPL. Viene impiegato in modo abbastanza limitato come combustibile per autotrazione, e all’interno dell’accendino.

La benzina è un esempio di come le cose si evolvono nel tempo e di come i cambiamenti ricadono sulla tipologia (di benzina nella fattispecie) e sugli aspetti ambientali. Dalla benzina normale alla V- Power (nome commerciale di una benzina particolarmente ottanica della Shell entrata in commercio dal 2000) cambia il numero di ottani, che è diventato nel tempo un indice di qualità. Infatti, nel caso di benzine con un basso valore ottanico si effetuano una serie di processi chimici come il reforming o l’alchilazione per aumentare il n° di ottano. Tramite le conversioni modifichiamo il n°di ottano per rispondere alle esigenze mutevoli dei motori, il cambiamento tecnologico del motore richiede un cambiamento della tipologia di benzina. Il piombo è un additivo che viene aggiunto per modificare il numero di ottanio, non si trova naturalmente all’interno del greggio.

Dato il problema dell’inquinamento da piombo in dipartimento si era fatta un’indagine sull’uva, che consisteva in una valutazione della concentrazione di piombo in funzione della distanza del filare dalla strada, per la quale si è trovata una correlazione perfetta infatti man mano che ci si allontanava dalla rete viaria diminuiva la percentuale di piombo. Le benzine additivate con il piombo portavano ad un grosso problema di inquinamento.

Il rapporto stechiometrico tra la benzina (combustibile) e l’aria (comburente) è di 1:14,6 v/v. Un parametro importante per misurare la qualità della benzina è la volatilità, che varia in funzione del clima, deve essere particolarmente elevata con climi freddi per favorire le partenze a freddo, invece minima con climi caldi per evitare il vapor block (tappo di vapore) dato che la benzina tende ad evaporare naturalmente.

Immagine del motore a quattro tempi: aspirazione, compressione, espansione, scarico. La benzina deve avere delle caratteristiche fisico-chimiche tali da resistere alla compressione, perché è possibile che la benzina non resistendo alle compressioni scoppi prima del dovuto, alla scintilla della candela. Il rapporto di compressione, il rapporto tra il volume del cilindro quando il pistone raggiunge il punto morto inferiore (PMI) e il volume del cilindro quando il pistone raggiunge il punto morto superiore (PMS è aumentato nel tempo. Aumentare il rapporto di compressione significa avere motori più compressi che consumano meno e con una maggiore potenza specifica (prestazioni migliori) a parità di volume del motore cioè di cilindrata (cc). Questo cambiamento nel motore ha richiesto benzine più resistenti e quindi una modifica della sua composizione, per questo nel tempo il numero di ottano delle benzine è andato crescendo.

La scala del numero di ottano viene utilizzata per misurare il potere antidetonante di una benzina. Ci sono due tipologie di numero di ottano, il primo è il numero di ottano di ricerca RON (Research Octane Number, in italiano NOR), si determina paragonando il comportamento al banco prova di un motore monocilindrico sperimentale alimentato prima con la benzina in esame e poi con una miscela standard composta in percentuali note di isoottano e n-eptano. Sono due molecole molto diverse, il n-eptano (normale eptano) non è una molecola resistente per questo motivo ha valore 0 nella scala ottano, mentre l’iso-ottano è una struttura chimica ramificata che resiste molto bene alla compressione che corrisponde al valore 100 nella scala ottano. Se la benzina in prova resiste alla compressione (comincia a detonare) in misura uguale ad una miscela standard al 90% iso- ottano e 10% n-eptano sarà assegnato il valore 90 alla benzina in prova.

N.B.: La benzina non è solamente costituita da iso-ottano e n-eptano, sono tantissimi i composti che la compongono, ma il n° di ottano viene assegnato in base a queste due molecole di riferimento.

Il secondo è il numero di ottano del motore MON (Motor Octane Number). La distinzione tra RON e MON è un tema di grande interesse perché nell’ambito della normativa, ad esempio Euro 6, è dibatuttato il modo in cui determinare questa misura (scadalo Volkswagen, misurazione in condizioni poco realistiche). Il MON è una misura che si avvicina di più ad un reale utilizzo dell’automobile e quindi della compressione a cui è soggetta la benzina.

L’indice di ottano (AKI, Anti knock index), numero di ottano alla pompa, è una media pari al RON+MON diviso 2. Il numero di ottano può superare il valore 100, perché esistono molecole che hanno notevole potere antidetonante e quindi capacità di resistere alla compressione.

Additivi antidetonanti, servono a raggiungere una certa proprietà necessaria per soddisfare le esigenze del mercato, nella fattispecie dei motori sempre più compressi. Alcuni composti sono già presenti, come i composti aromatici, all’interno del gregge mentre altri devono essere aggiunti.

