Untitled

Relazione annuale
2006

Gli organi sociali
(31 marzo 2006)
Presidente
Vice Presidenti
Consiglio Direttivo
Giunta
Collegio Revisore dei Conti
Probiviri
Direttore Generale
Pasquale DE VITA
Domenico D’ARPIZIO
Gian Battista MERLO
Cristiano RAMINELLA
Angelo TARABORRELLI
Aldo BRACHETTI PERETTI
Fabio GANZER
Benoit LUC
Gian Marco MORATTI
Umberto SCARIMBOLI
Adolfo VANNUCCI
Ness YAMMINE
Paolo ALFANI
Aldo BRACHETTI PERETTI
Ugo BRACHETTI PERETTI
Fabio GANZER
Alessandro GARRONE
Giorgio GHIO
Cesare GUAITA
Benoit LUC
Gian Marco MORATTI
Gianni MURANO
Carlo PICCHIOTTI
Ottavio POMPEI
Giorgio PROFUMO
Umberto SCARIMBOLI
Renato SCHIEPPATI
Lamberto SIMONETTI
Adolfo VANNUCCI
Ness YAMMINE
Lucia BORMIDA
Antonio PALUMBIERI (Presidente)
Fabrizio SCANU
Luciano BASSI
Carlo CITTADINI
Aldo SIMONETTI
Pietro DE SIMONE
2
Relazione Annuale 2006

Le Aziende associate
(31 marzo 2006)
ALMA PETROLI
API - ANONIMA PETROLI ITALIANA
API RAFFINERIA DI ANCONA
ARCOLA PETROLIFERA
BP ITALIA
ENI DIVISIONE REFINING & MARKETING
ERG
ERG PETROLI
ERG RAFFINERIE MEDITERRANEE
ESSO ITALIANA
FL SELENIA
IES
ITALIANA PETROLI
IPLOM
KUWAIT PETROLEUM ITALIA
KUWAIT RAFFINAZIONE & CHIMICA
LA PETROLIFERA ITALO-RUMENA
PAR
PIRELLI & C. AMBIENTE ECO TECHNOLOGY
RAFFINERIA DI MILAZZO
RAFFINERIA DI ROMA
SARAS
S.A.R.P.O.M. - SOCIETÀ PER AZIONI RAFFINERIA PADANA OLI MINERALI
SERAM
SHELL ITALIA
S.I.O.T. - SOCIETÀ ITALIANA PER L’OLEODOTTO TRANSALPINO
TAMOIL ITALIA
TEXACO ITALIANA
TOTAL ITALIA
VISCOLUBE
Relazione Annuale 2006 3

Indice
LA SITUAZIONE INTERNAZIONALE 7
1. Il mercato 8
1.1 Lo scenario internazionale 8
1.2 Gli attori e le strategie 14
2. ll ruolo degli organismi internazionali 16
LA SITUAZIONE NAZIONALE 19
3. Gli elementi quantitativi del sistema energetico e petrolifero 20
3.1 Il sistema economico 20
3.2 I consumi di energia 22
3.3 La domanda di prodotti petroliferi 25
3.4 La produzione nazionale di idrocarburi 25
3.5 Le importazioni di greggio, semilavorati e prodotti finiti 27
3.6 Il consumo di gas naturale 27
3.7 Il ruolo dei combustibili solidi 29
3.8 La fattura energetica e petrolifera 31
3.9 Le variazioni dei prezzi dei prodotti petroliferi 32
3.10 La capacità di raffinazione e le lavorazioni 35
3.11 I risultati economici e gli investimenti 35
3.12 L'evoluzione degli assetti di mercato 36
4. Le tematiche economiche ed industriali 39
4.1 La politica energetica 39
4.2 Il settore elettrico 39
4.3 Il settore del gas naturale 42
4.4 La distribuzione dei carburanti 45
4.4.1 L’evoluzione della rete 45
4.4.2 Rinnovo concessioni autostradali 47
4.4.3 La disciplina dei serbatoi interrati 48
4.4.4 La protezione dei lavoratori in atmosfere esplosive (ATEX) 49
4.4.5 Moneta elettronica: tecnologia a microcircuito e specifiche
per la rete di distribuzione carburanti 49
4.4.6 Il Progetto Metano 50
4.5 L’autotrasporto merci 53
4.6 Royalties sul rifornimento dei carburanti avio 53
4.7 Le scorte obbligatorie e il sistema logistico 54
4.8 Il riordino del settore energetico 55
5. Gli aspetti doganali e fiscali 57
5.1 Il gettito fiscale 57
5.2 La Legge Finanziaria 2006 57
5.3 La politica fiscale 60
5.4 Le procedure gestionali INFOIL 61
4
Relazione Annuale 2006

6. La qualita’ dei prodotti 62
6.1 I nuovi limiti per lo zolfo nei carburanti 62
6.2 La disciplina dei biocarburanti 63
6.3 Le nuove normative sui combustibili marina 67
7. La tutela dell’ambiente, della salute e della sicurezza 68
7.1 Emission trading: la prima fase (2005-2007) 68
7.2 Emission trading: la seconda fase (2008-2012) 71
7.3 Il nuovo “Codice Ambientale” 71
7.3.1 Le procedure VAS, VIA e IPPC 72
7.3.2 La tutela delle acque 73
7.3.3 La gestione dei rifiuti 73
7.3.4 Le bonifiche dei siti contaminati 75
7.3.5 La tutela dell’aria e la riduzione delle emissioni in atmosfera 75
7.3.6 Il danno ambientale 77
7.4 L’attuazione della Direttiva IPPC 78
7.5 Il “Progetto CAFE” - Clean Air for Europe 78
7.6 La nuova politica comunitaria sulle sostanze chimiche 80
7.7 L'accesso all'informazione ambientale 81
7.8 La gestione dei rifiuti 81
7.9 La prevenzione dei rischi rilevanti (Seveso III) 83
7.10 Le attrezzature a pressione 85
7.11 La salute e la sicurezza sui luoghi di lavoro 86
7.12 Gestione ambientale: le nuove norme ISO 87
7.13 Trasporto merci pericolose: il Piano di Security 87
INDICE RIQUADRI
Le regole per la ricerca e prospezione in Alto Adriatico 27
I nuovi metodi di determinazione dei “prezzi consigliati” 32
Gli award 2005 per il settore petrolifero 38
Il funzionamento della Borsa elettrica italiana 40
Il “Codice del Consumo” 45
Accordo per la promozione del “Progetto Metano” 52
Stato dei Decreti attuativi della Legge n. 239/04 56
I nuovi livelli delle accise 59
Le caratteristiche olfattive del Gpl per usi domestici
e similari-prove Italgas 63
L'impatto dei combustibili riscaldamento 67
Le tappe del Protocollo di Kyoto 69
La revisione del fondo IOPC di compensazione
dei danni da inquinamento da idrocarburi 82
Traffico petroliero nel Mediterraneo 82
Le principali procedure di infrazione Ue 84
Relazione Annuale 2006 5

APPENDICE STATISTICA 89
Mondo 90
I consumi energetici dei principali Paesi 90
Il grado di dipendenza energetica e petrolifera 91
La produzione di greggio e le riserve per aree geografiche 92
I consumi petroliferi 93
La capacità degli impianti di raffinazione del petrolio 94
I prezzi “SPOT” dei principali greggi 95
Mercato internazionale 96
Le quotazioni Barges Fob Rotterdam dei principali prodotti petroliferi 96
Le quotazioni Cargoes Cif Nord Europa dei principali prodotti petroliferi 96
Le quotazioni Cargoes Fob Mediterraneo dei principali prodotti petroliferi 97
Le quotazioni Cargoes Cif Mediterraneo dei principali prodotti petroliferi 97
Italia 98
I consumi energetici per fonti primarie 98
I consumi energetici per settori di utilizzo 98
La produzione di idrocarburi 99
Il bilancio petrolifero 99
Le importazioni di petrolio greggio - “Riepilogo” 100
Le importazioni di petrolio greggio - “Conto proprio” 101
Le importazioni di petrolio greggio - “Conto committente estero” 102
Le importazioni di prodotti petroliferi e di semilavorati 103
Le esportazioni di prodotti petroliferi, di semilavorati e di greggio 104
La stima degli arrivi di petrolio greggio nei porti 105
Le lavorazioni delle raffinerie 106
La capacità delle raffinerie e la materia prima lavorata 107
La capacità dei principali impianti delle raffinerie 108
I trasferimenti al mercato interno e i consumi di prodotti petroliferi 109
La stima dei punti vendita carburanti in esercizio
a fine anno e dell’erogato medio 110
Il costo Cif del petrolio greggio importato in “Conto proprio”
per Paesi di provenienza 111
Il costo mensile Cif del petrolio greggio importato in “Conto proprio” 112
Il costo mensile Fob e Cif del petrolio greggio importato in “Conto proprio” 113
I prezzi medi mensili dei principali prodotti petroliferi 114
Europa 115
I prezzi di vendita alla pompa e gli oneri fiscali dei carburanti
per l’autotrazione al 1° aprile 2006 115
I prezzi di vendita e gli oneri fiscali del gasolio da riscaldamento
e dell’olio combustibile al 1° aprile 2006 116
6
Relazione Annuale 2006

Situazione
internazionale

SITUAZIONE INTERNAZIONALE
1. Il mercato
1.1 Lo scenario internazionale
Nel corso del 2005 l’industria petrolifera internazionale, pur essendo stata messa a dura
prova, è riuscita a fare fronte alle emergenze dettate da una domanda che, per quanto
meno vigorosa del 2004, durante tutto l’anno non ha mostrato di risentire degli alti prezzi
del greggio, così come è accaduto all’inflazione. L’incremento del livello medio dei prezzi al
consumo, indotto da condizioni finanziarie favorevoli, non ha difatti innescato aumenti diffusi
e ripetuti dei beni e dei servizi non energetici rimasti ovunque contenuti. Una spirale
rialzista partita alla fine del 2003 su cui hanno inciso sia fattori strutturali sia contingenti che,
almeno per quanto riguarda il petrolio, ha avuto il suo picco proprio nel 2005 con il mix dei
greggi maggiormente rappresentativi che nel giro di pochi mesi è passato da 35 a 55 dollari
al barile (+57 per cento), fino a punte di 70.
La crescita economica mondiale, infatti, è proseguita su ritmi di poco inferiori a quelli registrati
nel 2004 (intorno al 5 per cento), con Cina e Stati Uniti che hanno rappresentato il
motore dello sviluppo - rispettivamente con un tasso di crescita del 10 e 3,5 per cento -
affiancati dalle cosiddette economie emergenti che hanno mostrato un progresso del 7 per
cento. Tutto ciò non rappresenta certo una novità per le dinamiche economie asiatiche che,
escludendo il Giappone, ad oggi, a parità di potere di acquisto, rappresentano il 25 per
cento del Pil mondiale rispetto al 21 per cento degli Stati Uniti. La decisa ripresa delle quotazioni
internazionali del greggio, fattasi più evidente nella seconda parte del 2005, non è
addebitabile alla scarsa tenuta dell’offerta che, anzi, è riuscita ad adeguarsi tempestivamente
alle nuove esigenze del mercato anche e soprattutto in termini qualitativi. A fronte di una
domanda che si è attestata a 83,6 milioni di barili al giorno, l’offerta è stata di 84,0 milioni,
con un surplus di poco più di 400 mila barili al giorno, in linea con i valori del 2004.
Usa e Cina motori
dello sviluppo
Un anno che, però, ha mostrato prezzi inferiori di circa 14 dollari. Lo stesso stato delle scorte,
abbondanti ovunque, è un chiaro indicatore di come la domanda sia stata sostenuta
anche dalla persistente situazione di contango - cioè prezzi a termine più alti di quelli a
pronti - che ha spinto gli operatori a continuare a comprare prodotto da destinare a scorta
in previsione di futuri rialzi (ciò che ha fatto anche il Governo Usa per le scorte strategiche
da elevare fino a 1 miliardo di barili con acquisti proceduti a ritmo di 120 mila barili al giorno).
Infatti, sebbene nell’ultima parte dell’anno la buona tenuta dei fondamentali abbia fatto
ripiegare in parte i prezzi a pronti, quelli a termine hanno mantenuto un differenziale positivo
compreso tra i 4 e 5 dollari (in base alla qualità). Un segnale che indica aspettative
negative soprattutto da parte degli operatori attivi sui mercati finanziari.
Elemento decisivo di questa escalation è stata la rigidità indotta dal quasi azzeramento della
cosiddetta “spare capacity” dell’Opec che ha toccato il punto più basso proprio alla fine del
2004 (300-400 mila barili al giorno) per fare fronte oltre che all’inaspettata crescita della
domanda anche ai problemi produttivi di diversi Paesi aderenti al cartello, tra cui importanti
attori sia dal punto di vista quantitativo che qualitativo come Venezuela e Nigeria. Una rigidità
che i mercati non hanno mancato di scontare. Uno degli effetti più rilevanti di questo
processo è stato il nuovo aumento della dipendenza dal petrolio Opec che nel 2005 ha
visto crescere il suo peso sul totale fino ad oltre il 40 per cento, tornando così sugli stessi
livelli di dieci anni fa ma con prospettive di ulteriore crescita fino quasi al 50 per cento stimato
dall’Agenzia Internazionale per l’Energia (Aie) al 2030.
La “spare capacity”
dell’Opec
8
Relazione Annuale 2006

SITUAZIONE INTERNAZIONALE
Il mercato
Le entrate dei Paesi produttori
Questo maggior peso, associato al rimbalzo delle quotazioni, ha fatto lievitare le entrate dei
Paesi produttori ed esportatori di petrolio che hanno chiuso l’anno con un saldo della bilancia
dei pagamenti pari a 412 miliardi di dollari, circa il doppio di quello registrato nel 2004.
Una situazione esattamente opposta a quella degli Stati Uniti dove il deficit ha invece superato
gli 800 milioni di dollari, ossia il 6,4 del Pil nazionale. Corollario di tutto ciò, è l’enorme
stock di riserve valutarie oggi a disposizione dei Paesi produttori (pari al 16,5 per cento del
loro Pil contro lo 0,4 degli Stati Uniti e l’8,4 del Giappone) che superano di gran lunga l’ammontare
degli investimenti che sarebbero necessari per aumentare la capacità produttiva di
quei 5-7 milioni di barili al giorno più volte annunciati per il prossimo quinquennio.
Se l’Opec aumenterà la sua quota in un contesto di prezzi ancora alti, la Russia di contro tenderà
a vedere ridotto il proprio ruolo tanto da arrivare a pesare meno del 10 per cento sul totale
nel 2030, cioè in un momento in cui sarà proprio il continente asiatico ad assorbire la maggior
parte dell’incremento della domanda attesa. Un paese che oggi è il principale produttore
non-Opec con una quota di quasi il 24 per cento (circa 12 milioni barili al giorno), secondo
solo al Nord America che conta per il 28 per cento (oltre 14 milioni barili al giorno). Un elemento
di rottura potrebbero essere le cosiddette sabbie bituminose il cui sfruttamento, però,
risulta essere molto oneroso ed impegnativo sia in termini di costi diretti che indiretti, anche
se gli attuali prezzi del petrolio - ed anche quelli attesi - lo rendono economicamente fattibile.
Si stima che il Canada contenga riserve per almeno 100 anni agli attuali ritmi di consumo.
Altro elemento che ha influito sui corsi del petrolio è stato il limite mostrato dal sistema di
raffinazione mondiale giunto ad un punto di saturazione dopo anni di eccesso di capacità,
aggravato e testimoniato dagli uragani che nell’estate del 2005 hanno investito le coste
degli Stati Uniti, togliendo dal mercato il 25 per cento della capacità di raffinazione e una
Mondo - Il surplus della bilancia commerciale dei Paesi esportatori in
confronto a quella dei Paesi emergenti asiatici (Valori in miliardi di dollari)
500
400
Paesi esportatori di petrolio
300
200
100
Paesi emergenti asiatici
0
-100
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005(*) 2006(*)
Mondo - Surplus della bilancia commerciale dei Paesi esportatori di petrolio
(Valori in miliardi di dollari reali 2005)
500
400
300
200
100
0
1974 1980 2005(°) 2006(°)
(°) Previsioni.
Fonte: Fondo Monetario Internazionale e stime The Economist
Relazione Annuale 2006 9

SITUAZIONE INTERNAZIONALE
Il mercato
Paesi Opec – Le quote produttive di petrolio
(Milioni di barili/giorno)
Anno 2003 Anno 2004 Anno 2005
1° gennaio 1° febbraio 1° giugno 1° novembre 1° aprile 1° luglio 1° agosto 1° novembre 16 marzo 1° luglio
Arabia Saudita 7,476 7,963 8,256 7,963 7,638 8,288 8,450 8,775 8,937 9,099
Iran 3,377 3,597 3,729 3,597 3,450 3,744 3,817 3,964 4,037 4,110
Venezuela 2,647 2,819 2,923 2,819 2,704 2,934 2,992 3,107 3,165 3,223
Emirati Arabi Uniti 2,007 2,138 2,217 2,138 2,051 2,225 2,269 2,356 2,400 2,444
Nigeria 1,894 2,018 2,092 2,018 1,936 2,101 2,142 2,224 2,265 2,306
Kuwait 1,845 1,966 2,038 1,966 1,886 2,046 2,087 2,167 2,207 2,247
Libia 1,232 1,312 1,360 1,312 1,258 1,365 1,392 1,446 1,473 1,500
Indonesia 1,192 1,270 1,317 1,270 1,218 1,322 1,347 1,399 1,425 1,451
Algeria 735 782 811 782 750 814 830 862 878 894
Qatar 596 635 658 635 609 661 674 700 713 726
Totale (*) 23,001 24,500 25,401 24,500 23,500 25,500 26,000 27,000 27,500 28,000
(*) L’Iraq è stato escluso dagli accordi. Nell’anno 2005 la sua produzione è ammontata a 1,81 milioni di barili/giorno.
Fonte: AIE
Mondo - Il prezzo del greggio in relazione alla capacità inutilizzata dell’Opec
Brent
$/b
Spare capacity (°)
Mb/d
66 10,00
60
8,75
54
7,50
48
6,25
42
5,00
36
3,75
30
2,50
24
1,25
18
0,00
1/00
4/00
7/00
10/00
1/01
4/01
7/01
10/01
1/02
4/02
7/02
10/02
1/03
4/03
7/03
10/03
1/04
4/04
7/04
10/04
1/05
4/05
7/05
10/05
1/06
(°) Capacità produttiva inutilizzata, rispetto a quella raggiungibile entro 30 giorni
e sostenibile per 90 giorni dai Paesi dell’Opec (escluso Iraq).
Brent (Dollari/barile)
Spare capacity
(Milioni di barili/giorno)
Fonte: AIE, Platts, IFP
10
Relazione Annuale 2006