1. Alchilati di piombo: aggiungendo un 1 g/L di Piombo aumenta il n° di ottano di 15-20 punti. Per questo motivo per molti decenni nel secolo scorso veniva aggunto alchilato di piombo alle benzine che non avevano una grande capacità antidenotante. In particolare veniva aggiunta alla benzina una miscela di Ethyl fluid composta per il 63% da piombo tetraetile (agente antidetonante che aumenta il n° di ottano), per il 35% da 1,2 dibromoetano e per il 2% da colorante. Il dibromoteano serve a non far precipitare il piombo tetraetile che dopo la combustione potrebbe precipitare rovinando il motore, reagisce volatilizzando i composti che così possono uscire dal tubo di scarico causando però inquinamento. Le concentrazioni di piombo misurate con i bio-indicatori ambientali o bio-concetratori erano particolarmente elevate in zone vicini alla rete viaria, oltre che nella rete viaria stessa.

1. Aromatici e benzene: hanno un notevole potere antidetonante, sono molto utilili per aumentare il n° di ottano ma altamente tossici, cangerogeni. Per questo sono composti limitati dalla legge, limiti del beneze nell’atmosfera ed anche all’interno della benzina. Ritorna quindi il tema che per motivi di salute e più in generale ambientali spesso ci troviamo di fronte alla necessità di sostituire un composto o una classe di composti dannosi cercando di mantere le stesse performance ottenute con questi (es. cfc, clorofluorocarburi).

1. Alcoli: metilico, etilico o etanolo, isopropilico (IPA), terbutilico (TBA), isobutilico (IBA), e miscela alcoli superiori (MAS). Gli alcooli hanno una composizione simile a quella degli idrocarburi ma contengono nelle loro molecole atomi di ossigeno. Hanno buon potere antidetonante ma potere calorifico basso. In casi speciali vengono usati in miscela con la benzina soprattutto l’alcool metilico o metanolo e l’alcool etilico o etanolo (C2H5-OH). In particolare l’etanolo ha un n° di ottano pari a 113, quindi è interessante una benzina con una certa significativa additivazione di etanolo. I motori così come sono concepiti non possono essere alimentati con miscele che hanno delle percentuali eccessive di etanolo, infatti, i motori alimentati solo a bioetanolo (come quelli in Brasile grazie alla canna da zucchero) sono diversi.

1. Eteri: (MTBE, ETBE, TAME). Sono anche esse sostanze che servono ad aumentare il numero di ottano, possono essere utilizzati in miscela con le benzine entro il limite del 15% in volume.

Gli additivi antidetonanti sono sostanze che servono ad aumentare il n° di ottano, fatto salvo che dalle operazioni fatte in raffineria (distillazione, reforming e alchilazione) è possibile ottenere una benzina con un buon n° di ottano. Semplificando, il reforming e l’alchilazione sono due processi diversi che servono ad ottenere il maggior numero di molecole di iso-ottano.

Il cherosene è un idrocarburo liquido di bassa qualità, è la frazione distilla immediatamente dopo delle benzine. Veniva impiegato un tempo nell’illuminazione e nelle stufe, mentre il cherosene nobile è impiegato come carburante per gli aerei, jet fuel. Il cherosene nobile deve possedere determinate caratteristiche per essere idoneo a questo scopo, per questo motivo subisce un processo che si chiama winterizzazione (“ibernizzazione”), processo di purificazione che fa precipitare (trasforma alla stato solido) ciò che è particolarmente pesante così da evitare che succeda a basse temperature in volo provocando un otturazione nel motore (tema che si collega alla viscosità e al punto di scorrimento dell’oleodotto).

Il gasolio. Le esigenze per un motore a diesel sono molto diverse rispetto a quelle del motore a benzina. Se nel motore a benzina il carburante deve resistere alla compressione di modo da non detonare prima della scintilla della candela, nel motore a diesel essendoci un autoaccensione il carburante deve detonare presto. Di conseguenza gli indicatori della qualità del gasolio per autotrazione sono diversi da quelli della benzina, si basano sul n-esadecano o cetano e il trimetilbenzene. L’indice è il numero di cetano, ha valore 100 per n-esadecano o cetano e valore 0 per il trimetibenzene. Il gasolio si usa ancora in parte per il riscaldamento, anche se in Italia è scomparso quasi del tutto, in questo caso le caratteristiche richieste per il gasolio sono diverse e non è importante il numero di cetano.

Ci sono altri derivati petroliferi interessanti che derivano dai residui (parte pesante) del greggio, come gli oli lubrificanti che sono ad oggi per lo più oli di sintesi che rappresentano la frazione più nobile del greggio. Un altro derivanto pesante è l’olio combustibile, in genere classificato in base alla % di zolfo, veniva utlizzato nelle centrali termoelettriche, infatti, al pari del carbone e del gas naturale anche questo derivato fossile può dare origine a calore, vapore e quindi elettricità. Un olio pesante ancora utilizzato in Italia per la navigazione è il bunker oil. Queste sono le frazioni più pesanti insieme al bitume, ottenuto dalla distillazione secondaria.

Le benzine continuano ad essere il derivato più importante.

Tema ambientale e aspetti normativi. Finora abbiamo parlato di qualità intesa come performance, che sia il numero di ottano e di cetano, diversa a seconda del motore con cui abbiamo a che fare. L’inquinamento da traffico veicolare è uno tra i principali responsabili dell’emissione di CO₂ e quindi del cambiamento climatico (effetto serra). Oltre al problema dei gas ad effetto serra, il settore dei trasporti è responsabile dell’emissione di sostanze tossiche in antmosfera, che alterano le concentrazioni in atmosfera causando danni all’uomo e all’ambiente. I danni all’uomo non coivolgono solo l’aspetto salutistico ma anche economico (es. il ricovero di una persona è un costo per la società). Anche i danni ambientali coinvolgono l’aspetto economico, ad esempio, una pioggia acida che “distrugge” una foresta provoca un danno alla gestione forestale e quindi alla produzione di legname e cellulosa per la produzione di carta.

I principali inquinanti del traffico veicolare sono: CO, CO₂, NOx (ossido di azoto), SOx, composti organici volatili (COV) (fra cui il benzene), O3 (ozono) secondario, particolato (PM, polvere sottili). Queste molecole sono indicatori di inquinamento, per questo motivo il legislatore impone dei limiti nelle emissioni e di conseguenza anche nel carburante utilizzato perché legate al traffico veicolare.

Dal DLgs 155/2010:

• PM10 = 50 µg/m3
• PM2.5 = 25 µg/m3 dal 1 gennaio 2015; 20 µg/m3 nei centri abitati.
• NO2 = 40 µg/m3 (media annua massima); 200 µg/m3 valore medio che non deve essere superato per più di 18 volte nell’anno.
• O3 =120 µg/m3 (media su 8 ore consecutive) per un massimo di 25 giorni all’anno.

NOx e SOx sono responsabili delle piogge acide, con le ben note conseguenze su ambiente e vie respiratorie. Il PM10, ma soprattutto il PM2.5 (più sottile) risultano pericolosi per l’uomo con conseguenze anche molto serie: malattie cardiovascolari e tumorali. L’O3 secondario, formato dalla reazione con la luce solare a partire da benzene, formaldeide, da altre piccole molecole organiche, NO2 (e altro), danneggia le vie respiratorie. Il benzene provoca malattie tumorali.

Curiosità. Dal 1 Gennaio del 1993 tutte le vetture a benzina hanno l'obbligo di avere la marmitta catalitica per ridurre le emissione inquinanti, in particolare dell'ossido di carbonio (CO), degli idrocarburi incombusti (HC) e degli ossidi di azoto (NOx). Il motore diesel: la combustione del gasolio produce più NOx e particolato rispetto alla combustione della benzina. Le vetture a Gpl riducono le emissioni di CO₂ rispetto a quelle a benzina e a diesel e possono essere considerate a zero emissioni di particolato. Il metano, secondo lo standard EPA, è il carburante più sicuro dopo il gasolio, la quantità di zolfo è minima, è bassissima la formazione di particolato, viene limitata la formazione di ozono troposferico e la CO₂ prodotta è mediamente del 20% inferiore rispetto a quella prodotta dalla benzina.

Grafico sul confronto tra metano e benzina considerando solo il tubo di scappamento e non l’intero ciclo di vita, un motore a metano è sicuramente migliore rispetto ad un mote a benzina per quanto riguarda CO₂ ed NOx, per questo motivo per un certo periodo ha avuto successo la doppia alimentazione sia a benzina che a metano. È un ottimo esempio di come cambiando il carburante cambiano le emissioni e quindi l’impatto ambientale.

Il legislatore sulla base della presenza di queste molecole ha catalogato i possibili motori, ad esempio i motori Euro per i quali sono stati stabiliti dei limiti in base al carburante utilizzato. La Commissione europea ha pubblicato nel 2022 le sue proposte per la normativa Euro 7 che entrerà in vigore dal 1 luglio 2025. La sua adozione è stata rimandata perché ancora molto dibattuto.

L’Euro 7 è interessante perché i requisiti si applicano a tutte le tipologie di veicoli a motore (elettriche comprese), considerando anche i componenti quali freni e pneumatici. I limiti non considerano le emissioni di CO₂, ma tutte le sostanze inquinanti considerate fino all’Euro 6. Delle stime ottimistiche fanno pensare ad un miglioramento della qualità dell’aria in conseguenza all’applicazione della normativa. Inoltre c’è una neutralità tecnologica, ovvero non si fa distinzione tra benzine e diesel nell’imporre il limite di ossido di azoto (NOx) di 60 mg/km.