SITUAZIONE INTERNAZIONALE
Il mercato
buona fetta della produzione del Golfo del Messico. Una situazione che ha costretto gli operatori
statunitensi a drenare prodotti sui mercati internazionali per fare fronte alle esigenze
interne con l’effetto di spingere in alto i prezzi dei prodotti sui mercati europei.
Nel Mediterraneo, ai primi di settembre, una tonnellata di benzina si è avvicinata ai 740 dollari/tonnellata
toccando il massimo storico. La gravità della situazione, peraltro, è stata testimoniata
dalla decisione del Governo Usa di ricorrere all’uso delle scorte strategiche, cosa
che in altri frangenti si era sempre rifiutato di fare per non alterare, stando alle dichiarazioni
ufficiali, i normali meccanismi di mercato. Solo in altre due precedenti occasioni vennero
usate: nel 1991 in occasione della prima Guerra del Golfo e poi dal presidente Clinton
nel 2000. A questa decisione, inoltre, si è affiancata quella dell’Agenzia Internazionale per
l’Energia che ha reso disponibili poco più di 2 milioni di barili al giorno per un determinato
periodo, di cui circa 680 mila di prodotti.
Fondamentali
in via di miglioramento
Stando alle previsioni, la situazione sembra però destinata a migliorare. Nel complesso, al
2006 i Paesi Opec hanno annunciato l’intezione di contribuire con l’aggiunta di complessivi
1,4 milioni di barili al giorno di nuova produzione, che dovrebbe salire a 7,4 entro il 2010.
Lo stesso vale per la capacità di raffinazione che, secondo l’Agenzia Internazionale per
l’Energia, sarà realizzata principalmente nei Paesi in via di sviluppo, soprattutto Medio
Oriente e Cina, che dovrebbero assorbire circa la metà dei 487 miliardi di dollari di investimenti
necessari per i prossimi 25 anni. Nella sola Asia, ad esempio, tra adeguamenti degli
impianti esistenti e nuove realizzazioni, al 2011 si stima una capacità di raffinazione aggiuntiva
di 5,3 milioni barili al giorno, l’equivalente di circa 30 nuove raffinerie di grandi dimensioni.
Elementi che, secondo gli analisti, dovrebbero aiutare a stemperare le tensioni. Ciò
indurrà un progressivo spostamento verso Oriente dell’asse produzione-consumi, dettato
anche dallo sviluppo demografico atteso in Asia e dall’altrettanto atteso aumento della capacità
di spesa individuale di quelle popolazioni.
E’ in questo scenario che si sono mossi e si muoveranno i prezzi internazionali sempre più
sensibili a fattori che con i fondamentali spesso hanno poco a che fare. Guardando alla loro
Mondo - I cicli del prezzo del greggio
(Valori in dollari/barile)
$/b
Crisi
Uragani
Iraniana
70
Usa
65
60
55
50
Quote
Invasione
Guerra
45
Opec Contratti di Kuwait
in Iraq
40
35
30
Guerra
Iran/Iraq
Nazionalizzazioni
Netback
3°
25
Predominio
Opec
2°
Shock
20
Shock
15
10
Rivoluzione
Iraniana
1° Shock
5
Guerra Yom Kippur
1° ciclo 2° ciclo 3° ciclo 4° ciclo 5° ciclo
0
72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06
Fonte: Panorama 2006 e IFP Training
Relazione Annuale 2006 11

SITUAZIONE INTERNAZIONALE
Il mercato
Paesi industrializzati – I dati macroeconomici
Prodotto interno lordo Indice prezzi di consumo (*) Disoccupazione Indebitamento pubblico (◆)
(Variazione percentuale rispetto all’anno precedente) (Percentuale delle forze di lavoro) (Percentuale del Pil)
2004 2005 (•) 2004 2005 (•) 2004 2005 (•) 2004 2005 (•)
Francia + 2,3 + 1,4 + 2,3 + 1,9 9,6 9,5 – 3,7 – 2,9
Italia + 1,1 — + 2,3 + 2,2 8,0 7,6 – 3,4 – 4,1
Regno Unito + 3,1 + 1,8 + 1,3 + 2,1 4,7 4,7 – 3,3 – 3,6
Germania + 1,6 + 0,9 + 1,8 + 1,9 9,6 9,5 – 3,7 – 3,3
Area Euro + 2,1 + 1,3 + 2,1 + 2,2 8,9 8,5 – 2,8 – 2,4
Usa + 4,2 + 3,5 + 2,7 + 3,4 5,5 5,1 – 3,4 – 2,6
Giappone + 2,3 + 2,7 — – 0,3 4,7 4,4 – 6,6 – 5,6
Paesi Ocse + 3,3 + 2,7 + 2,1 + 2,3 6,7 6,5 – 3,6 – 3,2
(*) Indice armonizzato.
(◆) Indebitamento netto contratto nel corso dell’anno.
(•) Dati provvisori.
Fonte: FMI
Mondo – I consumi energetici
(Milioni di tep)
1980 1985 1990 1995 2000 2004 2005 (*)
Combustibili solidi 1.761 2.040 2.215 2.237 2.323 2.750 2.812
Gas naturale 1.247 1.425 1.664 1.828 2.095 2.310 2.354
Petrolio 3.015 2.821 3.078 3.348 3.650 3.912 3.962
Idro-geo 161 190 218 252 277 300 320
Nucleare 186 389 525 608 676 716 725
Totale 6.370 6.865 7.700 8.273 9.021 9.988 10.173
(*) Stime provvisorie ENI.
Fonte: ENERDATA s.a., su dati AIE, ONU e di altre fonti internazionali e nazionali
Mondo - La produzione di greggio
1980 1985 1990 1995 2000 2001 2002 2003 2004 2005 (*)
(Milioni di tonnellate)
Paesi Opec 1.347 811 1.190 1.338 1.519 1.477 1.388 1.475 1.588 1.637
Paesi Ocse 817 954 891 975 1.011 1.001 1.005 996 977 945
Altri Paesi 924 1.026 1.085 966 1.074 1.108 1.169 1.231 1.303 1.338
Totale 3.088 2.791 3.166 3.279 3.604 3.586 3.562 3.702 3.868 3.920
(Quote percentuali)
Paesi Opec 43,6 29,0 37,6 40,8 42,1 41,2 39,0 39,8 41,0 41,8
Paesi Ocse 26,5 34,2 28,1 29,7 28,1 27,9 28,2 26,9 25,3 24,1
Altri Paesi 29,9 36,8 34,3 29,5 29,8 30,9 32,8 33,3 33,7 34,1
Totale 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0
(*) Dati provvisori
Fonte: Bp Statistical Review; per il 2005 stima UP su dati AIE
12
Relazione Annuale 2006

SITUAZIONE INTERNAZIONALE
Il mercato
evoluzione, per i prodotti si può osservare, tra inizio e fine anno, un progresso del 74,2 per
cento per la benzina, passata da 0,198 a 0,345 euro/litro, e del 35,3 per cento per il gasolio,
passato da 0,286 a 0,387 euro/litro. Il maggior costo del gasolio rispetto alla benzina,
superiore in media di 0,06 euro/litro, è stata una costante di tutto il 2005 attenuando anche
quell’effetto stagionalità che era stata un po’ la caratteristica degli anni passati. Quanto al
mix di greggi, il progresso è stato del 56,5 per cento in dollari/barile e del 79,1 per cento
in euro/tonnellata. Ad influire anche il progressivo deprezzamento dell’euro sul dollaro che,
nello stesso periodo, ha perso quasi il 13 per cento.
Quanta parte di questi aumenti sia stata dettata effettivamente dai fondamentali e quanto
dalla speculazione, non è facile dirlo. Certo è che nelle fasi più calde in molti hanno indica-
Mondo - I Paesi maggiori esportatori di petrolio
(Valori in miliardi di dollari)
160.000
140.000
120.000
100.000
80.000
60.000
40.000
20.000
0
Arabia
Saudita
Russia
Norvegia
Iran
Nigeria
Emirati
Arabi Uniti
Venezuela
Algeria
Libia
Messico
Kuwait
Fonte: ICE
2003 2004 2005
Mondo - La rilevanza delle entrate petrolifere per alcuni Paesi
esportatori di petrolio (Valori in percentuale sul Pil)
60,0%
50,0%
40,0%
30,0%
20,0%
10,0%
0,0%
Nigeria
Arabia
Saudita
Venezuela Iran Norvegia Russia
2003 2004 2005
Fonte: Elaborazioni Up su dati ICE e FMI
Relazione Annuale 2006 13

SITUAZIONE INTERNAZIONALE
Il mercato
to un premio di 6-15 dollari/barile dovuto ai movimenti dei fondi pensione e degli hedge
fund. C’è, tuttavia, anche qualche analista che sostiene come tali fondi possano spingere il
premio fin oltre i 20 dollari.
1.2 Gli attori e le strategie
In un contesto come quello descritto, risulta difficile per gli operatori programmare con certezza
investimenti e piani di sviluppo. La tendenza prevalente tra le major è stata perciò
quella del consolidamento soprattutto nel settore Esplorazione e Produzione (E&P). Le
dimensioni globali del mercato, difatti, richiedono strutture sempre più grandi per competere
con le economie emergenti, la cui industria petrolifera è spesso a maggioranza pubblica.
E’ per questo motivo che gli operatori cercano di selezionare gli investimenti pur in presenza
di una consistente liquidità che a lungo andare rischia di diventare una “zavorra”.
Negli ultimi dieci anni, a livello mondiale, il rapporto riserve su produzione ha sempre oscillato
tra i 37 e i 40 anni nonostante nello stesso periodo la domanda sia cresciuta del 19,8
per cento, cioè di circa 14 milioni di barili al giorno. Al pari di dieci anni fa, perdura altresì la
stessa asimmetria nella distribuzione regionale delle risorse: il Medio Oriente continua ad
avere un ruolo determinante per i futuri equilibri, presentando un rapporto riserve su produzione
superiore tra le tre e le otto volte quello delle altre aree (82 anni). Ad attirare l’attenzione
sono poi i costi di produzione estremamente bassi, compresi tra i 3 e i 5 dollari
al barile rispetto ai 12 americani e ai 15 europei.
Accedere alle risorse di questi Paesi non è mai stata cosa facile. Da qualche tempo, però,
la situazione sembra essere peggiorata e il riaffacciarsi delle “compagnie di Stato” è il segno
di come alcuni di questi Paesi stiano provando a fare da soli pur mancando di specifiche
competenze e adeguata tecnologia. La difficoltà ad operare in questi Paesi è peraltro testimoniata
dal fatto che in questi ultimi anni nella sola Arabia Saudita sono stati perforati 26
pozzi esplorativi rispetto agli oltre 15.000 degli Stati Uniti. L’ultima classifica del Petroleum
Intelligence Weekly, mostra che tra le prime 10 compagnie petrolifere del mondo, la metà
sono pubbliche e la prima classificata è la Saudi Aramco, mentre la Russia con la fusione
Gazprom-Rosneft si pone tra i primi venti operatori.
La rinascita delle
“compagnie di Stato”
L’elevato grado di incertezza che tutto ciò presenta, comporta un aumento del rischio per il
capitale investito e tempi ancora più lunghi per il ritorno economico. E’ soprattutto per questo
motivo che tra il 1998 e il 2002 i principali operatori hanno avviato una stagione di merger
and acquisition. Altro strumento cui sono ricorse le compagnie è il cosiddetto buy-back.
Va tuttavia rilevato che, nel confronto internazionale, i settori che più sono ricorsi a questo
tipo di strumento sono stati le telecomunicazioni e la finanza: tra i primi 14 programmi di
buy-back registrati nel 2005 a livello mondiale (per un totale di oltre 53 miliardi di dollari),
solo l’8 per cento fa riferimento al settore petrolifero. Lo stesso si può dire se si ragiona in
termini di ritorno per dollaro investito che per il settore petrolifero è pari a circa la metà di
quello conseguito da altri settori quali banche e industria farmaceutica.
Il totale della spesa mondiale in E&P nel 2005 è stato superiore del 20 per cento rispetto al
2004 che aveva già fatto segnare un più 13 per cento. Si stima che nel 2005 gli investimenti
siano stati pari a 207 miliardi di dollari che dovrebbero salire a 238 nel corso del 2006.
Crescono gli investimenti
14
Relazione Annuale 2006

SITUAZIONE INTERNAZIONALE
Il mercato
Mondo - Capacità di desolforazione addizionale richiesta nel 2015
rispetto a quella del 2005 (Valori in milioni di barili/giorno)
4
3
2
1
0
Stati Uniti
Canada
Fonte: Opec, 2006
America
Latina
Africa Europa Ex Urss Medio
Oriente
Asia
Pacifico
Distillati Benzine Vacum gasoli e residui
Mondo - Gli investimenti richiesti nella raffinazione fra il 2005 e il 2015 nello
scenario base (Valori in miliardi di dollari costanti 2005)
100
80
60
Investimenti complessivi richiesti
fra il 2005 e il 2015:
311 Miliardi di $ (reali 2005)
40
20
0
Stati Uniti
Canada
America
Latina
Africa
Europa Ex Urss Medio Asia
Oriente Pacifico
Fonte: Opec, 2006
Mantenimento o rimpiazzo
della capacità esistente
Capacità addizionale
In costruzione
Relazione Annuale 2006 15

SITUAZIONE INTERNAZIONALE
2. Il ruolo degli organismi internazionali
In un anno in cui alle tensioni politiche internazionali sui mercati petroliferi si sono sommate
anche catastrofi naturali, l’attività degli Organismi internazionali nel settore energetico
è stata particolarmente finalizzata a garantire la disponibilità di energia nelle diverse
aree del mondo.
L’Agenzia Internazionale per l’Energia (Aie), per fronteggiare la carenza dei prodotti
petroliferi conseguente alle interruzioni degli impianti statunitensi seguite al passaggio
dell’uragano Katrina, nei primi giorni del settembre 2005 ha adottato un piano di intervento,
conclusosi nel mese di dicembre, a cui hanno partecipato i 26 Paesi membri.
Esso ha consentito di rendere disponibili 2,1 milioni di barili al giorno per un periodo
iniziale di 30 giorni (poi prolungato per altri 30), coperti per il 94 per cento dalle scorte
d’obbligo e/o strategiche, per il 3 per cento dal contenimento della domanda e per
il restante 3 per cento dall’aumento della produzione interna.
A tali misure, che hanno riguardato per il 52 per cento il Nord America, l’Europa per il
30 e i Paesi del Pacifico per il 18, ha contribuito anche l’Italia con 353 mila tonnellate
di benzina e 308 mila tonnellate di oli combustibili.
Nella sua attività di monitoraggio dei mercati energetici, già prima di tale emergenza,
l’Aie aveva segnalato l’opportunità di utilizzare l’energia in modo più razionale. Nel corso
del 2005 ha infatti presentato i rapporti “Saving Oil in a Hurry” e “Saving Electricity
in a Hurry”, nei quali ha indicato la gamma di misure da adottare nel caso di interruzioni
delle forniture di greggio e di energia elettrica, onde evitare conseguenze alle economie
dei vari Paesi.
Per contenere la domanda di greggio, le misure da adottare nel settore trasporti sarebbero,
secondo l’Aie, piuttosto drastiche: riduzione dei limiti di velocità del 25 per cento,
incentivi al car-sharing, divieti temporanei di circolazione, servizi pubblici gratuiti, telelavoro
e riduzione della settimana lavorativa.
Mondo - Confronto fra le variazioni dei consumi e dei prezzi del greggio
(Variazioni percentuali rispetto all’anno precedente)
8,0 %
80,0 %
6,0 %
60,0 %
4,0 %
40,0 %
4,0 %
20,0 %
0,0 %
0,0 %
-2,0 %
-20,0 %
-4,0 %
-40,0 %
-6,0 %
-60,0 %
1975
1977
1979
1981
1983
1985
1987
1989
1991
1993
1995
1997
1999
2001
2003
2005
Variazione prezzi del greggio
Variazione consumi di petrolio
Fonte: Elaborazioni Up su dati AIE
16
Relazione Annuale 2006

SITUAZIONE INTERNAZIONALE
Unione Europea
e prezzi
Anche l’Unione europea è intervenuta in merito ai prezzi petroliferi avviando, dopo
anni di annunci e tentativi, il dialogo con l’Opec con due riunioni ministeriali che si sono
tenute nel corso del 2005. Incontrandosi con i Paesi produttori, l’Unione europea ha
sottolineato la necessità di raggiungere quotazioni più ragionevoli per incoraggiare la
crescita economica e di effettuare investimenti nella raffinazione, mentre non ha avuto
seguito, almeno al momento, l’ipotesi di usare l’euro come moneta di riferimento per
le quotazioni internazionali del greggio.
Con riferimento agli aumenti delle quotazioni internazionali registrati nel 2005, la posizione
dell’Unione europea è stata quella di non appoggiare eventuali riduzioni fiscali
non coordinate per la compensazione degli aumenti, dal momento che prezzi elevati
spingono al risparmio energetico. Proprio in relazione all’efficienza energetica e all’obiettivo
di ridurre i consumi dell’Unione europea del 20 per cento entro il 2020, è stato
predisposto il “Libro Verde sull’efficienza energetica - Fare di più con meno”.
Senza alcun intervento, sostiene il Libro Verde, i consumi energetici europei sono destinati
ad aumentare del 10 per cento nei prossimi 15 anni, mentre, qualora gli Stati membri
recepissero ed attuassero le misure già adottate attraverso il mutamento delle abitudini
dei consumatori e l’introduzione di nuove tecnologie, oltre ad una serie di altre
misure - quali incentivi finanziari, normative e ricerca e sviluppo - i 25 Paesi dell’Unione
potrebbero risparmiare fino a 60 miliardi di euro.
Il forte aumento dei prezzi del greggio e la realizzazione dei mercati interni per l’elettricità
e il gas hanno dato un nuovo impulso alla ricerca di una politica energetica capace
di conciliare obiettivi economici, ambientali e di sicurezza.
Di recente è stato approvato dalla Commissione europea anche il nuovo “Libro Verde - Una
strategia europea per un’energia sostenibile, competitiva e sicura”, secondo il quale:
• la dipendenza energetica europea aumenterà dal 50 al 70 per cento nei prossimi 20 anni;
Il ruolo
Mondo - Riserve di greggio convenzionale e sabbie bituminose
al 1° gennaio 2005 (Valori in miliardi di barili)
400
350
300
250
200
150
100
50
0
Venezuela
(*)
Arabia
Saudita
Canada
Iran
Iraq
Kuwait
Emirati
Arabi Uniti
Russia
Libia
Nigeria
Greggio convenzionale
Greggio extra-pesante
(*) Stime per le sabbie bituminose potenzialmente sfruttabili.
Fonte: BP; Oil & Gas Journal; Alberta Energy and Utilities Board; Canada’s National Energy Board
Relazione Annuale 2006 17

SITUAZIONE INTERNAZIONALE
Il ruolo
• la domanda di energia e le conseguenti emissioni di CO 2 saranno crescenti;
• per contro, dato il declino dei combustibili fossili di produzione interna, aumenteranno
le importazioni dai Paesi extraeuropei;
• i prezzi di petrolio e gas, e conseguentemente anche dell’elettricità, continueranno a
salire;
• il Mercato Unico dell’Energia non è stato completato e in Europa vi sono tanti singoli
mercati interni, poco competitivi e poco liberalizzati.
Di conseguenza, le aree obiettivo su cui indirizzare le sfide future per attuare la nuova
strategia energetica europea sono:
a) il completamento del mercato unico del gas e dell’elettricità entro luglio 2007;
b) la garanzia della sicurezza degli approvvigionamenti attraverso nuovi strumenti e una
maggiore solidarietà fra i Paesi membri;
c) l’adozione di un diverso mix di fonti di energia che ciascun Paese deve adottare, evitando
scelte che possano avere ripercussioni sull’approvvigionamento dei Paesi confinanti;
d) un approccio integrato per affrontare i cambiamenti climatici, con maggiori sforzi nell’efficienza
energetica e nello sviluppo delle fonti rinnovabili;
e) un piano strategico europeo per le tecnologie energetiche;
f) la definizione di una politica energetica unitaria verso l’estero ed un ripensamento
della politica delle scorte sia petrolifere che di gas.
Per quanto riguarda i processi di liberalizzazione del mercato interno dell’energia, oltre
a monitorare lo stato di recepimento delle Direttive su elettricità e gas, la Commissione
europea ha avviato una indagine sulla concorrenza dei mercati, nella quale sono stati
esaminati i mercati all’ingrosso, i meccanismi di formazione dei prezzi, le barriere all’ingresso
di nuovi soggetti e le relazioni fra gli operatori delle reti.
Secondo la Commissione, nella maggior parte dei mercati nazionali, vi sarebbe infatti
ancora un elevato grado di concentrazione e, in alcuni casi, un comportamento protezionistico
che consentirebbe alle imprese di aggirare alcuni obblighi imposti dalla normativa
comunitaria.
Sempre nel corso del 2005, dopo un lavoro durato cinque anni, ha preso il via il progetto
“Joint Oil Data Iniziative - JODI”, nato da un’iniziativa di alcuni organismi internazionali
inseriti nell’ambito dell’International Energy Forum Secretariat (°) - cui aderisce
l’Italia e che ha sede a Riad - con l’obiettivo di migliorare la qualità e la trasparenza
delle statistiche petrolifere. Allo scopo è stato inaugurato un apposito sito Internet
(www.jodidata.org), contenente un database che copre il 95 per cento del mercato
petrolifero. Dati non alternativi ma complementari a quelli delle organizzazioni che
hanno contribuito alla sua nascita.
(°) Fanno parte del progetto: Apec - Asia Pacific Energy Research Center; Iea -International Energy Agency; Eurostat -
Ufficio Statistico della Commissione Europea; Olade -Latin American Energy Organisation; Opec - Organisation of the
Petroleum Exporting Countries; Unsd - United Nations Statistical Division; Ief- International Energy Forum.
18
Relazione Annuale 2006