La Commissione europea dietro la pressione di Francia, Italia ed altri paesi ha dovuto ridimensionare il quadro restrittivo della proposta dell’Euro7 e portare i limiti a quelli già in vigore con l’Euro 6. La Commissione ha concesso un tempo maggiore a seconda della tipologia del mezzo per adeguarsi al cambiamento, causando un ritardo nell’applicazione della normativa. Nel contempo è uscita sul mercato e ha preso piede, con tutte le difficoltà del caso, l’auto elettrica su cui le case automobilistiche hanno investito molto e motivo per il quale sostenevano di non poter investire in ciò che è necessario per rientrare nei limiti imposti dalla proposta dell’Euro 7.

La Commissione si è sforzata di avvicinare le misure ad una situazione realistica comprendendo le automobili elettriche e attenzionando le emissioni diverse da quelle legate alla combustione, infatti, freni e pneumatici sono sorgenti di polveri sottili e quindi inquinamento. Con l’Euro 7 stiamo assistendo ad un cambiamento epocale verso una visione complessiva del veicolo come fonte di inquinamento, che non dipende solo dal carburante.

IL PREZZO DEL PETROLIO

La storia moderna del petrolio è una storia americana, il primo pozzo a 20 metri di profondità in Pennsylvania. Nel 1870 nasce la Standard Oil.

Il 15 maggio 1915 un intervento dell’antitrust condanna la Standard Oil allo smembramento in 34 compagnie indipendenti, tra cui Standard Oil of New Jersey, Standard Oil of New York, Standard Oil of Indiana (la futura Amoco) e Standard Oil of California.

Negli anni '60 e '70 del XX secolo il mercato petrolifero verrà nuovamente dominato dalle "majors" le famose "sette sorelle", definizione coniata da Enrico Mattei (figura importante del settore petrolifero e del gas italiano) per evidenziare l’enorme potere che possedevano queste multinazionali:

1. Standard Oil of New Jersey 2. Standard Oil of California 3. British Petroleum 4. Standard Oil of New York 5. Royal Dtch Shell 6. Gulf Oil 7. Texaco

Dopo una serie di fusioni sono nate le quattro compagnie: Exxon, Chevron, BP, Mobil

Nel 1959 il presidente statunitense Dwight Eisenhower vara il Mandatory Oil Import Quota Program (MOIQP), cioè un programma obbligatorio per le importazioni di petrolio che limita le importazioni di petrolio negli Stati Uniti, principalmente per due motivi: come protezione dell’industria petrolifera statunitense e per raggiungere l’autosufficienza energetica, ricerca che ha segnato tutta la storia degli Stati Uniti non soltanto dal punto di vista del petrolio. A causa di questo programma, il Venezuela che era un importante esportatore di Petrolio viene escluso, mentre viene mantenuto il rapporto con il Canada.

Nel 1960 Venezuela e Medio Oriente con Iran, Iraq, Kuwait e Arabia Saudita fondano l’OPEC (Organizzazione dei paesi esportatori di petrolio, non produttori) come reazione al potere delle sette sorelle di dominio del mercato, di dettare le quote di estrazione ed i prezzi.

Grafico sui fatturati delle più grandi compagnie di petrolio e gas a livello mondiale (dati 2022 aggiornati al 2023). Le compagnie angloamericane continuano ad avere un importanza notevole, ma i pirmi posti sono occupati dalle compagnie nazionali con Arabia Saudita e Cina. Il mondo del petrolio e delle grandi compagnie si è spostato verso i paesi produttori. Se è vero che l’era delle sette sorelle nel loro insieme è finita, non è terminata l’era di Chevron, BP, Shell e così via.

Grafico sulle riserve di petrolio greggio nel 2021 (statistiche OPEC). L’OPEC detiene una quota impressionante di riserve di petrolio, che non significa produzione, l’esempio classico che abbiamo visto esaminando le statistiche sul petrolio è rappresentato dal Venezuela, grande detentore di riserve ma al contempo non un grande produttore. La quota di riserve detenuta dall’OPEC nella statistica OPEC dell’80,4% non corrisponde a quella riportata dalla statistica della BP del anche se gli anni delle statistiche sono diversi, la differenza tra le due quote è significativa, ciò sottolinea il fatto che a seconda della fonte le percentuali possono variare). Secondo i dati BP la produzione dell’OPEC è del 36%.

Gli stati membri dell’OPEC sono 13: Algeria, Angola, Repubblica del Congo, Guinea Equatoriale, Gabon, Iran, Iraq, Kuwait, Libia, Nigeria, Arabia Saudita, Emirati Arabi Uniti, Venezuela. Il cuore pulsante è il Medio Oriente, tra i cinque paesi fondatori quattro appartengono a quest’area. Il continente africano è molto rappresentato. È un cartello economico, una situazione di oligopolio (il potere in mano a pochi) nella quale per entrare è necessario detenere riserve di petrolio

(caratteristica geoologica-fisica). Il cartello, il price maker, possiede un sistema autosanzionatorio per sanzionare i paesi che non seguono le indicazioni (es. la quota di produzione), ma non sempre questo ha funzionato portando talvolta alla fuoriuscita di alcuni paesi, come l’Ecuador che non d’accordo con le politiche dell’OPEC è ufficialmente uscito nel 2020. La storia dell’OPEC è stata caratterizzata da varie uscite e vari rientri.