La situazione
nazionale

SITUAZIONE NAZIONALE
3. Gli elementi quantitativi del sistema
energetico e petrolifero
3.1 Il sistema economico
Dopo la crescita dell’1,1 per cento registrata nel 2004, il 2005 ha segnato una battuta
di arresto per il Pil che, come ha rilevato l’Istat, in media è rimasto invariato.
La diminuzione degli investimenti (-0,6 per cento) e della domanda estera netta (-0,3
per cento) è stata appena compensata dall’aumento dei consumi e dalla variazione
delle scorte.
Successivamente al recupero delle esportazioni italiane registrato nel 2004 (+3,0 per
cento), nel 2005 le esportazioni di beni e servizi rilevate nei conti nazionali sono cresciute
di appena lo 0,3 per cento, nonostante la sostenuta dinamica del commercio
mondiale tuttora in atto. Il valore aggiunto nel 2005 è aumentato nel settore terziario,
mentre è continuato a ridursi nell’industria, proseguendo la tendenza alla contrazione in
atto dall’inizio del decennio.
Le variabili macroeconomiche
L’ulteriore calo dell’indice della produzione industriale (-1,8 per cento) conferma le difficoltà
in cui si trova l’industria italiana che continua a perdere terreno, particolarmente
nei confronti dell’estero. La crisi produttiva non ha riguardato solo i comparti tradizionali,
in cui siamo specializzati e più esposti alla concorrenza dei Paesi emergenti, ma anche
quelli a più elevato contenuto tecnologico (come le apparecchiature elettriche ed elettroniche).
La maggiore competizione esterna sta tuttavia stimolando dei forti cambiamenti
nel mix produttivo delle nostre industrie che, negli ultimi anni, rispetto ai principali
Paesi europei, hanno sperimentato le modifiche di composizione più intense.
In conseguenza della flessione dell’attività produttiva, nel 2005 vi è stata una forte contrazione
dell’occupazione nell’industria (-1,6 per cento), con un calo maggiore di quello
del 2004 (-1,2 per cento) e, nel corso dell’anno, è aumentato anche il ricorso alla
Cassa Integrazione Guadagni ordinaria che si è mantenuto sui livelli più elevati dal
2000.
Italia - Andamento del debito e del deficit pubblico in percentuale del Pil
Deficit pubblico
% sul Pil
14,0
Debito pubblico
% sul Pil
140,0
12,0
120,0
10,0
100,0
8,0
80,0
6,0
60,0
4,0
40,0
2,0
20,0
0,0
0,0
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
Fonte: Banca d’Italia, Istat
Deficit pubblico
Debito pubblico
20
Relazione Annuale 2006

SITUAZIONE NAZIONALE
Italia – I dati macroeconomici
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 (*)
VARIAZIONE PERCENTUALE VS. ANNO PRECEDENTE
Prodotto interno lordo (a) + 2,8 + 0,7 + 1,9 + 1,4 + 1,9 + 3,6 + 1,8 + 0,3 — + 1,1 —
Produzione industriale + 5,4 – 0,9 + 3,3 + 1,9 + 0,1 + 3,1 – 0,6 – 1,6 – 1,0 + 0,6 – 1,9
Inflazione + 5,2 + 4,0 + 2,0 + 2,0 + 1,7 + 2,5 + 2,8 + 2,5 + 2,7 + 2,2 + 1,9
Investimenti fissi lordi + 6,9 + 1,8 + 1,6 + 4,3 + 3,6 + 6,4 + 2,5 + 4,0 – 1,7 + 2,2 – 0,6
PERCENTUALE DELLE FORZE DI LAVORO
Disoccupazione (b) 11,2 11,2 11,3 11,3 11,0 10,2 9,1 8,6 8,5 8,1 7,7
MILIARDI DI EURO
Gli elementi
Saldo import-export + 23,6 + 35,4 + 27,4 + 25,2 + 14,4 + 2,1 + 10,0 + 8,8 + 2,8 – 1,2 – 9,9
Indebitamento netto
contratto nell’anno
dalle Amministrazioni pubbliche 70 70 28 30 20 10 (c) 39 37 46 48 58
Debito delle Amministrazioni
pubbliche (d) 1.149 1.211 1.238 1.255 1.282 1.300 1.357 1.367 1.392 1.442 1.508
Pil a euro correnti 947 1.004 1.049 1.091 1.127 1.191 1.249 1.295 1.335 1.389 1.417
(*) Dati provvisori.
(a) Secondo i valori concatenati con base di riferimento 2000.
(b) Dati revisionati in base alla Rilevazione Continua sulle Forze di lavoro, avviata da gennaio 2004.
(c) Compresi i proventi dell’asta per le licenze UMTS.
(d) A fine anno.
Fonte: Istat
Italia - I consumi di energia
(Milioni di tep)
1990 (^) 1995 2000 2001 2002 2003 2004 2005 (*) Variazione% Contributo%
2005 vs. 2004 al totale 2005
Combustibili solidi 15,0 12,6 12,8 13,7 14,2 15,3 17,1 16,9 – 1,2 % 8,5 %
Gas naturale 39,1 44,8 58,4 58,5 58,1 63,8 66,5 71,1 + 6,9 % 35,8 %
Importazioni nette di energia elettrica 7,6 8,2 9,8 10,6 11,1 11,2 10,0 10,8 + 8,0 % 5,4 %
Petrolio (°) 92,5 95,7 92,0 91,9 92,1 90,8 88,0 86,0 – 2,3 % 43,3 %
Fonti rinnovabili 8,5 10,4 12,9 14,0 12,6 12,8 15,2 14,0 – 7,9 % 7,0 %
Totale 162,7 171,7 185,9 188,7 188,1 193,9 196,8 198,8 + 1,0 % 100,0 %
(^) Ricostuito da Unione Petrolifera in base alla nuova metodologia del Ministero delle Attività Produttive.
(*) Dati provvisori.
(°) I valori successivi al 1997 includono l’Orimulsion impiegato per produzione di elettricità. Dal 1998 cambiata metodologia di rilevazione delle import di coke di petrolio.
Fonte: Ministero delle Attività Produttive
Relazione Annuale 2006 21

SITUAZIONE NAZIONALE
I dati sull’occupazione, forniti dall’Istat, mostrano come complessivamente essa sia diminuita
per la prima volta dal 1995 (-0,4 per cento), mentre è leggermente cresciuto
(+0,2 per cento) il numero delle persone occupate: tale fenomeno deriva dal notevole
aumento delle posizioni lavorative a orario ridotto e dal ricorso alla Cassa Integrazione
Guadagni.
Gli elementi
Il forte rialzo della componente energetica (+15,5 per cento) ha sostenuto l’accelerazione
dei prezzi alla produzione, passati dal +2,7 per cento del 2004 al +4,0 per cento
del 2005, mentre è continuata la flessione dell’indice dei prezzi al consumo per l’intera
collettività nazionale (+1,9 nel 2005, contro il +2,2 per cento dell’anno precedente).
Controbilanciando i rincari dei beni energetici (+11 per cento), hanno contribuito a frenare
l’inflazione le diminuzioni dei prezzi di alcuni beni (alimentari freschi, medicinali e
beni ad elevato contenuto tecnologico - computer e apparecchi telefonici).
Per quanto riguarda la finanza pubblica, l’indebitamento netto delle Amministrazioni
Pubbliche in rapporto al Pil, secondo i dati provvisori, è risultato pari al 4,1 per cento rispetto
al 3,4 per cento del 2004. L’incidenza del debito pubblico rispetto al Pil, che era scesa
al 103,8 per cento nel 2004, è tornata a crescere, raggiungendo il 106,4 per cento.
3.2 I consumi di energia
Nell’anno 2005 sono stati consumati complessivamente 198,8 Mtep di energia, con un
incremento della domanda pari all’1,0 per cento.
Considerato che il Pil non ha rilevato incrementi significativi, l’intensità energetica - cioè
il rapporto fra domanda complessiva di energia e Pil - è tornata a registrare un peggioramento
(+1,0 per cento), riflettendo quindi una minore efficienza complessiva del
nostro sistema energetico.
Italia - Consumi finali di energia per fonte e dipendenza
energetica dall’estero
100
Consumi finali
di energia
(Mtep)
50
0
-50
Dipendenza
energetica
dall’estero
(Percentuale)
-100
1990 1995 2000 2005
(*) Energia elettrica e rinnovabili.
Fonte: Elaborazioni Up su dati Ministero delle Attività Produttive
Carbone
Petrolio
Gas naturale Altre (*)
22
Relazione Annuale 2006

SITUAZIONE NAZIONALE
Mondo - Il contributo delle fonti rinnovabili all’offerta di energia primaria
e alla generazione di energia elettrica nell’anno 2003
20,0 %
17,6 %
16,0 %
13,3 %
14,9 %
13,7 %
15,1 %
12,0 %
8,0 %
4,0 %
5,6 % 5,8 % 5,6 %
Gli elementi
0,0 %
Mondo Paesi Ocse Europa Italia Mondo Paesi Ocse Europa Italia
Contributo all'energia primaria
Contributo alla generazione elettrica
Fonte: Elaborazioni Enea su dati AIE
Europa - Le importazioni di prodotti energetici nel 2004
(Valori in percentuale sul totale delle importazioni nette)
100 %
80 %
60 %
40 %
20 %
0 %
EU - 25 EU - 15 Italia Germania Francia Spagna
Gas naturale
Carbone
Petrolio
Fonte: Elaborazioni Up su dati Eurostat
Le diverse fonti
L’andamento delle diverse fonti ha avuto il seguente profilo:
• il consumo dei prodotti petroliferi, pari a 86 Mtep, ha registrato una diminuzione del
2,3 per cento, determinata soprattutto dal calo strutturale di alcuni prodotti e un rallentamento
nella crescita del gasolio motori, dovuti a motivi congiunturali;
• il gas naturale ha registrato l’incremento più vistoso fra le diverse fonti (+6,9 per
cento rispetto al 2004) passando dai 66,5 ai 71,1 Mtep e confermandosi come la
seconda fonte energetica (35,8 per cento in peso);
• le importazioni nette di energia elettrica, pari a 10,8 Mtep, hanno ripreso la crescita (+8,0
per cento) e, fenomeno da segnalare, le esportazioni di energia elettrica hanno rilevato nel-
Relazione Annuale 2006 23

SITUAZIONE NAZIONALE
Italia – La domanda di prodotti petroliferi
(Milioni di tonnellate)
1990 1995 2000 2003 2004 2005(*) Variazione %
2005 vs. 2004
Gpl 3,3 3,5 3,9 3,7 3,5 3,5 – 1,4
Benzina con piombo 13,0 10,3 4,6 — — — …
Benzina senza piombo 0,7 7,2 12,2 15,4 14,6 13,5 – 7,2
Gli elementi
Totale benzina 13,7 17,5 16,8 15,4 14,6 13,5 – 7,2
Carboturbo 2,0 2,8 3,6 3,6 3,6 3,8 + 4,6
Gasolio autotrazione 16,6 16,6 18,3 22,3 24,0 24,4 + 1,7
Gasolio riscaldamento 6,9 3,6 3,6 2,8 2,8 2,9 + 4,4
Gasolio altri usi 2,7 2,8 2,6 2,8 2,6 2,6 =
Totale gasoli 26,2 23,0 24,5 27,9 29,4 29,9 + 1,8
Olio combustibile termoelettrica 21,0 22,9 13,7 10,5 7,9 5,6 – 29,3
Olio combustibile altri usi 5,8 4,0 3,0 2,8 2,7 2,5 – 7,2
Totale olio combustibile 26,8 26,9 16,7 13,3 10,6 8,1 – 23,6
– di cui olio combustibile Btz 14,1 19,4 10,7 11,6 8,9 6,3 – 29,4
Bitume 2,4 2,2 2,4 2,7 3,0 2,8 – 6,8
Altri prodotti (✦) 4,1 3,0 6,5 7,0 4,9 4,7 – 5,0
Petrolchimica (carica netta) 7,0 7,8 7,0 6,4 6,6 6,5 – 1,9
Bunkeraggi 2,7 2,5 2,8 3,3 3,5 3,5 + 0,8
TOTALE IMMISSIONI AL CONSUMO 88,2 89,2 84,2 83,3 79,7 76,3 – 4,3
Consumi/perdite di raffineria 5,6 6,3 9,1 9,7 9,8 10,0 + 1,9
Riduzione (aumento) scorte (0,3) 0,6 0,2 — 0,1 0,4 …
Totale consumo 93,5 96,1 93,5 93,0 89,6 86,7 – 3,2
(*) Dati provvisori.
(✦) Dall’anno 1999 comprendono anche i Combustibili a Basso Costo (emulsioni di greggi pesanti ad alto tenore di zolfo).
Fonte: Ministero delle Attività Produttive
24
Relazione Annuale 2006

SITUAZIONE NAZIONALE
l’anno un forte aumento (+40,2 per cento) sebbene su volumi abbastanza contenuti;
• il consumo dei combustibili solidi, pari a circa 16,9 Mtep, ha subito un decremento
dell’1,2 per cento. Il minor impiego nella termoelettrica non è stato infatti compensato
dalla ripresa nelle cokerie e nella siderurgia;
• in calo l’apporto delle fonti rinnovabili, passate da 15,2 a 14,0 Mtep, (-7,9 per cento),
determinato da una contrazione della produzione idroelettrica che non è stata compensata
dall’aumento produttivo delle altre rinnovabili.
La dipendenza energetica dall’estero del nostro Paese nel 2005 è rimasta sullo stesso
ordine di grandezza dell’anno precedente, intorno all’85 per cento.
3.3 La domanda di prodotti petroliferi
Gli elementi
Pur essendo proseguite le tendenze in corso da vari anni, nel 2005 l’aumento del prezzo
dei prodotti, insieme alla bassa crescita economica, hanno contribuito ad accentuare la
discesa della benzina da un lato e a frenare la crescita del gasolio autotrazione dall’altro:
• i consumi di benzine (13,5 milioni di tonnellate) hanno subito una ulteriore notevole
contrazione (-7,2 per cento contro il -5,7 dell’anno precedente);
• la domanda di gasolio autotrazione (24,4 milioni di tonnellate) è cresciuta solo
dell’1,7 per cento contro il +7,6 per cento del 2004;
• i consumi di gasolio riscaldamento (+4,4 per cento) sono aumentati per effetti climatici,
mentre quelli di gasolio per uso agricolo sono rimasti pressoché invariati;
• complessivamente la domanda di gasoli ha raggiunto i 29,9 milioni di tonnellate,
con un rialzo di appena 500 mila tonnellate, pari al +1,8 per cento rispetto al 2004;
• la domanda di olio combustibile (8,1 milioni di tonnellate) ha continuato la sua
accelerata discesa (-23,6 per cento) soprattutto per effetto del suo minore impiego
nella termoelettrica. Dei circa 6 milioni di tonnellate di olio combustibile destinato a
tale settore (escludendo i volumi utilizzati dagli autoproduttori industriali), il 51 per
cento è stato oggetto di importazione (contro il 58 del 2004), di cui il 92 per cento
(93 per cento nel 2004) con tenore di zolfo inferiore all’1 per cento;
• fra gli altri prodotti hanno registrato variazioni positive solo il carboturbo (+4,6 per
cento) e i bunkeraggi marittimi (+0,8 per cento), mentre sono risultati in diminuzione
i bitumi (-6,8 per cento), la carica petrolchimica (-1,9 per cento) e il gpl
(1,4 per cento).
3.4 La produzione nazionale di idrocarburi
La produzione nazionale di greggio ha rilevato un incremento del 12,4 per cento nel
2005, attestandosi a 6,1 milioni di tonnellate. Tale fenomeno è dovuto principalmente
allo sviluppo dei giacimenti della Val d’Agri, in Basilicata, dove la produzione ha raggiunto
i 90.000 barili al giorno. I volumi estratti nel 2005 sono provenuti per l’87 per cento
da pozzi a terra e per il 13 per cento da giacimenti a mare. Oltre l’82 per cento della
Relazione Annuale 2006 25

SITUAZIONE NAZIONALE
Gli elementi
produzione a terra è stato estratto in Basilicata, Regione che si conferma di fondamentale
importanza nel contesto produttivo petrolifero italiano.
Grazie alla produzione dei due giacimenti della Val d’Agri e della Valle del Sauro, si stima
che a regime la Basilicata sarà in grado di soddisfare oltre il 10 per cento del fabbisogno
nazionale di greggio, con una estrazione complessiva di oltre 900 milioni di barili
di petrolio equivalente (boe) nei prossimi 20 anni.
La produzione nazionale di gas naturale ha invece continuato nella sua strutturale contrazione:
dai 12,961 miliardi di metri cubi del 2004 si è passati agli 11,977 miliardi del
2005, pari ad un calo del 7,6 per cento determinato dal progressivo esaurimento dei
giacimenti. La diminuzione della produzione di gas (circa 2 miliardi di metri cubi l’anno
in meno) rispetto al picco estrattivo del 1994 è stata del 42 per cento. Oggi il gas di
produzione interna contribuisce al fabbisogno nazionale per il 14 per cento, rispetto al
42 per cento dell’epoca di massimo sviluppo.
Se non si riusciranno ad attivare interventi che interrompano questo trend in discesa, nel
2010 la produzione nazionale di gas scenderà ad appena 5 miliardi di metri cubi l’anno,
mentre l’emergenza nelle forniture, di cui si è avuta prova anche nell’inverno appena trascorso,
confermerebbe la strategicità di una loro ripresa. Solo nel Nord dell’Adriatico ci
sono 34 miliardi di metri cubi di gas già scoperti, il cui sviluppo è stato tuttavia definitivamente
bloccato dalla Finanziaria 2002 (Legge 31 luglio 2002, n. 179 - art. 26). Anche
la produzione in altre aree procede con molti ostacoli: nel 2005 la Regione Sicilia ha
avanzato alcune riserve sulle ricerche di idrocarburi nei siti protetti dall’Unesco nell’area
di Ragusa, che il ricorso al Tar di Palermo ha chiaramente superato.
Attualmente il nostro Paese, con 330.000 barili di petrolio equivalente (boe) al giorno,
è il quarto produttore di petrolio e gas dell’Europa occidentale dopo Gran Bretagna,
Norvegia e Olanda.
Risorse inutilizzate
Europa - Variazione dei consumi e della produzione nazionale di energia
fra il 1993 e il 2003 (Valori in percentuale)
40
30
20
10
0
-10
-20
Portogallo
Finlandia
Austria
Italia
Belgio
Olanda
Francia
Regno Unito
Germania
Fonte: Ocse, 2005
Variaz. consumi
Variaz. produzione
26
Relazione Annuale 2006

SITUAZIONE NAZIONALE
LE REGOLE
PER LA RICERCA
E PROSPEZIONE
IN ALTO ADRIATICO
L’art. 26 della Legge 31 luglio 2002, n.
179 (“Disposizioni in materia ambientale”,
pubblicata nella Gazzetta
Ufficiale n. 189 del 13 agosto 2002) è
andato ad integrare l’articolo 4,
comma 1, della Legge 9 gennaio
1991, n. 9, in materia di prospezione
e ricerca in Alto Adriatico. Un’area
che racchiude riserve stimate pari a
circa 30 miliardi di metri cubi di gas
recuperabili, dove sono stati già spesi
oltre 500 milioni delle vecchie lire.
I pozzi di maggiore interesse sono
quelli situati nell’area di Chioggia che
risultano essere più vicini alla costa
(5,5 km) il cui sfruttamento è stato
inibito dall’art. 1 del Decreto del
Ministero dell’Ambiente 3 dicembre
1999 (pubblicato sulla Gazzetta
Ufficiale n. 304 del 29 dicembre
1999).
La nuova disciplina ora prevede che:
“La prospezione, la ricerca e la coltivazione
di idrocarburi è vietata nelle
acque del Golfo di Napoli, del Golfo
di Salerno e delle Isole Egadi, fatti
salvi i permessi, le autorizzazioni e le
concessioni in atto, nonché nelle
acque del Golfo di Venezia, nel tratto
di mare compreso tra il parallelo passante
per la foce del fiume
Tagliamento e il parallelo passante
per la foce del ramo di Goro del
fiume Po”.
Le riserve certe italiane di idrocarburi sono pari a 1,9 miliardi di boe, mentre quelle da
scoprire sono valutate fra 1,2 e 4 miliardi di boe. Prendendo a riferimento una quotazione
del greggio stabilmente sopra i 50 dollari al barile, il valore delle risorse nazionali
è valutato in almeno 50 miliardi di euro.
Oltre che garantire una maggiore sicurezza energetica, il maggior sfruttamento della produzione
nazionale contribuirebbe a ridurre la nostra spesa energetica. Complessivamente la produzione
nazionale di idrocarburi nel 2005 (pari a 16,0 milioni di tep) ha soddisfatto l’8 per cento
circa del fabbisogno energetico nazionale ed ha consentito un risparmio nella nostra fattura
energetica di 3,7 miliardi di euro.
3.5 Le importazioni di greggio, semilavorati e prodotti finiti
Nel 2005 l’Italia ha importato 89,3 milioni di tonnellate di greggio, con un incremento del 2,7
per cento rispetto all’anno precedente. Di queste 85,3 sono state importate in “conto proprio”
(+3,0 per cento) e 4,0 milioni di tonnellate da “committenti esteri” (-3,2 per cento).
Risultano invece in marcata flessione le importazioni dei semilavorati esteri (pari a 5,9
milioni di tonnellate, -6,8 per cento), mentre i prodotti finiti con 13,9 milioni di tonnellate,
hanno rilevato un -10,8 per cento.
L’esame in dettaglio dei flussi di importazione del greggio, per le principali aree di provenienza
mostra:
– un aumento dell’11,0 per cento dei volumi giunti dal Medio Oriente, area che ha
soddisfatto il 34,6 per cento degli arrivi complessivi di greggio;
– un cospicuo aumento degli arrivi dall’area ex Urss (+5,2 per cento) con 24,5 milioni
di tonnellate, pari al 27,4 per cento di tutte le importazioni di greggio;
– una leggera ripresa (+3,1 per cento) delle provenienze dal Mare del Nord, il cui contributo
è rimasto al 3,7 per cento;
– un decremento (-6,1 per cento) dei volumi dai Paesi dell’Africa, che ha portato al
34,2 per cento il concorso di quest’area.
Su base annua, la Libia si è confermata il maggior fornitore del nostro Paese, con oltre
23 milioni di tonnellate. Anche nel 2005 le esportazioni di greggio, semilavorati e prodotti
finiti hanno evidenziato un segno positivo, attestandosi a 29,1 milioni di tonnellate
(+15,1 per cento).
Gli elementi
3.6 Il consumo di gas naturale
Il consumo di gas naturale, nel 2005, ha segnato l’incremento più consistente fra le
varie fonti primarie di energia: +6,9 per cento rispetto all’anno precedente, superando
gli 86,2 miliardi di metri cubi.
Il contributo principale alla crescita è stato determinato dal settore elettrico (+13,9 per
cento), anche per l’entrata in esercizio di nuovi impianti a ciclo combinato. Forte crescita
anche dei consumi per usi civili (+6,5 per cento), trainati dai fattori climatici, con temperature
inferiori alle medie stagionali.
Relazione Annuale 2006 27

SITUAZIONE NAZIONALE
Italia – L’approvvigionamento petrolifero
(Milioni di tonnellate)
1990 1995 2000 2003 2004 2005 (*)
Importazioni di greggio 74,7 73,6 83,7 84,3 86,9 89,3
– di cui conto proprio 63,1 70,4 77,1 80,4 82,8 85,3
– di cui conto committenti esteri 11,6 3,2 6,6 3,9 4,1 4,0
Gli elementi
Importazioni di semilavorati 12,1 8,6 6,6 7,3 6,3 5,9
Importazioni di prodotti finiti (•) 23,5 25,1 22,3 19,0 15,6 13,9
Nazionalizzazioni (✦) 6,3 1,2 3,3 3,0 3,1 3,1
(*) Dati provvisori.
(•) Dall’anno 1999 comprendono le importazioni di Combustibili a Basso Costo (emulsioni di greggi pesanti ad alto tenore di zolfo).
( F ) Prodotti ottenuti da lavorazioni in conto committente estero.
Fonte: Ministero delle Attività Produttive e Istat
Italia – Le provenienze del greggio
Milioni di tonnellate
Peso percentuale
1980 1985 1990 1995 2000 2004 2005 (*) 1980 1990 2004 2005(*)
Medio Oriente 52,2 19,6 26,8 25,7 30,6 27,8 30,8 58,9 35,8 31,9 34,6
– di cui Arabia Saudita 29,3 4,8 8,1 10,9 8,4 11,8 12,6
Iran 0,9 7,3 9,5 11,4 10,4 9,6 9,6
Iraq 11,8 4,7 3,4 – 8,2 3,7 5,9
Siria 3,9 0,4 0,9 3,4 2,0 2,7 2,6
Africa 27,0 31,3 40,5 33,9 32,2 32,6 30,6 30,5 54,1 37,5 34,2
– di cui Libia 12,1 13,5 24,5 23,7 21,9 22,4 23,3
Algeria 2,3 3,0 4,6 2,2 3,2 4,1 2,9
Egitto 6,1 6,5 6,2 4,3 3,3 2,3 0,7
Nigeria 3,5 7,1 1,3 0,6 1,1 1,4 1,6
Ex Urss 5,5 5,6 6,1 11,3 16,1 23,3 24,5 6,2 8,3 26,8 27,4
– di cui Russia n.d. n.d. n.d. 11,3 13,9 19,9 18,4
America Latina 2,9 3,3 0,5 0,8 0,5 0,1 0,1 3,3 0,7 0,1 0,1
Mare del Nord — 3,3 0,6 1,7 4,3 3,2 3,3 — 0,8 3,7 3,7
Altre provenienze 1,0 0,3 0,2 0,2 — — — 1,1 0,3 — —
Totale 88,6 63,4 74,7 73,6 83,7 87,0 89,3 100,0 100,0 100,0 100,0
– di cui da Area Opec 69,1 44,2 55,5 49,6 55,0 53,0 56,1 78,0 50,2 60,9 62,8
(*) Dati provvisori.
Fonte: Ministero delle Attività Produttive
28
Relazione Annuale 2006

SITUAZIONE NAZIONALE
Europa - Capacità di stoccaggio del gas dei principali Paesi
% dei consumi
35
Miliardi m 3
60
30
25
50
40
20
15
10
5
0
30
20
10
0
Gli elementi
Austria
Francia
Germania
Italia
Danimarca
Olanda
Spagna
Belgio
Grecia
Regno
Unito
Media UE
Fonte: Commissione Ue
% dei consumi Miliardi m 3
Risultano invece ridimensionati i consumi del settore industriale (-1,3 per cento), penalizzato
dalla bassa crescita economica.
Il contributo del gas naturale al soddisfacimento del fabbisogno energetico nazionale è
salito al 35,8 per cento nel 2005 contro il 26,1 del 1995. Questa fonte energetica, la
cui domanda si sta rapidamente avvicinando a quella di petrolio, continua ad espandersi
soprattutto negli impieghi del settore termoelettrico e già entro il prossimo decennio
potrebbe divenire la fonte dominante.
3.7 Il ruolo dei combustibili solidi
Nel 2005 i consumi dei combustibili solidi hanno subito un rallentamento, essendo stati
pari a circa 16,9 Mtep (-1,2 per cento). Tale risultato è la conseguenza della minore produzione
di energia elettrica da carbone, che si è attestata sui 43,9 miliardi di kWh (-3,6 per
cento rispetto al 2004), per il lungo periodo di sospensione di attività della centrale di
Brindisi Nord.
I progetti di
riconversione
È tuttavia proseguito l’iter per la riconversione di centrali già esistenti. Nel luglio 2005 si
è svolta presso il Ministero delle Attività Produttive la prima conferenza dei servizi relativa
al progetto per la riconversione a carbone anziché ad Orimulsion come inizialmente
previsto, della centrale di Porto Tolle (Enel), in provincia di Rovigo, la cui produzione
a regime sarà di 16,5 miliardi di kWh all’anno. In dicembre è stata infatti raggiunta un’intesa
tra Enel e Regione Veneto per la realizzazione di tre gruppi a carbone (invece dei
quattro inizialmente previsti) per complessivi 1.980 MW e un investimento di oltre 1,5
miliardi di euro.
Anche il progetto di riconversione a carbone della centrale di Torre Valdaliga Nord a
Civitavecchia (Enel), alimentata ad olio combustibile, è entrato nella fase esecutiva con lo
smantellamento di uno dei quattro vecchi gruppi. Tuttavia tali processi proseguono con
Relazione Annuale 2006 29

SITUAZIONE NAZIONALE
Italia - La stima della “fattura energetica”
(Milioni di euro)
1980 1985 1990 1995 2000 2001 2002 2003 2004 2005 (*)
Combustibili solidi 477 1.168 731 990 996 1.223 1.142 1.130 1.707 1.881
Gas naturale 505 2.803 1.859 2.661 7.834 8.782 7.921 8.547 8.901 12.299
Petrolio (•) 9.082 15.570 8.561 9.023 18.651 15.985 15.511 15.032 17.021 22.213
Gli elementi
Altre (■) 77 602 867 1.563 1.524 1.751 1.867 1.797 1.762 2.134
Totale 10.141 20.143 12.018 14.237 29.005 27.741 26.441 26.506 29.391 38.527
(*) Valori provvisori.
(•) I dati precedenti al 1995 non sono omogenei con quelli da tale anno in poi, a seguito di modifiche nel criterio di classificazione (Ateco 91), la più rilevante delle quali consiste nel non considerare
più le “provviste di bordo” fra le esportazioni.
(■) Comprende: energia elettrica, combustibili nucleari e altri combustibili minori.
Fonte: Unione Petrolifera su dati Istat
Italia - Il costo del greggio importato
1980 1985 1990 1995 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Fob dollari/barile 31,1 26,8 22,5 16,3 26,9 23,0 23,0 27,7 35,1 50,4
Cif dollari/tonnellata 235,9 203,1 172,2 125,0 205,0 175,5 179,4 210,9 269,0 379,9
Cambio dollaro/euro (*) 1,3973 0,7601 1,2887 1,2953 0,9174 0,8954 0,9495 1,1273 1,2426 1,2359
Cif euro/tonnellata 168,8 267,2 133,6 96,5 223,5 196,0 188,9 187,1 216,5 307,4
(*) Cambio medio ponderato sulla base dei volumi mensilmente importati. Non corrispondente esattamente alla media Uic.
Fonte: Ministero delle Attività Produttive e Unione Petrolifera
30
Relazione Annuale 2006

SITUAZIONE NAZIONALE
Il sequestro della CO 2
notevoli ostacoli, soprattutto per la contrarietà manifestata dalle amministrazioni locali. In
alcuni casi si è giunti all’abbandono dei progetti da parte della società promotrice, come nel
caso della riconversione della centrale di Rossano Calabro (Enel).
Procede invece l’impulso impresso alle tecnologie più avanzate. Nel 2005 in particolare,
nell’ambito delle attività previste dall’accordo internazionale “Carbon Sequestration
Leadership Forum” (finalizzato allo sviluppo di tecnologie per la rimozione ed il confinamento
dell’anidride carbonica dai combustibili solidi), sono stati avviati due progetti di
ricerca finanziati dal Ministero dell’Istruzione, dell’Università e della Ricerca: il primo, con
la partecipazione di Sotacarbo, ENEA, Ansaldo Ricerche ed Università di Cagliari, prevede
la produzione di idrogeno e di altri combustibili puliti dalla gassificazione del carbone,
con cattura della CO 2 ; il secondo, cosiddetto ZECOMIX, prevede invece la produzione
di idrogeno dal carbone con un processo ad emissioni nulle. È stato inoltre firmato
di recente un protocollo di intesa fra la Regione Sardegna e il Consiglio Nazionale delle
Ricerche, per la produzione di metano artificiale attraverso la gassificazione del carbone.
Per quanto riguarda la situazione del bacino carbonifero del Sulcis, nell’ambito delle disposizioni
emanate con il Decreto-Legge 15 marzo 2005, n. 35, convertito nella Legge 14 maggio
2005, n. 80, per consentire lo sviluppo produttivo ed incrementare la competitività delle
imprese, è prevista all’art. 11, comma 14, l’assegnazione da parte della Regione Sardegna
di una concessione integrata per la gestione della miniera del carbone Sulcis per i prossimi
30 anni e la produzione di energia elettrica da una nuova centrale, realizzabile con una
potenza massima di 640 MW. In vista della privatizzazione della Carbosulcis, la Regione
Sardegna ha quindi indetto una gara internazionale, tuttora in corso.
Gli elementi
Cresce l’esborso
con l’estero
3.8 La fattura energetica e petrolifera
Nel 2005 la fattura energetica ha registrato rispetto all’anno precedente uno degli incrementi
più elevati degli ultimi venti anni, pari ad oltre 9 miliardi di euro, riflettendo i cospicui
aumenti rilevati dalle quotazioni internazionali del greggio e delle altre fonti energetiche.
La spesa nazionale per l’approvvigionamento di energia dall’estero (rappresentata dal
saldo fra l’esborso per le importazioni e gli introiti derivanti dalle esportazioni) è stata
notevolmente appesantita dai maggiori costi e dai più elevati volumi di gas e di energia
elettrica importati, nonché dal deprezzamento, seppur contenuto, del cambio dell’euro
sul dollaro (-0,5 per cento circa).
La fattura energetica è così salita a 38,527 miliardi di euro, con un aumento di oltre 9,1
miliardi (+31,1 per cento) rispetto al 2004. Oltre che per effetto dei maggiori costi del
greggio, il peggioramento è stato determinato anche dall’apprezzamento del gas, la cui
spesa netta per l’approvvigionamento è passata da 8,901 a 12,299 miliardi di euro
(+38,2 per cento) e dalle importazioni nette di energia elettrica, salite da 1,762 a 2,134
miliardi di euro (+21,1 per cento).
Il maggiore impatto sulla fattura energetica comunque è stato causato dalla fattura petrolifera
che, nonostante la contrazione dei consumi, è aumentata di circa 5,2 miliardi di euro
(da 17,021 a 22,213 miliardi di euro). I 38,527 miliardi di euro di fattura energetica hanno
rappresentato il 2,9 per cento del Pil, contro il 2,2 del 2004 ed il 5,3 per cento del periodo
1980-85.
Relazione Annuale 2006 31

SITUAZIONE NAZIONALE
Il peso sul Pil della fattura petrolifera di 22,213 miliardi di euro è stato pari all’1,6 per
cento, peso analogo all’anno 2000 ma inferiore ad incidenze ben più rilevanti come il
4,7 per cento registrato in media nel periodo 1980-83.
Il costo medio annuo di una tonnellata di greggio è stato pari a 307,4 euro contro i 216,5
del 2004. Un incremento del 42,0 per cento che è la risultante di un maggior costo del
greggio all’origine (+41,2 per cento) e del deprezzamento dell’euro rispetto al dollaro.
Gli elementi
3.9 Le variazioni dei prezzi dei prodotti petroliferi
Nel 2005 l’euro, essendosi mediamente deprezzato dello 0,5 per cento, non è riuscito
ad attenuare l’impennata delle quotazioni petrolifere espresse in dollari: +31 per cento
per le benzine e +45 per cento per il gasolio.
In linea con l’andamento delle quotazioni internazionali e con i valori rilevati nella media
dei Paesi Ue, i prezzi industriali (prezzi al consumo al netto della componente fiscale)
di tutti i principali prodotti, espressi come valori medi dell’anno 2005 rispetto all’anno
precedente, hanno registrato i seguenti incrementi percentuali:
— benzina senza piombo + 19,8
— gasolio autotrazione + 35,0
— gasolio riscaldamento + 31,9
— olio combustibile Btz + 35,3
I NUOVI METODI DI DETERMINAZIONE DEI “PREZZI CONSIGLIATI”
In base alla attuale normativa, le compagnie petrolifere decidono liberamente il prezzo di vendita dei propri
prodotti da consigliare al gestore. Di recente due metodologie sono tuttavia divenute particolarmente
conosciute. Di seguito se ne offrono alcuni dettagli.
1 - Ad ottobre del 2004 l’Eni comunicò la decisione di volere rivedere la tempistica di adeguamento del
“prezzo consigliato” di vendita dei carburanti.
Da un metodo che seguiva su base praticamente quotidiana le quotazioni internazionali di benzina e
gasolio scambiati sul mercato europeo e del Mediterraneo (rilevate dal Platts), che presupponevano
numerose variazioni dei listini anche di modesta entità, si scelse di passare ad un sistema che presumeva
intervalli di tempo più lunghi e con variazioni meno prevedibili.
Una decisione che doveva portare, secondo l’ottica della compagnia, a sganciarsi dal pedissequo adeguamento
quotidiano al Platts, privilegiando lunghi periodi di stabilità dei listini e con movimenti meno
numerosi ma di maggiore entità sia in salita che in discesa: nel corso del 2005 gli interventi sono stati
infatti 20 rispetto ai 65 del 2004.
2 - In una conferenza stampa dei primi di giugno 2005 anche Erg comunicò di voler introdurre una nuova
metodologia nella fissazione dei “prezzi consigliati” della benzina e del gasolio venduti sulla rete di distribuzione
(definito “prezzo trasparente”).
Un sistema nuovo per il mercato italiano comunque strettamente agganciato alla variazione delle quotazioni
internazionali rilevate settimanalmente dal Platts (high Cif Med), prendendo la media delle quotazioni
di super senza piombo 50 ppm e gasolio 50 ppm ULSD dell’ultima settimana verso la precedente,
convertite in euro al cambio medio settimanale dollaro/euro.
Per tener conto della posizione della compagnia sul mercato, nella formula di fissazione dei prezzi venne
inserito un ammortizzatore di 0,01 euro/litro in più e in meno. Un metodo per cosi dire “scientifico”, teso
ad evitare strumentalizzazioni e polemiche e dare un contributo di trasparenza in questo delicato settore.
Tale meccanismo è stato inizialmente previsto fino alla fine del 2005, anche se in questi primi mesi del
2006 si è continuato ad applicarlo sebbene in maniera più flessibile.
32
Relazione Annuale 2006

SITUAZIONE NAZIONALE
I valori medi annuali dei prezzi al consumo del 2005, ponderati con i volumi, sono
risultati superiori a quelli del 2004 per i seguenti valori:
benzina senza piombo + 8,5
gasolio autotrazione + 18,0
gasolio riscaldamento + 14,9
olio combustibile Btz + 31,0
I prezzi medi al consumo dell’anno - pari a 1,221 euro/litro per la benzina e a 1,109 euro/litro
per il gasolio auto - sono aumentati sia per il rialzo della componente industriale sia per effetto
dell’Iva che agisce in ragione del 20 per cento sul prezzo industriale e sull’accisa.
Italia - Confronto fra l’andamento delle quotazioni internazionali e
il prezzo industriale della benzina (Valori del 4 gennaio 2005 in euro/litro=100)
Gli elementi
250
200
150
100
50
4-gen-2005
26-gen-2005
17-feb-2005
11-mar-2005
6-apr-2005
28-apr-2005
20-mag-2005
14-giu-2005
6-lug-2005
28-lug-2005
19-ago-2005
12-set-2005
4-ott-2005
26-ott-2005
17-nov-2005
9-dic-2005
4-gen-2006
27-gen-2006
20-feb-2006
14-mar-2006
5-apr-2006
28-apr-2006
Quotazioni Platts della benzina
Prezzo industriale della benzina
Italia - Confronto fra l’andamento delle quotazioni internazionali e
il prezzo industriale del gasolio (Valori del 4 gennaio 2005 in euro/litro=100)
180
160
140
120
100
80
4-gen-2005
26-gen-2005
17-feb-2005
11-mar-2005
6-apr-2005
28-apr-2005
20-mag-2005
14-giu-2005
6-lug-2005
28-lug-2005
19-ago-2005
12-set-2005
4-ott-2005
26-ott-2005
17-nov-2005
9-dic-2005
4-gen-2006
27-gen-2006
20-feb-2006
14-mar-2006
5-apr-2006
28-apr-2006
Quotazioni Platts del gasolio
Prezzo industriale del gasolio
Relazione Annuale 2006 33