Grafico sulla produzione cumulata dell’OPEC a confronto con i paesi non-OPEC mettendo in evidenza le riserve aggiuntive. Emerge che l’OPEC in concomitanza alla produzione continua a scoprire nuovi giacimenti sfruttabili, ed è anche su questo che si basa la sua impoirtanza.

Grafico sul paniere dei prezzi dell’OPEC. L’OPEC ha introdotto un suo paniere (ORB, OPEC Reference Basket), caratterizzato da una qualità inferiore (più pesanti) rispetto al Brent ed il WTI (i benchmark del mondo Occidentale, greggi leggeri e privi di zolfo). In generale, anche se sul grafico non è fatto il confronto, il valore delle riserve dell’OPEC è inferiore al valore del Brent e del WTI. Anche l’ORB rappresenta un importante riferimento, che nell’ultima decina di anni ha evidenziato delle notevoli oscillazioni tipiche del mondo del petrolio.

Grafico sui 20 anni di prezzi spot del Brent Vediamo gli accadiementi esogeni che influenzano il prezzo del petrolio, in particolare gli accordi relativi all’OPEC. Una data importante è quella di gennaio del 96’ con le vendite netback dell’OPEC, il prezzo di acquisto del barile veniva concordato a ritroso considerando quelli che erano i prezzi di vendita dei derivati. In lilla le diverse guerre che si sono susseguite in Medio Oriente che hanno creato tensioni più o meno evidenti sul mercato internazionale del petrolio. Nel ’99 si è raggiunto un minimo con $9 al barile, nessuno all’epoca ipotizzava ad una risalita del prezzo come quella è seguita subito dopo con $35 al barile, in un momento in cui gli analisti più positivi si aspettavano una quotazione attorno ai $15 al barile.

Il prezzo del petrolio di domani è difficle, se non impossibile, da prevedere perché determinato da troppi parametri, non è una commodity come le altre. Secondo l’opinione di Salvatore Carollo, scrittore del testo “c’era una volta il petrolio”, gli analisti, gli economisti, i produttori, non hanno gli strumenti perché non hanno i modelli necessari per interpretare l’oggi e quindi prevedere il domani. Esistono dei modelli per la determinazione del prezzo del petrolio e più in generale del prezzo delle risorse naturali non rinnovabili ma non sempre descrivono la realtà sul breve termine, invece sul lungo termine il mercato del petrolio si muove seguendo la domanda e l’offerta.

L’aumento (esasperato) della domanda di petrolio, e più in generale delle risorse energetiche, è imputabile in particolare alla Cina e all’India. L’offerta dipende spesso dalle politiche adottate dall’OPEC e dalle politiche sia ambientali che fiscali relative ai derivati. Tutto quello che riguarda il gasolio e la benzina si riverbera sul prezzo del barile. Uno dei fattori che influenza il prezzo del petrolio è la possibilità di carenze future riassunta dall’indice R/P (riserve diviso produzione).

Carollo studia in particolare il periodo che va dal 1999 al 2008, dal corrispettivo valore minimo di $9 al barile fino al valore massimo di quasi $140 al barile, considerando la ripida discesa successiva fino a $40, cercando di dare una spiegazione all’andamento del prezzo e del perché questo sia stato in contrasto con la teoria della domanda e dell’offerta.

Grafico sulla produzione dell’OPEC in relazione con la quotazione del Brent dal 2005 al 2009. La relazione tra la produzione e il prezzo dovrebbe essere inversa, maggiore la produzione (inondo il mercato di petrolio) minore il prezzo, ma non è così.

Immagine sulla complessità e le interdipendenze del mercato petrolifero. Gli attori coinvolti nel mercato petrolifero sono molteplici e molto diversi tra loro, hanno interessi e aspettative diverse. Possiamo individuare tre diversi mercati all’interno del mercato petrolifero: il mercato fisico del greggio, il mercato finanziario del greggio ed il mercato fisico dei prodotti finiti.

Il mercato del greggio funziona come la maggiorparte dei mercati delle commodities, è simile a quello del gas. È un mercato dominato da contratti a medio-lungo termine. Leonardo Maugeri, esperto di petrolio e gas, paragona il mercarto del spot del greggio (il mercato del giorno) al mercato del pesce: un ristoratore ha un contratto con un fornitore, ma ha bisogno di molto pesce che però il fornitore non riesce a procurarli, allora si reca al mercato del pesce che funziona come un’asta, lì incontra altri ristoratori, pescivendoli ma anche degli speculatori. Speculare nel mercato del pesce significa reagire alla notizia del mal tempo dei prossimi giorni comprando oggi molto pesce da rivendere a caro prezzo nei giorni successivi quando si verificherà una carenza di pesce a causa delle mareggiata. Questo è ciò che accade sul mercato spot del greggio, in cui ci rechiamo per acquistare altro petrolio nonostante abbiamo un contratto di fornitura di medio-lungo termine.