SITUAZIONE NAZIONALE
Italia – L’attività delle raffinerie
(Milioni di tonnellate)
1990 1995 2000 2003 2004 2005
Lavorazioni 69,7 87,5 94,2 96,8 98,7 100,9
– greggio nazionale 4,0 5,1 4,5 4,9 5,2 5,5
– greggio estero 73,8 73,4 82,9 84,4 87,0 88,7
Gli elementi
– semilavorati di importazione 11,9 9,0 6,8 7,5 6,5 6,7
Altri semilavorati, additivi/ossigenati, btx, metano 4,0 3,5 3,8 4,4 4,8 5,6
Totale materia prima trattata 93,7 91,0 98,0 101,2 103,5 106,5
– di cui conto committenti esteri 11,8 3,3 6,7 3,9 4,1 3,9
Capacità di raffinazione (•) 107,0 98,9 100,2 100,2 100,2 100,2
% di utilizzazione (*) 84 88 94 97 99 100
(•) Capacità (a fine anno) supportata da impianti di lavorazione secondaria adeguati alla produzione di benzina e gasolio secondo specifica.
(*) Riferita al totale lavorazioni.
Fonte: Ministero delle Attività Produttive e Istat
Italia – I prezzi medi dei principali prodotti petroliferi
Al consumo Componente fiscale Al netto della componente fiscale
2003 2004 2005 2003 2004 2005 2003 2004 2005
Benzina senza piombo €/litro 1,058 1,125 1,221 0,718 0,746 0,767 0,340 0,379 0,454
Gasolio auto “ 0,877 0,940 1,109 0,549 0,560 0,596 0,328 0,380 0,513
Gpl auto “ 0,541 0,539 0,570 0,247 0,246 0,252 0,294 0,293 0,318
Gasolio riscaldamento “ 0,860 0,909 1,044 0,546 0,555 0,577 0,314 0,354 0,467
Olio comb. denso Btz (*) €/kg 0,257 0,255 0,334 0,055 0,054 0,062 0,202 0,201 0,272
(*) I prezzi dell’olio combustibile denso Atz non vengono più rilevati dal gennaio 2003.
Fonte: Unione Petrolifera su dati Ministero delle Attività Produttive
34
Relazione Annuale 2006

SITUAZIONE NAZIONALE
3.10 La capacità di raffinazione e le lavorazioni
Nel corso del 2005 la capacità dei principali impianti di raffinazione italiani ha subito
delle modifiche, sebbene in misura contenuta. La capacità effettiva tecnico-bilanciata
complessiva, intesa come quella supportata da impianti di lavorazione secondaria adeguati
alla produzione di prodotti a specifica, rimasta invariata a 100,2 milioni di tonnellate
dalla fine degli anni Novanta, a fine 2005 ha raggiunto il 101,9 milioni per effetto
del potenziamento ed ottimizzazione degli impianti esistenti.
Lavorazioni ai
massimi
Le lavorazioni complessive delle raffinerie sono ammontate a 100,9 milioni di tonnellate
(+2,2 per cento rispetto al 2004), consentendo il quasi totale utilizzo degli impianti.
I rapporti di convenienza economica, espressi dai prezzi internazionali, hanno indotto ad
aumentare sia l’impiego del greggio (+2,2 per cento), sia le lavorazioni di semilavorati
esteri (+3,1 per cento). Sono invece risultate in diminuzione le lavorazioni per conto
committente estero (-4,9 per cento).
Gli elementi
Per tenere conto delle nuove specifiche in materia di zolfo entrate in vigore dal 1° gennaio
2005, il sistema di raffinazione si è dotato di nuovi impianti idonei a produrre le
nuove qualità di carburanti. La capacità di desolforazione è oggi pari a 38,9 milioni di
tonnellate rispetto ai 25,8 del 1996 (+50,8 per cento).
3.11 I risultati economici e gli investimenti
Nel 2005 i margini di lavorazione delle raffinerie hanno mostrato un segno positivo a
seguito della notevole ascesa dei prezzi internazionali dei prodotti, in particolare a fine
estate per la mancata produzione delle raffinerie americane. Valori che nell’ultimo trimestre
dell’anno hanno tuttavia cominciato a ripiegare, per una flessione generalizzata
di tutti i prodotti più marcata rispetto a quella del greggio.
Mediterraneo - L’andamento delle quotazioni internazionali
di benzina e gasolio (Valori settiimanali del Platts Cif Med in euro/litro)
0,50
0,45
0,40
0,35
0,30
0,25
0,20
0,15
7-gen-2003
17-feb-2003
fine luglio
2004
inizio gennaio
2005
31-mar-2003
19-mag-2003
30-giu-2003
11-ago-2003
22-set-2003
3-nov-2003
15-dic-2003
2-feb-2004
15-mar-2004
26-apr-2004
7-giu-2004
19-lug-2004
30-ago-2004
11-ott-2004
22-nov-2004
3-gen-2005
14-feb-2005
4-apr-2005
16-mag-2005
27-giu-2005
8-ago-2005
26-set-2005
7-nov-2005
19-dic-2005
30-gen-2006
13-mar-2006
2-mag-2006
0,50
0,45
0,40
0,35
0,30
0,25
0,20
0,15
0,10
0,05
0
-0,05
-0,10
Benzina Gasolio Delta quotazioni
Relazione Annuale 2006 35

SITUAZIONE NAZIONALE
I margini di distribuzione su rete si sono mantenuti mediamente su livelli soddisfacenti,
per quanto differenziati fra i vari prodotti, mentre discreto è stato l’andamento economico
sull’extrarete.
Gli elementi
Per quanto riguarda gli investimenti effettuati dal settore, complessivamente stimati in
circa 1,4 miliardi di euro nel 2005, per il 58 per cento sono stati destinati alla raffinazione.
Di questi, circa il 61 per cento è stato destinato a obiettivi di miglioramento della
qualità dei prodotti e ambientali (principalmente desolforazione di benzina e gasoli e
riduzione delle emissioni).
Con riferimento agli investimenti effettuati nella distribuzione, l’88 per cento delle risorse
è stato assorbito dalle iniziative di ammodernamento della rete e dagli adempimenti
normativi di carattere ambientale.
3.12 L’evoluzione degli assetti di mercato
Il concorso dei diversi gruppi di operatori alla copertura della domanda complessiva
petrolifera nazionale nel 2005 ha rilevato alcune variazioni. È infatti proseguito il processo
volto a ridisegnare le strutture organizzative e gli schemi operativi dei vari partecipanti
al mercato.
Fra i principali avvenimenti si segnalano:
• l’acquisizione da parte del gruppo Api delle 2.800 stazioni di servizio della Italiana
Petroli (IP), cedute dall’Eni per 186 milioni di euro. A seguito di tale operazione, Api, pur
mantenendo per essi il marchio IP, è giunta ad un totale di 4.500 punti vendita, facendo
salire la sua quota di mercato dal 5 al 12 per cento e divenendo il secondo operatore
per numero di punti vendita;
I principali avvenimenti
• le società Total e Shell hanno convenuto uno scambio di quote nella raffinazione: la
Shell ha ceduto il 20 per cento della Raffineria di Roma alla Total, che è salita quindi dal
57,5 al 71,9 per cento, mentre l’altro socio, Erg Petroli, ha rafforzato la sua quota portandosi
al 28,1 per cento dal precedente 22,5 per cento, rilevando il restante 5,6 per
cento in mano alla Shell;
• la Oilinvest, filiale della libica National Oil Company, ha deciso di mettere in vendita le
attività facenti capo al gruppo Tamoil. Il Governo libico ha per questo affidato alla BNP
Paribas il compito di raccogliere le offerte che andranno da un minimo del 60 per cento
fino al totale del capitale del gruppo. Gli asset oggetto di vendita sono localizzati oltre
che in Italia, in Germania e Svizzera. Manifestazioni di interesse sono state presentate
per il momento dalle italiane Erg, Api, Saras, Q8, dalla spagnola Repsol, dalla francese
Total e dalle russe Gazprom e Lukoil;
• la Selenia (ex Fiat Lubrificanti) per la terza volta in 5 anni ha visto cambiare il suo assetto
proprietario: dopo essere stata ceduta nel 2000 al fondo inglese Doughty Hanson,
per poi passare al fondo americano Vestar Capital Partners Europe, nel 2005 è stata rilevata
da un altro fondo finanziario statunitense, il Kolberg Kravis Roberts. Da queste transazioni
il valore del gruppo è quasi raddoppiato: da 482 a 835 milioni di euro;
36
Relazione Annuale 2006

SITUAZIONE NAZIONALE
• il fondo transalpino SGAM 4D Global Energy Development Capital, legato alla banca
francese Societè Genérale e già presente in Italia con una quota nella raffineria Ies di
Mantova, ha acquisito il 20 per cento della Raffineria Iplom di Busalla (Genova). Il controllo
della società resta alla famiglia Profumo, titolare dell’azienda dal 1948.
Italia - Il ruolo dei diversi gruppi di operatori nelle vendite
al mercato interno
100 %
80 %
60 %
10,0
17,0
3,0
11,0
6,6
23,5
15,5
Gli elementi
21,0
9,1
40 %
12,5
20 %
38,0
32,8
0 %
1983 2004
Import. diretti/
consumatori
Società multinazionali
europee
Imprese private
nazionali
Società multinazionali
americane
Società di
Paesi Opec
Imprese a partecipazione
pubblica
Italia – Il ruolo dei maggiori operatori petroliferi nel 2004
% di contributo alle vendite Numero di punti vendita
al mercato interno
carburanti in esercizio
di tutti i prodotti petroliferi
a fine anno
Eni Div. R&M (marchio Agip) (*) 29,8 4.329
Esso 12,5 2.898
Tamoil 7,9 2.197
KPI 7,6 2.628
Erg 6,8 1.969
Total 5,3 1.406
Api 4,3 1.638
Shell 3,8 1.354
IP Italiana Petroli 3,0 2.915
Altri 19,0 (•) 1.066
Totale 100,0 22.400
(*) Comprende la consociata Agip Fuel che dal 1° gennaio 2003 ne ha rilevato gran parte dell’attività extra-rete
(•) Comprende gli operatori con un contributo singolo non superiore al 3,0% (globalmente 12,4%) e gli
importatori diretti/consumatori di olio combustibile (6,6%).
Fonte: Unione Petrolifera
Relazione Annuale 2006 37

SITUAZIONE NAZIONALE
GLI AWARD 2005 PER IL SETTORE PETROLIFERO
Gli elementi
Fra gli eventi del 2005 ed i riconoscimenti ottenuti dal settore si rammentano:
– le ricorrenze dei primi 40 anni della Raffineria di Roma e dei 30 anni della Raffineria Isab di Priolo
Gargallo (Siracusa);
– il Premio “Creatori di valori 2004” assegnato ad Api da Milano Finanza Company Awards 2005, per
aver realizzato le migliori performance a livello di settore in Italia;
– l’Award 2005 ottenuto dalla Erg nella prima edizione dell’ “Italian Most Reputable Companies Survey”,
ovvero la valutazione delle società italiane con la migliore reputazione in termini di affidabilità, promosso
da Milano Finanza e Price Waterhouse Coopers Advisory;
– il raggiungimento del miliardo di tonnellate di petrolio trasportato dalla Siot – Società Italiana per
l’Oleodotto Transalpino di Trieste (Gruppo Tal) in 40 anni di attività e sviluppo.
Fra gli eventi più rilevanti di questi primi mesi del 2006, si segnala l'imminente collocazione
in Borsa dei due gruppi petroliferi Api e Saras:
• l'operazione di quotazione del gruppo della famiglia Brachetti Peretti sarà composta in
parte da un aumento di capitale e in parte dalla cessione di azioni di proprietà della famiglia,
che controlla la società al 99 per cento attraverso Api Holding. La quota che andrà in
borsa dovrebbe essere intorno al 35 per cento, realizzando un aumento di capitale compreso
fra i 150 e i 200 milioni di euro. Mediobanca sarà l'advisor finanziario dell'operazione,
mentre Capitalia e Goldman Sachs ne saranno i joint global coordinator;
• anche la Saras ha presentato alla Borsa italiana la domanda di ammissione alla quotazione
nel Mercato telematico azionario (Mta), comunicando alla Consob anche l'intenzione
di effettuare un'offerta pubblica di sottoscrizione e vendita di proprie azioni
ordinarie. Il mandato di global coordinator è stato conferito a JP Morgan, in collaborazione
con Banca Intesa (Divisione Caboto) e Morgan Stanley.
Italia - Andamento delle vendite di benzina e gasolio per autotrazione
(Valori in migliaia di tonnellate)
40.000
35.000
30.000
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
0
1960
1970
1971
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
Benzina Gasolio Benzina + gasolio
Fonte: Ministero delle Attività Produttive
38
Relazione Annuale 2006

SITUAZIONE NAZIONALE
4. Le tematiche economiche ed industriali
4.1 La politica energetica
Nel corso del 2005 ha proseguito i suoi lavori l’apposito tavolo costituito presso il
Ministero delle Attività Produttive per l’attuazione della Legge n. 239/2004 di riordino
del settore energetico. Al centro dei lavori l’individuazione dei criteri e modalità per il
rilascio delle autorizzazioni agli impianti di lavorazione e stoccaggio di oli minerali e la
normativa relativa al gpl. Tra gli altri provvedimenti di interesse per il settore figura anche
la riforma del settore dell’autotrasporto che ha introdotto elementi di flessibilità, superando
il sistema delle tariffe obbligatorie ed introducendo la libera contrattazione dei
prezzi e dei servizi con la possibilità di stipulare accordi di settore di diritto privato, al fine
di regolare i rapporti dei propri associati sulla base della normativa in materia di sicurezza
della circolazione e di sicurezza sociale.
Il 2005 si è contraddistinto altresì per la Legge di riforma costituzionale, ora soggetta a
referendum confermativo, che, andando a modificare la Legge costituzionale n. 3/2001,
riporta in ambito statale le competenze in materia di “produzione strategica, trasporto e
distribuzione nazionali di energia” lasciando alle Regioni la “produzione, il trasporto e la
distribuzione di energia”.
Gli interventi sulle accise
Altri provvedimenti hanno riguardato interventi in aumento dei livelli delle accise di benzina
e gasolio (Legge n. 58/2005) e la proroga delle agevolazioni previste per tutta una
serie di prodotti petroliferi (Legge n. 266/2005, Finanziaria 2006). In particolare, con
quest’ultimo provvedimento è stata confermata l’applicazione dell’imposta di consumo
sui lubrificanti, soppressa dall’art. 6 della Legge 27 febbraio 2002, n. 16, cui non era
mai stata data attuazione.
La stessa Finanziaria 2006 ha poi fissato al 31 dicembre 2008 – anziché al 1° luglio 2007
previsto dalla Legge n. 239/03 – la data entro cui ciascuna società operante nel settore
della produzione, importazione, distribuzione e vendita dell’energia elettrica e del gas naturale,
anche attraverso le società controllate, controllanti, o controllate dalla medesima controllante,
e comunque ciascuna società a controllo pubblico, non potrà detenere, direttamente
o indirettamente, quote superiori al 20 per cento del capitale delle società che sono
proprietarie e che gestiscono reti nazionali di trasporto di energia elettrica e di gas naturale.
Avviata nel 2005 ma conclusa nel 2006, è altresì da segnalare l’indagine conoscitiva sulle
prospettive degli assetti proprietari delle imprese energetiche e i prezzi dell’energia in Italia
promossa dalla Commissione Attività Produttive della Camera. L’Unione Petrolifera è stata
audita il 17 gennaio 2006 e nell’occasione ha evidenziato la necessità di intervenire per eliminare
tutte quelle strozzature che ancora impediscono un reale ammodernamento del
sistema energetico nazionale sia dal punto di vista infrastrutturale che legislativo.
4.2 Il settore elettrico
Dal punto di vista della richiesta di energia elettrica, pur in presenza di una congiuntura
economica ancora stagnante, il 2005 ha comunque registrato un incremento
dell’1,3%. L’andamento della richiesta alla punta continua ad essere caratterizzato da
continui record, con un nuovo picco estivo registrato nel mese di giugno (54.000 MW)
Relazione Annuale 2006 39

IL FUNZIONAMENTO DELLA BORSA ELETTRICA ITALIANA
Le tematiche
Prevista dal Decreto Legislativo n. 79 del marzo 1999, la Borsa elettrica italiana
ha visto la luce solo nel corso del 2003. In un mercato dell’energia elettrica
liberalizzato, era infatti necessaria la presenza di un sistema organizzato
di offerte ben progettato e funzionante per promuovere la concorrenza
tra gli operatori, la libera iniziativa e gli investimenti, sia per garantire la sicurezza,
l’affidabilità e l’efficienza del sistema elettrico tutelando gli interessi di
utenti e clienti finali.
Nel formulare gli indirizzi di funzionamento, è stato tenuto conto del quadro
legislativo esistente, dei provvedimenti emanati su queste materie e su
temi collegati dal Ministero delle Attività Produttive e dall’Autorità, delle
decisioni prese dal Gestore della rete, del lavoro svolto dal Gestore del mercato
e dalle imprese del settore elettrico e dalle loro associazioni, delle
acquisizioni di programmi e strumenti di calcolo e di comunicazione da
parte degli operatori, e delle esperienze in altri Stati membri dell’Unione
europea.
Il mercato risponde a due esigenze ben precise:
– promuovere, secondo criteri di neutralità, trasparenza e obiettività, la competizione
nelle attività di produzione e compravendita di energia elettrica;
– assicurare la gestione economica di una adeguata disponibilità di servizi
di dispacciamento.
Nel dicembre 2003 è stato emanato il Decreto Ministeriale di approvazione
del Testo integrato della Disciplina del mercato elettrico con l’assunzione di
responsabilità da parte del Gestore del Mercato (GME) relativamente all’organizzazione
e alla gestione del mercato elettrico. Sempre nel dicembre
2003 l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas (AEEG), con la delibera n.
168/03, ha stabilito le condizioni per l’erogazione del servizio di dispacciamento
dell’energia elettrica e per l’approvvigionamento delle relative risorse
su base di merito economico.
Il mercato elettrico italiano, (IPEX – Italian Power Exchange), si articola nei
seguenti mercati:
– Mercati dell’energia;
– Mercato del servizio di dispacciamento (MSD).
I Mercati dell’energia
I Mercati dell’energia sono organizzati e gestiti dal GME
Fanno parte dei mercati dell’energia:
- il Mercato del Giorno Prima (MGP);
- il Mercato di Aggiustamento (MA).
Il Mercato del Giorno Prima (MPG) ha per oggetto le contrattazioni di energia
che si svolgono, per ciascun periodo rilevante (ora), tramite la selezione,
attraverso asta implicita, delle offerte di vendita e di acquisto immesse
dagli operatori. Le offerte di vendita vengono ordinate per prezzo non
decrescente, a partire da quelle con prezzo più basso fino a quelle con prezzo
più alto, mentre le offerte di acquisto vengono ordinate per prezzo non
crescente, a partire da quelle senza indicazione di prezzo fino a quelle con
prezzo più basso. L’algoritmo di risoluzione del mercato tiene conto anche
dei vincoli di trasporto tra zone geografiche e/o virtuali. Le offerte accettate
pagano o ricevono un prezzo di equilibrio definito attraverso l’algoritmo
implementato dal GME che prevede, a fronte di prezzi di vendita differenziati
per zona, l’applicazione di un prezzo unico di acquisto su base nazionale
(PUN), pari alla media dei prezzi di vendita zonali ponderati per i consumi
zonali. Ai fini della determinazione delle quantità di equilibrio vengono
considerate anche le quantità corrispondenti ai programmi di immissione
e prelievo in esecuzione di contratti di compravendita conclusi al di fuori
del sistema delle offerte (contratti bilaterali) e valutati rispettivamente alla
stregua di offerte di vendita a prezzo zero e di acquisto senza indicazione
di prezzo.
Il Mercato di Aggiustamento ha per oggetto le contrattazioni di energia attraverso
la selezione, tramite asta implicita, di offerte di vendita e di acquisto
immesse al fine di modificare i programmi risultanti dal MGP, compatibilmente
con il rispetto dei limiti di transito residui a valle dello stesso MGP. Al
termine della seduta di contrattazione il GME provvede a selezionare le
offerte determinando il prezzo di equilibrio che per il MA è pari, sia in acquisto
che in vendita, al prezzo di equilibrio zonale. Al MA, attualmente, sono
ammesse solo le unità di produzione e le unità idroelettriche di produzione
e pompaggio.
Il Mercato del Servizio di Dispacciamento
Attraverso il Mercato del Servizio di Dispacciamento (MSD) Terna SpA, a cui
sono state attribuite, a fine 2005, le funzioni di gestore del sistema elettrico
precedentemente in capo al GRTN, si approvvigiona delle risorse per il servizio
di dispacciamento. Gli operatori ammessi al MSD sono tenuti ad offrire
tutta la potenza disponibile sia in aumento che in diminuzione: per ciascuna
unità di produzione deve pertanto essere presentata sia un’offerta di
acquisto che un’offerta di vendita. Le offerte vengono accettate, compatibilmente
con la necessità di assicurare il corretto funzionamento del sistema,
secondo un criterio di merito economico e remunerate al prezzo di offerta
(pay as bid) e non al prezzo di equilibrio come per i mercati dell’energia.
Terna utilizza il MSD a programma, per la risoluzione di eventuali congestioni
intrazonali e per la costituzione di margini di riserva per il giorno successivo
e, nel tempo reale, per bilanciare immissioni e prelievi di energia elettrica.
A tale mercato possono partecipare solo gli utenti del dispacciamento
relativamente a unità di produzione dotate di idonee caratteristiche tecniche,
abilitate al servizio di dispacciamento. L’organizzazione e l’esercizio del
MSD sono affidati da Terna al GME ai sensi della disciplina dell’erogazione
del pubblico servizio di dispacciamento.
Il GME è controparte centrale di tutte le transazioni concluse sui mercati
MGP e MA, mentre Terna è controparte centrale di tutte le transazioni concluse
sul mercato MSD.
Indicatori e controllo del potere di mercato
L’Autorità, nell’ambito delle sue funzioni, svolge compiti di sorveglianza, di
verifica e di valutazione del corretto funzionamento del mercato dell’energia
elettrica e del mercato del servizio di dispacciamento, introduce regole
e definisce misure atte a tutelare gli interessi di utenti e clienti, tenendo
conto sia degli esiti del sistema organizzato di offerte proposto, sia dell’esperienza
di esercizio di altri sistemi ritenuti significativi.
Al fine di acquisire gli elementi necessari al monitoraggio del mercato all’ingrosso
dell’energia elettrica e del mercato per i servizi di dispacciamento,
l’AEEG ha definito le modalità e i criteri per l’esercizio da parte del Gestore
del mercato e di Terna delle attività funzionali al predetto monitoraggio, vale
a dire attività di raccolta, organizzazione, elaborazione e descrizione analitica
dei dati relativi a tali mercati. Ai fini della trasparenza dell’informazione,
sulla base di criteri definiti dall’Autorità, sono pubblicati i dati rilevanti relativi
ai mercati dell’energia e dei servizi di dispacciamento.
40
Relazione Annuale 2006