Il mercato spot ha assunto nel tempo un peso sempre maggiore, il prezzo di data o del giorno che è una media di tutti i prezzi del giorno, viene comunicato dalle agenzie di informazione (Platts e Reuters). Il mercato spot è utile per conoscere gli “umori” giornalieri e come questi variano nel tempo, al contempo è una fonte di distorsioni perché i prezzi possono spostarsi di molto in base ad un qualsiasi accadimento (es. un danno ad una petroliera) oppure possono crearsi delle distorsioni a partire dal fatto che i prezzi considerati nei mercati spot sono quelli dei greggi di riferimento (Brent e WTI) che possono trascinare con sé anche i prezzi di altri greggi.

La continua volatilità del prezzo spot ha portato alla creazione del mercato dei futures, che nasce come copertura del rischio ed è un impegno di vendita e acquisto di petrolio (commodity futures) sia a breve che lungo termine (es. 1 mese ma anche 10 anni), tipicamente però ad 1-2-3 mesi. Il caso più semplice di copertura di rischio è quello nel quale il venditore, a fronte di una situazione difficile futura (diminuzione della domanda e abbassamento del prezzo), vende il petrolio oggi a tre mesi ad un prezzo inferiore rispetto all’attuale ma non rispetto al prezzo futuro immaginato così da minimizzare le perdite future attese. Anche nel mercato dei futures ci sono delle speculazioni, delle distorsioni dovute ancora una volta al fatto che il mercato considera solamente il prezzo del Brent e del WTI quando nella realtà sono tantissimi i greggi sul mercato. Maugeri paragona il mercato dei futures a quello vinicolo, dicendo che è come se un aumento del prezzo di un vino pregiato influenzasse il prezzo del tavernello.

Grafico sul prezzo spot e future a 12 mesi dell’anno precedente (previsione) del Brent dal ’95 al 2000 (Maugeri). Sotolinea un’incapacità cronica nel prevedere il prezzo del petrolio, visibile soproattutto nell’ultima parte del grafico, infatti, se la previsione del Brent future tra maggio del ’99 a maggio 2000 scende, viceversa il prezzo spot nello stesso periodo sale.

Grafico sulla domanda e offerta mondiale di greggio Dal 2000 il prezzo continua a salire ad eccezione di alcuni momenti fino a raggiungere un picco nel 2008 e subire una rapida discesa nel 2009. Nel periodo in cui il prezzo è aumentato la domanda in teoria doveva essere molto elevata, invece vediamo dal grafico che in quegli anni si è verificato quasi sempre un eccesso di offerta. In presenza di un eccesso di offerta abbiamo comunque assistito ad un aumento del prezzo.

L’aumento del prezzo è spiegabile in parte dal fatto che in quel periodo è aumentata la domanda di prodotti finiti verdi (benzine pulite) che non sempre erano facilmente ottenibili attraverso la raffineria. Si è verificato un ritardo tra l’implementazione dei regolamenti in tema ambientale e l’effettiva risoluzione del problema. Questa situazione ha portato ad una forte ricerca del greggio migliore dal punto di vista delle emissioni e quindi ad un aumento del prezzo, data la scarsità. Ma questa non è l’unica motivazione.

Grafico sul Brent e la volatilità intramensile Fino al 2000 la volatilità è rimasta molto contenuta tra 1-2$ al barile, ad eccezione del 1991 anno della prima Guerra del Golfo. Dal 2000 la violatilità aumenta in modo drammatico, aumentando anche il prezzo del Brent.

Grafico sul numero di transazione di Nymex WTI e ICE Brent L’importanza del mercato finanziario aumenta fino a raggiungere il picco nel 2008 che coincide con il picco del prezzo. Grafico e analisi sulla comparazione tra il valore del Brent nel mercato finanziario e fisico Considerato il periodo tra il 2008 e il 2009, vediamo una grande divaricazione tra il mercato finanziario (paper barrel) e quello fisico (wet barrel). Il prezzo del petrolio in questo periodo era circa di 89-90$ al barile mentre la produzione giornaliera era di circa 80 milioni di barili ma soltando 20 facevano parte del commercio internazionale e quindi subivano le variazioni di prezzo. Considerato il greggio che realmente è stato commercializzato, le transazione fisiche di greggio espresse in valore dovevano essere di 933,4 miliardi di $. Anche coonsiderando tutta la produzione fisica di greggio espressa in valore arrivavamo a 3'693 miliardi di $. Nella realtà le transazioni finanziarie di greggio in valore sono state di 22'997 miliardi di $ contro il massimo di 3'693 miliardi di $ della produzione fisica totale in valore. Questa enorme forbice tra il mercato finanziario e fisico ha portanto ad una crescita sporporzionata dell’importanza del mercato finanziario rispetto a quello fisico, il rapporto fisico/ finaziario era del 4%. Un enorme castello di carta che è caduto con la crisi dei mercati finanziari nel 2008 portando il prezzo del petrolio ad un rapido declino, nonostante il tentantivo di rialzare il prezzo del greggio con il taglio della produzione da parte dell’OPEC. L’OPEC però non è in grado di influenzare molto queste situazioni perché possiede solamente circa il 36% della produzione mondiale. Quello tra il 2008 e il 2009 è un caso emblematico di come domanda e offerta non sono stati in grado di fornire un’adeguata interpretazione al cambio di prezzi.

Grafico sulla produzione di benzina negli USA Per quanto riguarda i prodotti finiti, si immaginava un calo drammatico dei consumi di benzina negli Stati Uniti. In realtà vediamo dal grafico che c’è stata solo una lieve riduzione della domanda di benzine.

Negli Stati Uniti non tutte le raffinerie erano e sono in grado di lavorare tutti i generi di greggi e la legislazione americana è talmente frammentata nei vari stati per cui c’è un bisogno continuo, in base alla legislazione di quello Stato, di benzine diverse rispetto alla composizione, alle caratteristiche e proprietà, una miscela che richiede importazioni di benzine dall’Europa. In teoria se la domanda di benzine crollava e come conseguenza anche le importazioni di benzina dall’Europa, il prezzo delle benzine sarebbe dovuto crollare per l’offerta abbondante, ma questo non è avvenuto dato che la domanda di benzina ha subito solo una lieve riduzione. Dopo la caduta in corrispondenza della riduzione del prezzo del gregge, il prezzo delle benzine si riassestato in pochi mesi a circa $1,5 al gallone cioè $63 al barile.

Nel settore dei trasporti, il mercato aereo è quello che ha subito più danni con il jet fuel, cioè il cherosene nobile. Grafico sulla temperatura e il prezzo del gasolio da settembre 2008 a gennaio

1. Un buon gasolio è un gasolio a basso tenero di zolfo, se il mercato non permette di acquistare del gasolio desolforato, il gasolio viene diluito con prodotti a basso contenuto di zolfo che possano diminuire la concentrazione. Un inverno mite avrebbe portato ad una scarsa richiesta di cherosene per il riscaldamento, diventato abbondante per il jet fuel. Un inverno particolarmente freddo come quello che si verificò in Europa in quegli anni ha significato un aumento della richiesta di cherosene per diluire il gasolio ricco di zolfo, situazione che ha limitato la discesa del prezzo del greggio. Questo è un esempio di come il mercato dei derivati può influenzare il prezzo del barile (il mercato fisico del greggio).

Tutti e tre i mercati sono importanti nella determinazione finale del prezzo del barile.

Grafico sui costi di produzione in $ al barile per regioni geografiche. Il campo marginale che determina il prezzo è il campo offshore (EROEI più basso ed emissioni maggiori).

Ritornando all’analisi elementare di domanda e offerta riemerge il tema del lag temporate tra investimenti e produzioni. La domanda di petrolio è molto rigida perché è difficile sostituire in tempi brevi i prodotti finiti derivati dal petrolio (es. settore dei trasporti). Anche l’offerta è molto rigida perché difficilmente l’offerta si può adeguare ad un aumento della domanda, dipende dal tasso di estrazione. Il mercato del petrolio è così rigido perché è un sistema che richiede tempo, caratterizzato da cicli di investimento: quando il prezzo è alto i produttori investono, quando il giacimento entra in produzione dopo anni il mercato viene inondato dal petrolio che porta ad una riduzione del prezzo.

Grafico sul divario tra offerta e domanda di petrolio dei paesi OPEC a confronto con il prezzo del Brent Talvolta l’andamento del prezzo del Brent segue la legge della domanda e dell’offerta, ma molto spesso questo non avviene. Ancora una volta il petrolio è una commodityu che difficilmente segue la legge di domanda e offerta.

Grafico sulla produzione dell’OPEC e il prezzo del Brent L’OPEC, nonostante non sia riuscita a fermare la caduta del prezzo del petrolio, svolge un ruolo fondamentale con le sue operazioni di aumento e taglio della produzione. Le tensioni all’interno dell’OPEC hanno caratterizzato tutta la storia di questa organizzazione con anche le possibili uscite dei paesi membri (es. Ecuador). Tensioni che nascono ad esempio quando un paese come l’Iran, alla fine dei pesanti embarghi vorrebbe inondare il mercato di petrolio ma non può farlo per i tagli di produzione imposti dall’OPEC. Vediamo dal grafico che il prezzo del Brent continua a scendere finché i paesi dell’OPEC raggiungono gli accordi di Algeri, il taglio della produzione giornaliera di barili dell’OPEC porta ad un rialzo del prezzo. L’OPEC ha indubbiamento un ruolo importante e riesce ad agire su quello che sarà il prezzo mondiale del barile.