SITUAZIONE NAZIONALE
Il ruolo dell’IPEX
ed uno invernale - pari a oltre 55.500 MW - raggiunto nel mese di gennaio 2006, valore
che costituisce il massimo storico di potenza richiesta sulla rete elettrica nazionale.
Determinanti per l’impennata della richiesta risultano i fattori climatici, in corrispondenza
di valori di temperatura particolarmente bassi in inverno ed eccezionalmente alti in
estate, che comportano un massiccio ricorso ad apparecchi di riscaldamento e/o climatizzazione.
Dal punto di vista dell’offerta, nel corso del 2005 si è registrato un significativo incremento
della potenza termoelettrica, oltre 4.500 MW, per effetto dell’entrata in esercizio
di nuovi impianti e del potenziamento e della riconversione di centrali esistenti. Sono
stati inoltre già avviati i lavori per la realizzazione di nuova capacità produttiva per ulteriori
9.000 MW.
Risulta ancora non in linea con gli obiettivi della Direttiva 2001/77/CE, recepita tramite
il Decreto Legislativo n. 387/03, il contributo delle fonti rinnovabili il cui apporto, in termini
di produzione di energia elettrica, è diminuito di circa il 10% rispetto al 2004 (49,6
TWh nel 2005 a fronte dei 55,6 TWh dell’anno precedente) a causa della ridotta idraulicità,
nonostante un incremento complessivo della potenza installata di circa 900 MW.
Nel 2005, secondo anno di attività della borsa elettrica italiana (Italian Power Exchange
- IPEX), è stata avviata la partecipazione attiva della domanda. L’andamento dei prezzi,
pur riflettendo l’incremento delle quotazioni dei combustibili, evidenzia per la borsa italiana
un progressivo riallineamento con le quotazioni delle principali borse europee.
In riferimento agli assetti delle principali società elettriche si segnala:
• la vendita della quarta tranche di azioni dell’Enel SpA, avvenuta nel mese di settembre
in base alla quale la partecipazione dello Stato nel capitale è scesa a circa il 20 per cento;
• l’acquisizione, in attuazione del Decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri 11
maggio 2004, da parte di Terna SpA, del ramo di azienda del Gestore della rete di
Le tematiche
Europa - Le principali borse elettriche: andamento dei prezzi medi mensili
euro/MWh
110
100
90
80
70
60
50
40
30
20
gen.
05
feb.
05
mar.
05
apr.
05
mag.
05
giu.
05
lug.
05
ago.
05
set.
05
ott.
05
nov.
05
dic.
05
gen.
06
feb.
06
Ipex (Italia) Omel (Spagna) EEX (Germania) APX (Olanda) Powernext (Francia)
Fonte: Elaborazione Assoelettrica su dati Osservatorio ref.
Relazione Annuale 2006 41

SITUAZIONE NAZIONALE
trasmissione nazionale (Grtn) relativa all’attività di dispacciamento, trasmissione e
sviluppo della rete, assumendo, dal novembre 2005, la responsabilità della gestione
della rete. E’ stata così realizzata l’unificazione della proprietà e della gestione della
rete elettrica in capo a Terna Rete Elettrica Nazionale Spa. Restano invece in capo al
Grtn Spa le attività di gestione, promozione ed incentivazione delle fonti rinnovabili.
4.3 Il settore del gas naturale
Anche nel 2005 sono proseguite le attività per l’approntamento delle infrastrutture
necessarie all’approvvigionamento di gas naturale dai Paesi produttori.
Le tematiche
La robusta crescita nei consumi, trainata anche dall’entrata in esercizio di nuovi impianti
a ciclo combinato, ha prodotto serie difficoltà durante le due ultime stagioni invernali,
quando, in occasione di eccezionali ondate di freddo, la domanda si è improvvisamente
impennata e le forniture dai Paesi produttori, Russia in particolare, non hanno
garantito la copertura richiesta.
Russia - I primi sei Paesi verso i quali esporta gas naturale
(Valori in percentuale sul totale delle esportazioni in quantità)
20,0%
16,0%
12,0%
8,0%
4,0%
0,0%
Germania Ucraina Italia Turchia Francia Ungheria
2003 2004 2005
Fonte: ICE, dati delle dogane russe
Per quanto riguarda i gasdotti, si segnala:
❏ il potenziamento del gasdotto Trans Tunisian Pipeline Company (TTPC), che porta il gas
in Sicilia dall’Algeria via Tunisia. In base ad un accordo dell’Eni con la società algerina
Sonatrach - con la quale è stata costituita una nuova società paritetica denominata
Transmed per la commercializzazione della capacità di trasporto addizionale - vi sarà un
graduale aumento della capacità di 6,5 miliardi di metri cubi. Dagli attuali 27 miliardi di
metri cubi si arriverà a circa 33,5 che saranno messi a disposizione di altri importatori in
due distinte fasi: 3,2 miliardi di metri cubi all’anno dal 1° ottobre 2008 e 3,3 dal 1° aprile
2009. L’investimento complessivo previsto è di 330 milioni di euro;
❏ l’incremento della capacità del gasdotto Trans Austria Gasleitung (TAG) che porta il
42
Relazione Annuale 2006

SITUAZIONE NAZIONALE
gas russo attraverso Slovacchia e Austria. Anche in questo caso l’aumento programmato
è di 6,5 miliardi di metri cubi anch’essi da mettere a disposizione di altri importatori
e divisi sempre in due fasi: 3,2 miliardi di metri cubi all’anno dal 1° ottobre
2008 e 3,3 dal 1° aprile 2009;
❏ la firma delle lettere di intenti con dodici operatori italiani per il gasdotto Galsi da 6
miliardi di metri cubi, fra Algeria, Sardegna e Italia, che potrebbe essere operativo già
dal 2008, le cui forniture andranno per 4 miliardi di metri cubi anno alla Edison e
per 2 alla Regione Sardegna;
❏ la firma dell’accordo per la realizzazione del gasdotto IGI Interconnector, fra Grecia
e Italia, la cui condotta di 820 km, da Stavrolimenos ad Otranto, sarà realizzata dalla
italiana Edison e dalla società di Stato greca Depa. Dal 2010 trasporterà annualmente
fra gli 8 e i 10 miliardi di metri cubi di gas naturale proveniente dall’Azerbaijan, collegando
la rete italiana a quella greca e turca. A tale iniziativa è interessata anche la
Turchia, che ha sottoscritto una dichiarazione di collaborazione in campo energetico
con gli altri Paesi promotori.
L’iter per la realizzazione dei rigassificatori terminali di gas naturale liquefatto -Gnlsembra
invece essere stato meno scorrevole, almeno per quanto riguarda i progetti di
Brindisi e Livorno.
Le tematiche
I terminali di Gnl
Ad inizio 2005 sono partiti i lavori per il terminale Enel-British Gas di Brindisi, la cui durata
prevista è di tre anni e mezzo; attraverso tale struttura a partire dal 2009 la British Gas
dovrebbe consegnare all’Enel 3,2 miliardi di m 3 /anno di gas. A giugno l’Enel ha però deciso
di uscire dall’impresa e, con l’acquisto del 50% detenuto dall’Enel, BG ha assunto il
controllo esclusivo della società Brindisi Lng, facendo venir meno l’accordo di fornitura,
ma permanendo la “clausola preferenziale”. Il terminale ha incontrato la ferma opposizione
delle autorità locali che ne stanno mettendo a rischio l’effettiva realizzazione.
Anche le altre iniziative non sembrano avere un iter meno difficile: contro il progetto Olt Lng
Toscana per la realizzazione di un terminale a largo di Livorno da 3,75 miliardi di metri cubi,
che dovrebbe entrare in funzione all’inizio del 2010 si è schierato il Comune di Pisa che ha
presentato ricorso al Tar del Lazio. Nei primi mesi del 2006 è stato inoltre formalizzato l’ingresso
di Endesa Europa nel progetto con una quota del 25,5 per cento.
Sta invece procedendo il progetto dell’impianto di rigassificazione che la società
“Terminale GNL Adriatico”, una joint-venture tra ExxonMobil, Qatar Petroleum ed Edison,
realizzerà al largo di Rovigo. L’impianto, con una capacità di rigassificazione di 8 miliardi
di metri cubi, sarà operativo nel 2008.
Va infine segnalata, sul finire dell’anno, la costituzione della società Ionio Gas, una joint venture
tra Shell Energy Italia e Erg Power & Gas che si occuperà della costruzione di un terminale
di rigassificazione all’interno dell’area industriale di Augusta-Priolo-Melilli (Siracusa). Il
progetto prevede una capacità di 8 miliardi di metri cubi all’anno estendibili fino a 12.
Per quanto riguarda le attività per la liberalizzazione del mercato del gas, la discesa delle
quote di Eni in Snam Rete Gas, attualmente al 50,07 per cento, è stata prevista scendere
al di sotto del 20 per cento entro il 31 dicembre 2008, secondo l’articolo 1, comma 373,
della Finanziaria 2006, che ha modificato una precedente Legge del 2003.
Relazione Annuale 2006 43

SITUAZIONE NAZIONALE
Italia – Stima degli investimenti nel settore energetico
Milioni Periodo di Note
di euro riferimento
Raffinazione 2.600
Petrolio Downstream P.v. e altri investimenti 2.200 2005-2008 Rilevazione Up
Gassificatori 120
E&P Ricerca e produzione 1.600 2005-2010
Stoccaggi 400
Trasporto su 3.500 2005-2008 Eni, Analyst Presentation
territorio nazionale 24 febbraio 2005
Le tematiche
Gas naturale Infrastrutture Gasdotti Trasporto da 600 2005-2008 Aumento di 6,5 miliardi di mc per i 2
territorio estero
gasdotti da Russia e Algeria
130 2005-2008 Potenziamento gasdotto
TransAustria dalla Russia
3.000 Galsi
Terminali Gnl (°) 3.300 2005-2010
Distribuzione
……
Metanizzazione Mezzogiorno
……
Reti 1.600 2006-2010
En. elettrica
Centrali 1.500 2010-2015
Distribuzione
……
Centrali/Produzione 22.000 2003-2013 Comprende tutte le nuove centrali +
Rinnovabili Usi finali repowering+quelle a fonti rinnovabili
TOTALE INVESTIMENTI 42.550
(°) Ipotesi che nel periodo considerato siano realizzati almeno metà dei dieci terminali in programma.
Fonte: Elaborazioni Up su dati societari e stime di Associazioni di settore
44
Relazione Annuale 2006

SITUAZIONE NAZIONALE
Si segnalano infine altri accordi di integrazione dei mercati effettuati con l’estero:
IL “CODICE
DEL CONSUMO”
Nel mese di ottobre 2005 è stato
pubblicato il Decreto Legislativo 6
settembre 2005 n. 206 recante
“Codice del consumo, a norma
dell’articolo 7 della Legge 29
luglio 2003, n. 229”
(Supplemento Ordinario n. 162
alla Gazzetta Ufficiale n. 235 del
8 ottobre 2005).
Il Codice del Consumo, emanato
in attuazione della Legge 29 luglio
2003, n. 229 (Legge di semplificazione
per il 2001), è finalizzato a
riordinare e semplificare la normativa
sulla tutela dei consumatori,
in coordinamento con i principi
e gli indirizzi affermati in sede
comunitaria dalle specifiche direttive
sul settore del commercio.
Il Codice è orientato a favorire
l’informazione del consumatore, a
tutelarlo nella fase di raccolta
delle stesse ad assicurare la correttezza
dei processi negoziali e
delle forme contrattuali da cui
discendono le decisioni di acquisto.
Vengono definiti inoltre in
modo chiaro i diritti e gli interessi
individuali e collettivi dei consumatori
e degli utenti, promuovendone
la tutela in sede nazionale e
locale. Il provvedimento, pur non
modificando la normativa esistente
sulla tutela del consumatore,
richiede un adeguato approfondimento
da parte del settore petrolifero
per quanto attiene ai
seguenti aspetti:
– la comunicazione al consumatore,
tra cui le modalità di indicazione
del prezzo dei prodotti venduti
(parte II, titolo II - Informazioni ai
consumatori);
– la pubblicità al pubblico, in particolare
dei prodotti pericolosi per
la salute (parte II, titolo III);
– la sicurezza dei prodotti (parte
IV, titolo I).
• fra Eni e Gazprom, poi dichiarato superato, per consentire a quest’ultima di vendere direttamente
in Italia 2 miliardi di m 3 /anno. Nuove trattative sono in corso;
• fra Eni ed Edf per la vendita di 1 miliardo di m 3 /anno per 8 anni alla società francese.
4.4 La distribuzione dei carburanti
4.4.1 L’evoluzione della rete
A cinque anni di distanza dall’emanazione del Decreto Ministeriale del 31 ottobre 2001,
il cosiddetto “Piano Marzano”, la quasi totalità delle Regioni ha provveduto all’emanazione
delle norme finalizzate alla razionalizzazione ed all’ammodernamento della rete ordinaria
di distribuzione dei carburanti. I provvedimenti emanati dalle Regioni, tenendo
conto delle specificità territoriali, sono volti a qualificare la rete, innalzando i livelli qualitativi
degli impianti e favorendo i punti vendita integrati, dotati di attrezzature non-oil.
Sono state introdotte, inoltre, prime forme di flessibilità nell’ambito degli orari di apertura,
avvicinando la distribuzione dei carburanti alle altre categorie commerciali. Vi è, infatti,
sempre più la tendenza a disciplinare la materia dei carburanti unitamente alle attività
commerciali, nell’ambito dei Testi Unici regionali sul commercio.
Nonostante le nuove discipline regionali e gli sforzi di razionalizzazione assunti direttamente
dalle compagnie petrolifere con il Piano volontario di chiusure conclusosi nel
2004, che ha portato al taglio di 1.800 punti vendita, si sta riscontrando un proliferare
di nuovi impianti realizzati principalmente da privati, fenomeno che spesso sfugge al
monitoraggio delle Amministrazioni preposte alla disciplina della materia. A tale problema
sono particolarmente sensibili le stesse Regioni, che allo scopo hanno sviluppato un
osservatorio statistico interregionale sull’evoluzione del mercato, progetto avviato nel 2001
che però ha incontrato difficoltà di ordine attuativo per vincoli economici.
Di tale evoluzione non sembra aver tenuto conto la Commissione europea che, nell’ottobre
2005, ha avviato una procedura di infrazione nei confronti dell’Italia, frutto di un esposto presentato
da alcune aziende della grande distribuzione, per la presunta violazione della libertà di
stabilimento prevista dal Trattato. Ai rilievi della Commissione europea il Ministero delle Attività
Produttive, unitamente alle Regioni, ha risposto puntualmente con un apposito documento il
quale ben evidenzia l’insussistenza dei rilievi sollevati.
Elementi di chiarezza sono stati, invece, introdotti per quanto attiene l’esposizione dei prezzi
dei carburanti presso gli impianti. Il Decreto Legislativo n. 206 del 6 settembre 2005, il
cosiddetto “Codice del consumo”, ha colmato una lacuna evidenziata negli ultimi anni dal
settore, esplicitando che la non corretta pubblicazione dei prezzi dei prodotti petroliferi ad
uso autotrazione è sottoposta alle stesse sanzioni previste dal Decreto Legislativo n. 114/98
relativo al settore del commercio. Attraverso tale previsione si è data forza di legge, e sono
state sottoposte a sanzione, le prescrizioni già contenute nel Decreto Ministeriale del 7 maggio
1994, così come modificato dal Decreto Ministeriale del 30 settembre 1999.
Le tematiche
Nei primi mesi del 2006 è altresì ripreso il confronto tra Associazioni dei gestori ed Unione
Petrolifera per l’individuazione di nuovi modelli di sviluppo condivisi della rete di distribuzione
e per valutare il ruolo del gestore in un quadro in continua evoluzione del mercato.
Relazione Annuale 2006 45

SITUAZIONE NAZIONALE
Italia - Rete Punti Vendita carburanti in esercizio al 31 dicembre 2004
Le tematiche
Totale Rete Punti di cui: di cui: di cui:
Vendita (*) Autostradali con gasolio con gpl
Piemonte 1.795 63 1.758 101
Val D’Aosta 91 5 89 1
Liguria 573 34 559 10
Lombardia 2.988 56 2.846 187
Trentino 392 13 390 27
Friuli V.G. 533 11 502 33
Veneto 1.632 37 1.602 152
E. Romagna 1.723 35 1.688 130
Toscana 1.483 32 1.446 125
Umbria 417 4 412 46
Marche 691 12 683 63
Lazio 2.127 43 1.893 163
Molise 137 4 134 14
Abruzzo 599 19 577 47
Campania 1.657 33 1.629 33
Puglia 1.199 20 1.164 61
Basilicata 206 2 204 11
Calabria 714 15 686 44
Sicilia 1.758 22 1.643 81
Sardegna 619 – 614 28
Totale Campione 21.334 460 20.519 1.357
(*) Dati riferiti agli impianti attivi, eroganti, del campione UP comprendente: Api, Eni Div. R&M (marchio Agip), Erg Petroli, Esso, IP Italiana Petroli, Q8, Shell, Tamoil e Total.
La complessiva rete punti vendita a fine 2004 è stimata in 22.400.
Europa - La rete di distribuzione carburanti al 1° gennaio 2005
Numero totale di Punti Vendita % di Punti Vendita Self Service Erogato medio complessivo (*)
Austria 2.815 71 2.266
Belgio 3.574 84 1.568
Danimarca 2.165 100 1.152
Finlandia 1.942 100 1.566
Francia 13.835 n.d. 3.078
Germania 15.070 98 3.231
Italia 22.400 21 1.652
Olanda 3.625 98 2.634
Norvegia 1.816 100 1.809
Regno Unito 10.300 96 3.638
Repubblica Ceca 2.151 92 1.813
Spagna 8.654 24 2.822
Svezia 3.839 100 1.939
Svizzera 3.495 95 1.451
Ungheria 1.521 46 3.012
(*) Valori in metri cubi di benzina e gasolio.
Fonte: Risultati preliminari dell’indagine NOIA condotta da Unione Petrolifera
46
Relazione Annuale 2006

SITUAZIONE NAZIONALE
Italia - Attuazione da parte delle Regioni del Decreto Ministeriale
31 ottobre 2001 (“Piano Marzano”) in materia di ammodernamento
della rete carburanti
Le tematiche
Completata
Recepimento parziale
(solo con Legge; regolamento da emanarsi)
In itinere
Non avviata
Fonte: Elaborazione Unione Petrolifera
4.4.2 Rinnovo concessioni autostradali
In un clima conflittuale tra le Associazioni dei Gestori ed i concessionari autostradali,
caratterizzato anche da iniziative di chiusura degli impianti sull’autostrada A3 (Salerno-
Reggio Calabria), sono proseguite le procedure per l’affidamento dei servizi di distribuzione
carburanti e di ristorazione da parte di ANAS.
Al fine di risolvere uno dei temi oggetto del conflitto, ovvero quello della presenza e dell’affidamento
delle attività non oil “sotto pensilina”, nel febbraio 2006 il Ministero delle
Attività Produttive ha posto un quesito all’Autorità Garante della Concorrenza e del
Mercato volto ad avere chiarimenti in merito. Analoga richiesta risulta essere stata avanzata
dalle Associazioni dei gestori direttamente all’Antitrust. In vista di tale parere, espres-
Relazione Annuale 2006 47

SITUAZIONE NAZIONALE
so dall’Antitrust alla fine di aprile, l’ANAS, in considerazione dei rilevanti effetti che tale
orientamento poteva avere sui bandi in corso, ha provveduto alla sospensione delle
gare indette fino al 30 aprile 2006.
4.4.3 La disciplina dei serbatoi interrati
In ambito UNICHIM 1 sono proseguite, anche nel corso del 2005, le attività per la preparazione
della Linea Guida relativa ai rivestimenti interni dei serbatoi interrati.
Essa prevede essenzialmente:
❏ verifica preliminare di fattibilità tecnica dell’intervento a seguito di prove ed ispezioni
metalliche sui serbatoi;
Europa - Erogato medio di benzina e gasolio per punto vendita
in alcuni Paesi nel 2004 (Valori in metri cubi)
Le tematiche
3.000
2.500
2.000
2.173
2.457
1.982
1.500
1.000
864 833
1.080
1.181
1.096
500
0
Italia Germania Regno Unito Francia
Benzina
Gasolio
Italia - Evoluzione della rete punti vendita ed erogato medio in
confronto con Regno Unito, Francia e Germania nel 2004
Punti vendita
40.000
Metri cubi
4.000
30.000
3.000
20.000
2.000
10.000
1.000
0
1975
1980
1985
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
Regno Unito
Francia
Germania
0
Rete punti vendita in Italia
Erogato Medio
48
Relazione Annuale 2006

SITUAZIONE NAZIONALE
❏ tecniche e modalità di applicazione del rivestimento interno. Caratteristiche dei prodotti
utilizzabili per i rivestimenti;
❏ modalità di controllo, certificazioni e garanzie dei lavori.
I lavori della Linea Guida, iniziati nel maggio 2003, sono risultati più complessi del previsto,
sia per motivi di reperimento dei dati tecnici sia per la necessità di condivisione del
contenuto. La loro ultimazione è prevista nel corso del 2006. A seguito di questa prima
Linea Guida si prevede di svilupparne una seconda relativa ai requisiti per consentire
nuove tecniche di rivestimento con addizionale monitoraggio della intercapedine.
Elaborate le
Linee Guida
4.4.4 La protezione dei lavoratori in atmosfere esplosive (ATEX)
Le aziende petrolifere, analogamente e con le stesse finalità dell’approccio adottato nel
passato per il documento della valutazione rischi ex Decreto Legislativo n. 626/94,
hanno ritenuto opportuno elaborare, anche in questo caso, uno strumento tecnico
quale le Linee Guida di assistenza ai gestori datori di lavoro dei punti di vendita carburanti
autotrazione, per la preparazione del “Documento sulla protezione contro le esplosioni“
previsto dal Decreto Legislativo n. 233/03.
Le Linee Guida sono state elaborate da una società di consulenza esterna, specializzata
sui rischi nei luoghi di lavoro, sulla base di uno specifico studio ad essa affidato in
collaborazione con l’Unione Petrolifera (Gruppo di lavoro Sicurezza Rete), e sarà messa
a disposizione dei gestori per un loro utilizzo volontario.
In sintesi lo studio ha:
❏ identificato le potenziali sorgenti di emissione e le possibili sorgenti di ignizione;
❏ classificato i luoghi pericolosi e identificato le misure di prevenzione;
❏ concluso che le attrezzature nuove, le attrezzature e luoghi di lavoro esistenti possono
essere utilizzati, senza rischio, qualora vengano attuate le misure operative di prevenzione
identificate ed incluse nelle Linee Guida.
Le tematiche
4.4.5 Moneta elettronica: tecnologia a microcircuito e specifiche per la rete di
distribuzione carburanti
Nel corso del 2005 sono stati variati tempi e modalità di adeguamento per la migrazione
dei sistemi di pagamento del cosiddetto “circuito domestico” (Bancomat o
Pagobancomat) dalla banda magnetica alla tecnologia a microcircuito. Sulla base della
nuova tempistica non ci saranno più scadenze intermedie per nuove e vecchie apparecchiature
(ATM o P.O.S.) ma solo il termine del 31 dicembre 2006. Dopo tale data,
le frodi che deriveranno da transazioni effettuate con carte a banda magnetica o su terminali
non adeguati alle specifiche EMV (Europay, Master Card e Visa) rimarranno a carico
della banca da cui dipendono.
Il settore petrolifero, tuttavia, continua a manifestare preoccupazione per l’indisponibilità sul
1- Associazione per l’unificazione nel settore dell’Industria Chimica.
Relazione Annuale 2006 49

SITUAZIONE NAZIONALE
mercato a tutt’oggi di kit, omologati EMV, in grado di consentire l’adeguamento dell’intero
parco esistente di terminali self service (pre pay) alla data del 31 dicembre 2006. Non sono
ancora presenti terminali self service rispondenti alle specifiche EMV e risultano in corso
pochissime procedure di omologazione. Si auspica pertanto una soluzione specifica per il
settore petrolifero qualora, dopo l’effetto trainante del processo di migrazione da parte del
sistema bancario che si prevede avverrà nei prossimi mesi, rimanga effettiva l’impossibilità
tecnica di adeguare la rete di distribuzione nei tempi indicati.
4.4.6 Il Progetto Metano
In meno di cinque anni il numero degli impianti di distribuzione di metano è aumentato
del 44 per cento, nonostante le difficoltà emerse nell’attuazione dell’Accordo di
Italia - Evoluzione della rete di distribuzione del metano
Le tematiche
25 47
3 7
4 4
61 78
10
24
81
89
42 57
7
7
47
59
15
19
12 15
3 3
13
24
2 4
17 29
12
34
1 4
3
11
Numero di impianti con metano (Avvio Progetto Metano)
a dicembre 2001 - Totale 358
Numero di impianti con metano
a gennaio 2006 - Totale 515
Fonte: Elaborazioni Unione Petrolifera su dati Federmetano
50
Relazione Annuale 2006

SITUAZIONE NAZIONALE
Programma tra Unione Petrolifera, Ministero dell’Ambiente e FIAT, siglato nel dicembre
2001, che ad oggi hanno reso impossibile l’erogazione agli operatori petroliferi dei previsti
contributi. Si tratta di un impegno rilevante da parte del settore petrolifero, soprattutto
in considerazione dell’ancora esiguo parco veicolare a metano esistente e degli
ingenti investimenti necessari per l’installazione di tale prodotto presso i punti vendita.
I nodi da sciogliere
L’esigenza di dare ulteriore impulso alla diffusione del metano ha spinto il Ministero
dell’Ambiente ad avviare con gli operatori del settore un tavolo finalizzato alla stesura di
un nuovo Accordo di programma che, per quanto riguarda gli impianti, protragga nei
prossimi anni i positivi risultati raggiunti recentemente, dando finalmente la spinta
necessaria ad una maggiore diffusione dei veicoli a metano.
La conclusione di una nuova intesa non potrà prescindere dall’individuazione delle idonee
soluzioni tese a corrispondere gli attesi contributi a coloro che hanno investito sulla
base del precedente accordo.
Italia - Evoluzione della rete distributiva metano per autotrazione
N. Impianti in esercizio N. Impianti in costruzione
dicembre dicembre dicembre dicembre dicembre gennaio
Regioni 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Le tematiche
Piemonte 10 12 17 23 24 18
Liguria 7 7 7 7 7 –
Lombardia 25 29 35 45 47 1
Veneto 61 68 71 73 78 4
Friuli Venezia Giulia 4 4 4 4 4 –
Trentino Alto Adige 3 3 3 4 7 –
Emilia Romagna 81 81 85 85 89 8
Marche 42 44 49 54 57 1
Toscana 47 51 54 57 59 1
Umbria 15 16 16 18 19 –
Lazio 13 13 16 19 24 6
Abruzzo 12 12 13 13 15 1
Molise 3 3 4 3 3 –
Puglia 17 20 24 28 29 2
Campania 12 19 23 27 34 5
Basilicata 2 3 3 4 4 –
Calabria 1 1 3 3 4 –
Sardegna
non è servita dalla rete del metano
Sicilia 3 6 8 10 11 –
Italia 358 392 435 477 515 47
Fonte: Federmetano
Relazione Annuale 2006 51

SITUAZIONE NAZIONALE
ACCORDO PER LA PROMOZIONE DEL “PROGETTO METANO”
Le tematiche
L’accordo di programma siglato tra Ministero dell’Ambiente, Fiat e
Unione Petrolifera nel dicembre del 2001, è nato con l’obiettivo di dare
un rapido e deciso impulso al mercato ed alla tecnologia nazionale del
metano per autotrazione in Italia per tenere conto delle nuove esigenze
ambientali poste dalle nuove direttive europee in ordine al contenimento
delle emissioni di CO 2 e PM 10 .
Finalità dell’accordo
– Avviare in tempi rapidi un Programma Nazionale che, coerentemente
con quanto già previsto nel Piano Generale dei Trasporti, dia un forte
impulso ad un maggiore impiego del metano per autotrazione nelle grandi
aree urbane e metropolitane, nonché nelle ulteriori aree individuate
dalle Regioni che presentano livelli di concentrazione del PM10 superiori a
quelli previsti dalla normativa vigente, al fine di ridurne il livello.
– Orientare le iniziative di ricerca nazionale per tecnologie di nuova e più
evoluta generazione, con obiettivi prioritari di miglioramento delle autonomie
di percorrenza in solo metano degli autoveicoli, delle performances
ecologiche degli stessi e dell’efficienza dei sistemi di rifornimento.
Il programma di sviluppo accelerato del metano per autotrazione punta
al concreto raggiungimento nel breve periodo di risultati infrastrutturali,
normativi, economici e di utilizzo tali da creare le condizioni industriali di
base per alimentare il “ciclo virtuoso” della successiva autonoma espansione
nel Paese. E’ in questo quadro di fondamentale importanza concentrare
e qualificare le risorse e gli sforzi sulle utenze urbane e sulle leve
funzionali a questo indispensabile obiettivo.
Oggetto dell’accordo
L’oggetto dell’Accordo è l’attuazione di un Piano d’Azione che preveda:
– un programma pluriennale di crescita accelerata del metano per autotrazione
nelle grandi aree urbane e metropolitane del paese, nonché
nelle ulteriori aree individuate dalle Regioni (2002-2005);
– un programma di sviluppo della tecnologia nazionale del metano per
autotrazione (Ricerca e Innovazione);
in base al Piano d’azione:
– il Ministro dell’ambiente e della tutela del territorio, nell’ambito dell’attività
di Governo, si impegna a favorire un quadro normativo e ad allocare
le risorse finanziarie necessarie per stimolare coerenti politiche di attuazione
da parte delle Regioni, anche con propri specifici accordi di programma
e delle Amministrazioni locali, finalizzate ad incentivare l’acquisto dei veicoli
a gas naturale e la diffusione dei distributori a metano in aree urbane,
attraverso la reale semplificazione degli iter autorizzativi per l’erogazione di
tale prodotto, favorendo anche la realizzazione di impianti multiprodotto
ottimizzati. Nell’ambito del presente Piano, inoltre, verrà mantenuta la stabilità
del quadro fiscale e saranno supportate le iniziative di ricerca e di
innovazione tecnologica relative al metano per autotrazione;
– l’Unione Petrolifera si impegna a promuovere presso le proprie aziende
associate i contenuti dell’Accordo di Programma per la realizzazione
nel breve e medio periodo di un piano rete localizzato nelle principali
aree urbane e relativi hinterland, quantitativamente coerente con gli
obiettivi del presente Accordo;
– Fiat si impegna a svolgere un ruolo trainante per l’aumento dell’offerta
sul mercato di veicoli a metano, qualitativamente coerenti con i
suoi obiettivi strategici e con gli obiettivi del Piano d’Azione nonché ad
attuare progetti di ricerca e sviluppo di propulsori a metano di nuova
generazione.
Attività e impegni delle parti
Considerato che delle 23 città italiane indicate nel Decreto del Ministro
dell’Ambiente 25 novembre 1994 sui limiti di concentrazione e livelli di
attenzione ed allarme nelle aree urbane ben 21 presentano potenziali
caratteristiche infrastrutturali e di approvvigionamento tali da consentire
uno sviluppo accelerato nel breve termine del metano per autotrazione,
mentre solo due presentano criticità infrastrutturali per lo sviluppo della
rete di distribuzione, mentre le citate 21 città con popolazione superiore
ai 150.000 abitanti rappresentano circa il:
– 18,8% della popolazione residente nel Paese;
– 20,5% del parco autovetture italiano;
– 20% del parco veicoli commerciali leggeri;
– 60% delle licenze taxi.
La rilevanza primaria di queste città è determinata anche dal fatto che fra
esse figurano le aree metropolitane dove maggiori sono i problemi per
la qualità dell’aria (Roma, Milano, Napoli e Torino).
Inoltre, in base al dettato del D. Lgs 351/99 le Regioni hanno individuato
le zone all’interno delle quali dovranno trovare attuazione gli interventi
per la riduzione delle emissioni in atmosfera da traffico, definiti dai
piani regionali per la qualità dell’aria.
Il Piano d’azione, di cui al presente Accordo, finanzierà prioritariamente i
progetti di intervento elaborati dalle 21 città di cui sopra e dai comuni del
loro hinterland, individuati nell’ambito dei piani regionali per la qualità
dell’aria, presentati dalle Regioni, mentre, nel corso del 2002 saranno
individuate, dalle Regioni le ulteriori zone in cui attivare gli interventi previsti
dal Piano d’azione di cui al presente accordo.
I soggetti destinatari degli incentivi previsti dal Piano d’azione sono:
– aziende che gestiscono flotte di autoveicoli in servizio pubblico e privato,
– aziende che gestiscono, a qualunque titolo, servizi di TPL, anche integrativi
e complementari,
– aziende che gestiscono, a qualunque titolo, servizi di pubblica utilità,
– aziende o singoli imprenditori che gestiscono servizi di trasporto pubblico
di piazza (Taxi), servizi di noleggio con conducente, altri servizi di
noleggio,
– aziende ed imprenditori privati del settore della distribuzione urbana
delle merci, cioè i rappresentanti dei settori del Commercio,
dell’Artigianato e dell’Industria, nonché le aziende di logistica,
– aziende ed imprenditori privati che intendono realizzare impianti di
distribuzione del metano per autotrazione,
– utenze private di mobilità individuale.
52
Relazione Annuale 2006

SITUAZIONE NAZIONALE
La nuova disciplina delle tariffe
4.5 L’autotrasporto merci
Il 2005 ha finalmente visto la liberalizzazione del settore dell’autotrasporto. In attuazione
della Legge n. 32/2005, di riordino del settore dell’autotrasporto, il Decreto Legislativo n.
286/2005, corredato dai decreti dirigenziali attuativi emanati agli inizi del 2006, ha introdotto
la “liberalizzazione regolata” dell’attività di autotrasporto di cose per conto di terzi.
In particolare, venendo abrogato dal 1° marzo 2006 il sistema delle “tariffe obbligatorie
a forcella” previsto dalla Legge n. 298/1974, i corrispettivi per i servizi di trasporto di
merci su strada possono essere determinati dalla libera contrattazione delle parti.
E’ comunque consentita, alle Organizzazioni associative di vettori e utenti, la possibilità di
stipulare accordi di settore di diritto privato, al fine di regolare i rapporti dei propri associati
sulla base della normativa in materia di sicurezza della circolazione e di sicurezza sociale.
Il Decreto Legislativo contiene anche un’elencazione delle violazioni rilevanti ai fini della
corresponsabilità dei diversi soggetti partecipanti alla filiera dell’autotrasporto, basata sul
principio dell’accertamento da parte degli organi preposti ai servizi di polizia stradale.
Il 2005, inoltre, è stato caratterizzato, per quanto riguarda le tariffe a forcella, da un
aumento del 5 per cento disposto dal Ministro delle Infrastrutture e dei Trasporti con
Decreto del 9 giugno 2005. Tale aumento non interessa i contratti derivanti da accordi
economici collettivi, quale quello relativo al trasporto di prodotti petroliferi, salvo che per
il trasporto di prodotti imballati (“in cassonato”). Il 17 novembre 2005 è stato altresì
siglato un nuovo Protocollo d’intesa tra il Governo e le Associazioni dei vettori volto a
prevedere alcune misure compensative della riduzione delle accise sul gasolio, contenuta
nel precedente Accordo del novembre 2004, ma rimasta inattuata in quanto ritenuta
incompatibile con la disciplina comunitaria.
Parallelamente, per quanto attiene al settore petrolifero, l’Unione Petrolifera e le
Associazioni dei vettori hanno siglato il 21 luglio 2005 un Accordo che, nel prorogare la
validità della precedente intesa fino al 31 dicembre 2005, successivamente posticipata
al 28 febbraio 2006, ha previsto, a favore degli autotrasportatori, un aumento tariffario
del 3%, a partire dal 1° luglio 2005, e un riconoscimento una tantum del 2%, calcolato
sul fatturato del secondo semestre del 2005. Inoltre, il settore ha avviato un confronto
per verificare la possibilità di stipulare un accordo-quadro tra le parti, non di tipo economico,
sulla base del nuovo regime di liberalizzazione del mercato dell’autotrasporto.
Le tematiche
Rischio di contenziosi
4.6 Royalties sul rifornimento dei carburanti avio
Con la Legge n. 248 del 2 dicembre 2005, riferita ad una serie di misure tributarie e finanziarie,
sono state previste specifiche disposizioni in materia aeroportuale. In particolare, l’art.
11 terdecies ha previsto che i gestori aeroportuali e i fornitori di servizi non possano applicare
sovrapprezzi, in particolare royalties sulla fornitura dei carburanti, non effettivamente e
direttamente connessi ai costi sostenuti per l’offerta del medesimo servizio.
Tale disposizione è risultata, fino ad oggi, di fatto inapplicata, avendo i gestori aeroportuali
continuato a chiedere alle aziende petrolifere fornitrici royalties per l’attività di rifornimento
di carburanti, senza l’indicazione dei costi associati.
Relazione Annuale 2006 53