L’OPEC+ è un’organizzazione che comprende i paesi membri dell’OPEC ed anche i produttori o esportatori più importanti al mondo, prima fra tutte la Russia. Da un infografica di Bloomberg del 2 dicembre 2021, a seguito dell’annuncio dell’OPEC il prezzo del WTI è immediatamento cambiato.

Articolo del sole 24h: “Petrolio, sui prezzi l’effetto ribassista del boom di esportazioni Usa”. Questo per sottolineare il ruolo importante che hanno assunto negli ultimo anni gli Stati Uniti, non solo ad oggi grandi produttori ma anche grandi esportatori di petrolio. Ciò che è avvenuto in modo strategico dal punto di vista energetico subito dopo l’inizio della guerra Russia-Ucraina con l’esportazione di gas naturale liquefatto da parte degli Stati Uniti verso l’Europa.

Il mercato del petrolio è un mercato molto sensibile agli stimoli esterni. C’è una relazione inversa tra prezzo del petrolio e quotazione del dollaro, perché il petrolio è quotato in dollari USA. Se il dollaro si apprezza rispetto alle altre valute, avremo bisogno di più valuta diversa per comperare dollaro per acquistare il greggio il cui prezzo è aumentato in termini di euro e delle altre valute. Dato che il prezzo è aumentato, la domanda cala e i produttori hanno un surplus che riducono tagliando il prezzo.

Riprendendo il concetto di Break-even per i paesi produttori di petrolio. Il break-even del prezzo del petrolio dipende: dai costi di produzione del petrolio, dalla popolazione, dalla richiesta interna di prodotti petroliferi, dal rapporto esportazioni/produzione, royalties e tasse, tassi di cambio, ricavi non-oil, spese del bilancio generale e la gestione di un fondo di stabilizzazione, sepresente.

La variabilità e la poca prevedibilità del prezzo del petrolio rendono molto dinamica da suddivisione dei paesi produttori in virtuosi ed in deficit.

Grafico sull’andamento del prezzo di pareggio per i paesi del Golfo tra il 2004 e il 2023. Le variazioni sono state molto significative perché a sua volta il prezzo del Brent è variato di molto insieme alle condizioni all’interno del paese esportatore.

Italia ed Europa. In Italia, in questo momento, il costo della benzina non è così elevato, questo è dovuto in parte alle operazioni fatte dalle aziende sui margini di distribuzione ed in parte dalla dimuzione della domanda dei prodotti derivati petroliferi, non è una questione di materia prima infatti il Brent non è ai minimi storici come lo è stato nella primavera del 2023.

In Italia, la benzina e il gasolio costano tendenzialmente di più rispetto agli altri paesi europei e questo è dovuto alle tasse locali, accise, che fanno lievitare il prezzo. L’accisa è un’imposta indiretta che si basa sulla quantità, chiamata anche imposta erariale.

Grafico del 2015 sui prezzi del carburante nell’UE. Il Regno Unito era primo per prezzo del gasolio, mentre l’Italia era prima per prezzo della benzina. Le tasse locali agiscono in maniera significativa e sono quelle che fanno la differenza tra i prezzi dei paesi membri dell’UE, che di base hanno gli stessi costi Platts’s.

Grafico sui prezzi dei carburanti nella UE al 1° marzo 2016. Il Regno Unito era il primo per il prezzo del gasoloio alla pompa. L’Italia era seconda, dopo l’Olanda, per prezzo della benzina senza piombo.

Grafico sulla struttura dei prezzi dei carburanti in Italia (18 febbraio 2019). Il prezzo del carburante è diviso in componente fiscale e prezzo industriale. La componente fiscale è costituita dall’accisa e dall’Iva, era del 66% per la benzina e del 60% per il il diesel. Il prezzo industriale è composto dalla materia prima e dal margine lordo, sul segmento della materia prima agiscono le quotazioni internazionali e l’effetto cambio euro/dollaro, sulla voce margine lordo può agire l’operatore per modificare il prezzo alla pompa.

N.: Il margine lordo è la voce su cui di recente ha agito il governo italiano per limitare il prezzo finale alla pompa della benzina e del diesel.

Grafico sulla struttura dei prezzi dei carburanti in Italia (gennaio 2023). Il prezzo è aumentato sia per benzina che per gasolio, la componente fiscale è diminuita di poco in percentuale per la benzina, 51% per il diesel).

Grafico sui prezzi della benzina e del diesel al 31 lugno 2023 in euro per litro, i prezzi sono estremamente diversi fra loro.

Ultimi dati disponibili dal ministero dell’ambiente e sicurezza energetica (MASE, ottobre 2023). OC sta per olio combustibile, BTZ sta per basso tenore di zolfo, la classificazione degli oli pesanti è una classificazione che si basa sul contenuto di zolfo.

Grafico sull’andamento del prezzo della benzina dal 1996 ad ottobre 2023, € per 1000 litri, dati MASE. Il prezzo è in continua ascesa con alcune significative oscillazioni.