SITUAZIONE NAZIONALE
Tale situazione, in assenza di opportune direttive da parte degli organi di controllo, sta
determinando l’avvio di numerose azioni di contenzioso tra i vettori e le aziende petrolifere
fornitrici, nonché tra queste ed i gestori aeroportuali.
4.7 Le scorte obbligatorie e il sistema logistico
Nell’anno 2005 gli obblighi di scorta complessivi dell’Italia, definiti sulla base del
Decreto Legislativo n. 22/01, sono stati leggermente superiori a quelli del 2004 (più
Italia - Le scorte d’obbligo petrolifere
(Valori in tonnellate)
14.575.264 14.835.562
15.112.128 15.161.283
Le tematiche
2002 2003 2004 2005
Obblighi UE
Quota incrementale obblighi AIE
Italia - Gli obblighi di scorta dell’Unione Europea per categoria
di prodotto petrolifero (Valori in tonnellate)
3.325.798
3.805.471
3.107.211
2.338.347
6.274.706
6.357.090
6.780.324
7.160.241
3.495.044
3.378.688
3.231.686
2.978.771
2002 2003 2004 2005
Categoria I (Benzine)
Categoria II (Gasoli)
Categoria III (Oli combustibili)
54
Relazione Annuale 2006

SITUAZIONE NAZIONALE
49.000 tonnellate circa), a fronte del completamento (dal 75 al 100 per cento) della
copertura della quota incrementale prevista dall’Agenzia Internazionale per l’Energia.
Le gravi conseguenze dell’uragano Katrina, tra le quali, per il nostro settore, l’interruzione
degli approvvigionamenti di greggio dal Golfo del Messico, hanno spinto l’Agenzia
Internazionale per l’Energia a chiedere ai Paesi aderenti la disponibilità sul mercato, per
un periodo iniziale di 30 giorni, di un quantitativo pari a 2 milioni di barili al giorno.
Approvvigionamenti
in difficoltà
L’Italia ha contribuito a tale iniziativa riducendo progressivamente, a partire dal 10 settembre
2005, l’obbligo complessivo delle scorte di categoria I (benzine) e di categoria
III (oli combustibili). Analogamente è stato stabilito che la ricostituzione delle scorte
avvenisse con gradualità, in due fasi: la prima nel periodo 9 febbraio-30 aprile 2006 e
la seconda nel periodo 1° maggio - 30 giugno 2006.
Nella prima settimana del 2006, l’emergenza dovuta alla parziale interruzione delle forniture
di gas naturale dalla Russia, rendendo difficile l’approvvigionamento delle centrali
elettriche, ha richiesto un nuovo intervento del Ministero delle Attività Produttive con
una riduzione del 60 per cento delle scorte di categoria III (oli combustibili) dal 28 gennaio
al 30 giugno 2006.
Dati i crescenti costi dei prodotti petroliferi sui mercati internazionali e, quindi, la maggiore
onerosità del mantenimento delle scorte, l’Agenzia delle scorte obbligatorie, istituita
con il Decreto Legislativo n. 32/98, ha sottoposto all’attenzione del Ministero delle
Attività Produttive alcune proposte volte a semplificare e rendere più flessibile il mantenimento
delle scorte d’obbligo, nel rispetto degli obblighi assunti in sede comunitaria e
internazionale. Il Ministero, accogliendo tali suggerimenti, ha modificato le modalità di
comunicazione dei trasferimenti di scorte di cui alla Circolare n. 271/2002.
Le tematiche
Per quanto riguarda infine l’attuazione dell’art. 5 del Decreto Legislativo n. 32/98, recante
norme per la razionalizzazione dello stoccaggio, anche nel 2005 il Ministero delle
Attività Produttive ha proseguito l’attività di monitoraggio della capacità di stoccaggio,
sulla base del Decreto Ministeriale del 7 gennaio 2003.
4.8 Il riordino del settore energetico
In attuazione della Legge n. 239/2004, recante il riordino del settore energetico, il
Ministero delle Attività Produttive ha costituito un apposito gruppo di lavoro con la partecipazione
di Ministero dell’Interno, Ministero delle Infrastrutture e dei Trasporti,
Agenzia delle Dogane, Regioni e Associazioni rappresentative degli operatori del settore,
al fine di prevedere l’individuazione di criteri e modalità per il rilascio delle autorizzazioni
in materia di impianti di lavorazione e stoccaggio degli oli minerali.
I tavoli di confronto
Dopo un lungo confronto, il gruppo ha predisposto uno schema di Decreto Ministeriale
finalizzato alla definizione dei criteri e delle modalità per il rilascio delle autorizzazioni,
in regime di libero mercato, all’installazione ed all’esercizio degli impianti di lavorazione
e stoccaggio di oli minerali.
Purtroppo, il fatto che ad oggi tale schema di decreto non sia stato ancora emanato,
rischia di vanificare le finalità per cui è stato predisposto. L’obiettivo era, infatti, quello di
promuovere su tutto il territorio nazionale l’omogeneità del procedimento autorizzativo,
Relazione Annuale 2006 55

SITUAZIONE NAZIONALE
Le tematiche
STATO DEI DECRETI ATTUATIVI DELLA LEGGE N. 239/04
Per quanto di interesse per il settore petrolifero la Legge 239/04 entrata in vigore il 28 settembre
2004, prevedeva l’emanazione di una serie di decreti attuativi. La situazione attuale è la seguente:
Disposizioni Deleghe D. Lgs. emanati
art. 1, co. 43 il Governo è delegato ad adottare, entro 6 mesi dalla data NO
di entrata in vigore della legge (entro il 28 marzo 2005), un
un D. Lgs. per la riforma della disciplina delle imprese
elettriche minori e delle piccole reti isolate
art. 1, co. 44 il Governo è delegato ad adottare, entro 6 mesi dalla data NO
di entrata in vigore della legge (entro il 28 marzo 2005), un
D. Lgs. per la definizione dei criteri generali a garanzia
della sicurezza degli impianti all’interno degli edifici
art. 1, co. 52 il Governo è delegato ad adottare, entro 18 mesi dalla data SI
di entrata in vigore della legge (entro il 28 marzo 2006), un
D. Lgs. per il riordino delle norme relative all’installazione e
all’esercizio degli impianti di riempimento, travaso e deposito
di gpl, nonché all’esercizio dell’attività di distribuzione di gas
di petrolio liquefatti
art. 1, co. 121 il Governo è delegato ad adottare, entro 24 mesi dalla data di NO
entrata in vigore della legge (entro il 28 settembre 2006), un
D. Lgs. per il riassetto delle disposizioni vigenti in materia di energia
ossia di costituire un punto di riferimento per le Regioni che saranno tenute a disciplinare
la materia nei propri specifici ambiti territoriali.
Nel corso del 2005 anche il Ministero dell’Interno, il Ministero delle Infrastrutture e dei
Trasporti e l’Agenzia delle Dogane si sono attivati per recepire, nei propri ambiti di competenza,
tramite apposite circolari, le direttive previste dalla Legge 239/04, cogliendone gli
aspetti della liberalizzazione e della semplificazione delle procedure amministrative.
Nel 2005 è stato inoltre predisposto, nell’ambito di un tavolo appositamente costituito
dal Ministero delle Attività Produttive a cui hanno partecipato le Regioni, il Ministero
dell’Interno, l’Agenzia delle Dogane, il Ministero delle Infrastrutture e dei Trasporti nonché
le Associazioni degli operatori del settore, lo schema di Decreto Legislativo contenente
il “Riordino delle norme relative all’installazione ed all’esercizio di riempimento,
travaso e deposito di gpl, nonché per l’esercizio dell’attività di distribuzione e vendita del
gpl”, approvato definitivamente, nel febbraio 2006, dal Consiglio dei Ministri.
Il Decreto, attuativo dell’art. 1, comma 52, della Legge n. 239/2004, risponde all’esigenza
di assicurare adeguati livelli di sicurezza per chi opera nel settore, garantire un servizio
qualitativamente elevato all’utenza, prevenire comportamenti contra legem attraverso
un sistema sanzionatorio efficace e dissuasivo.
Per quanto attiene agli aspetti tecnici relativi alla distribuzione del gpl, non è stata ancora
approvata la norma di modifica del Decreto del Presidente della Repubblica n.
340/2003 in materia di disciplina per la sicurezza degli impianti di distribuzione stradale,
marini, lacustri e fluviali di gpl. La bozza di nuova disciplina è, infatti, attualmente sottoposta
a procedura d’informazione presso l’Unione europea, per essere successivamente
adottata nella legislazione nazionale.
56
Relazione Annuale 2006

SITUAZIONE NAZIONALE
5. Gli aspetti doganali e fiscali
5.1 Il gettito fiscale
Nel 2005 le entrate fiscali complessive dei prodotti petroliferi sono stimate in 36,190
miliardi di euro (+1,7 per cento rispetto al 2004) dei quali 24,460 derivanti dalle accise
(-1,4 per cento) e 11,630 dall’Iva (+9,2 per cento).
L’andamento del gettito fiscale è stato quindi leggermente più contenuto rispetto al
tasso di inflazione.
5.2 La Legge Finanziaria 2006
La Legge Finanziaria per l’anno in corso ha disposto che:
– una quota di 20.000 tonnellate del contingente di biodiesel utilizzato in via sperimentale,
puro o in miscela con i prodotti petroliferi in esenzione di accisa, deve trarre
origine dalla sottoscrizione di appositi contratti di coltivazione realizzati nell’ambito
di contratti quadro e intese di filiera;
– l’aumento dell’imposta di consumo sugli oli lubrificanti da 650 a 842,006 per mille chilogrammi
a decorrere dal 1° gennaio 2006. Inoltre, è stato precisato che la denominazione
di “oli usati” di cui all’art. 62 del Decreto Legislativo n. 504/95, Testo Unico delle
accise, deve intendersi riferita solo agli oli usati raccolti nel territorio nazionale. La disposizione
in esame dovrebbe contribuire a porre fine a quelle forme di concorrenza sleale
che le imprese nazionali hanno subìto in questi anni da parte di operatori comunitari
e/o extra-comunitari che immettono in consumo nel mercato domestico lubrificanti di
prima distillazione ma dichiarati ai fini dell’imposta di consumo, oli rigenerati allo scopo
di usufruire della riduzione del 50 per cento dell’imposta di consumo;
– la proroga a fine anno delle disposizioni in materia:
di emulsioni stabilizzate di acqua o olio combustibile;
Italia - Andamento del gettito fiscale degli oli minerali e dei consumi
di prodotti petroliferi
Miliardi di
euro
45,0
Milioni di
tonnellate
120
37,5
100
30,0
80
22,5
60
15,0
40
7,5
20
0,0
1970
1971
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000*
2001*
2002*
2003*
2004*
2005*
0
Consumi (milioni di tonnellate) Gettito (valori reali) Gettito (valori nominali)
* Stime Up
Fonte: Up su dati Mnistero dell’Economia e delle Finanze e Ministero delle Attività Produttive
Relazione Annuale 2006 57

SITUAZIONE NAZIONALE
Italia - La stima del gettito fiscale sugli oli minerali
(Miliardi di euro)
Imposta di fabbricazione / Accisa Sovraimposta IVA su tutti i Totale
di cui quota di confine prodotti su tutti i
sulle riservata alle sugli OLI su altri Totale prodotti
BENZINE Regioni sui GASOLI COMB.LI prodottii (*)
1970 0,658 0,124 0,058 0,063 0,903 0,009 0,088 1,000
1975 1,286 0,159 0,023 0,089 1,557 0,010 0,542 2,109
1980 2,957 0,325 0,033 0,173 3,488 0,039 1,963 5,490
1985 5,268 1,669 0,097 0,195 7,229 0,076 4,028 11,333
1990 8,054 7,186 0,400 0,647 16,287 0,305 5,010 21,602
1995 12,586 8,861 0,724 0,886 23,057 0,375 6,972 30,404
1996 12,945 3,961 8,886 0,405 1,049 23,285 0,377 7,489 31,151
1997 12,811 4,032 9,194 0,349 1,038 23,392 0,238 7,850 31,480
1998 13,091 2,946 9,575 0,306 1,050 24,022 0,205 7,902 32,129
1999 12,310 2,930 10,350 0,292 1,043 23,995 0,183 8,367 32,545
2000 11,517 2,794 9,968 0,258 1,291 23,034 0,181 9,813 33,028
2001 (*) 11,285 2,530 10,691 0,232 1,291 23,499 0,140 9,658 33,297
2002 (*) 11,313 2,410 11,271 0,224 1,442 24,250 0,158 9,813 34,221
Gli aspetti
2003 (*) 10,900 n.d. 11,800 0,220 1,480 24,400 0,135 10,050 34,585
2004 (*) 10,600 n.d. 12,550 0,180 1,480 24,810 0,119 10,650 35,579
2005 (*) 9,900 n.d. 13.050 1,160 1,350 24,460 0,100 11,630 36,190
(*) Stima Unione Petrolifera
Fonte: Ministero dell’Economia e delle Finanze; Unione Petrolifera
58
Relazione Annuale 2006

SITUAZIONE NAZIONALE
di accisa sul gas metano per uso industriale e per combustione per uso civile;
del contributo sul prezzo del gasolio e del gpl impiegati per riscaldamento nelle zone
montane ed in altri specifici territori nazionali;
del gasolio utilizzato nelle coltivazioni in serra;
del regime agevolato per il gasolio autotrazione destinato al fabbisogno delle provincia
di Trento e dei comuni delle provincia di Udine.
ITALIA - I NUOVI LIVELLI DELLE ACCISE
IMPOSTE SULLA PRODUZIONE E SUI CONSUMI DEGLI OLI MINERALI IN VIGORE DAL 1° GEN-
NAIO 2006
Prodotti importo unità di misura
a) Benzina Super 564,00000 1000 lt
b) Olio da gas o gasolio
usato come carburante 413,00000 1000 lt
usato come combustibile riscaldamento 403,21000 1000 lt
c) Petrolio lampante o cherosene
usato come carburante 337,49064 1000 lt
usato per riscaldamento 337,49064 1000 lt
d) Gas di petrolio liquefatti (GPL)
1) usato come carburante 156,62000 1000 lt
2) usato come combustibile per riscaldamento 189,94458 1000 kg
Gli aspetti
e) Gas metano
1) per autotrazione 0,01085 mc
2) per usi industriali 0,012498 mc
3) per combustione usi civili:
a) Tariffa T1 usi domestici cottura e acqua calda 0,04 mc
b) Tariffa T2 riscaldamento individuale 0,04 mc
c) altri usi civili 0,17 mc
4) consumi ex art. 1 DPR n. 218/78 (T.U. mezzogiorno)
a) Tariffa T1 e Tariffa T2 0,0386516 mc
b) altri usi civili 0,1242182 mc
f) Oli combustibili per riscaldamento:
ad alto tenore di zolfo (ATZ) 128,26775 1000 kg
a basso tenore di zolfo (BTZ) 64,2421 1000 kg
g) Oli combustibili per uso industriale:
ad alto tenore di zolfo (ATZ) 63,75351 1000 kg
a basso tenore di zolfo (BTZ) 31,38870 1000 kg
h) Lubrificanti 842,00 1000 kg
i) Bitumi di petrolio 30,99 1000 kg
Relazione Annuale 2006 59

SITUAZIONE NAZIONALE
5.3 La politica fiscale
Dal 1° febbraio 2006 anche la Regione Liguria, con la Legge n. 2 del 24 gennaio 2006, ha
istituito nel proprio territorio un’imposta regionale addizionale sulla benzina di 0,0258
euro per litro. Rilevato che l’adozione da parte di più Regioni (come Campania e Molise)
dell’imposta in esame determina a carico delle società petrolifere una complessa gestione
amministrativa del tributo, congiuntamente alle Regioni sono allo studio proposte quadro
miranti ad una sostanziale semplificazione delle disposizioni normative di riferimento. Nel
corso del 2005 sono altresì iniziate, presso il Dipartimento delle Politiche Fiscali del
Ministero dell’Economia, i lavori per definire lo schema di regolamento per l’utilizzo del
contingente di biodiesel in esenzione di accisa.
Le addizionali regionali
Europa - Accise in vigore a marzo 2006
(Euro/000 litri)
(Euro/000 kg.)
BENZINA GASOLIO GASOLIO GPL O. C. BTZ O. C. ATZ
eurosuper 95 auto riscaldamento auto
Austria 425,14 333,99 106,99 101,02 67,00 –
Belgio 592,19 341,31 18,49 — 15,00 –
Cipro 304,37 249,00 144,52 – – 15,27
Danimarca 539,86 365,71 281,32 – 332,22 –
Estonia 287,60 245,52 44,10 55,99 15,02 –
Gli aspetti
Finlandia 587,88 319,71 70,91 – 60,10 –
Francia 589,20 416,90 56,60 59,90 18,50 18,50
Germania 654,50 470,40 61,35 91,80 25,00 –
Grecia 296,00 245,00 21,00 99,78 19,00 19,00
Irlanda 442,68 368,06 52,12 53,01 18,46 18,46
Italia 564,00 413,00 403,21 156,62 31,39 63,75
Lettonia 275,86 235,63 20,11 119,25 – 14,37
Lituania 288,17 245,89 21,17 66,32 15,06 15,06
Lussemburgo 442,08 277,85 10,00 54,04 15,00 –
Malta 309,81 245,52 13,98 – – 13,98
Olanda 664,90 380,40 205,35 54,60 32,11 –
Polonia 367,59 313,27 61,44 118,04 15,82 15,82
Portogallo 557,95 339,41 91,44 104,35 15,30 28,12
Regno Unito 688,90 688,90 76,35 131,64 71,48 71,35
Rep. Ceca 416,64 350,13 350,13 76,01 16,61 16,61
Slovacchia 412,84 386,20 19,39 114,26 21,31 21,31
Slovenia 359,91 302,62 53,42 77,58 52,61 –
Spagna 395,69 293,86 84,71 32,47 14,43 14,43
Svezia 534,38 392,49 360,04 77,02 392,27 –
Ungheria 423,85 350,12 350,12 102,90 27,55 27,55
Fonte: Unione Europea, DG Tren
60
Relazione Annuale 2006

SITUAZIONE NAZIONALE
Alla luce delle significative modifiche legislative in materia introdotte dalla ultima Legge
Finanziaria, il testo definitivo è attualmente oggetto di una ulteriore revisione. In particolare,
il settore petrolifero ritiene possibile che:
– l’additivazione del gasolio con il biodiesel fino al 5 per cento in volume possa essere
fatta in raffineria nelle fasi antecedenti all’accertamento della produzione e nei
depositi fiscali di stoccaggio sotto la diretta responsabilità del depositario autorizzato;
– sia permesso lo stoccaggio promiscuo tra gasolio tal quale e gasolio additivato con
biodiesel;
– possa essere interamente riconosciuto il maggior costo del biodiesel rispetto a quello del
gasolio sulle quantità utilizzate, a prescindere dalla destinazione d’uso del prodotto.
In materia di emulsioni, va rilevato che la Commissione europea - Direzione Generale
Concorrenza, ha iniziato l’esame del provvedimento di proroga fino al 31 dicembre
2006 degli attuali livelli di tassazione delle emulsioni. La Commissione ha rivolto particolare
attenzione:
– alla compatibilità dell’aliquota nazionale con i livelli minimi impositivi previsti dalla
Direttiva 2003/96;
– a verificare se il relativo differenziale di imposta tra le emulsioni e i prodotti petroliferi
di riferimento determini una sovracompensazione dei maggiori costi di produzione
delle suddette emulsioni;
– al sistema di monitoraggio da parte dell’Autorità nazionale relativamente ai costi di
produzione delle emulsioni e degli eventuali aggiornamenti delle agevolazioni.
Dopo l’aumento del febbraio 2005 - disposto con la Legge n. 58/05 - il livello di tassazione
dei prodotti petroliferi è rimasto costante, mentre negli altri Stati aderenti
all’Unione europea sono state assunte iniziative differenziate.
In particolare, mentre gli Stati fondatori hanno sostanzialmente mantenuto invariate le aliquote
fiscali, gli Stati nuovi entrati hanno disposto un aumento delle aliquote, con l’eccezione
di alcune iniziative di riduzione dell’imposta attuate in Svezia, Finlandia, Slovenia e Grecia.
Gli aspetti
5.4 Le procedure gestionali INFOIL
Il ruolo delle tecnologie
Parallelamente alla definizione regolamentare delle procedure gestionali INFOIL adottate
attualmente da dieci stabilimenti di produzione di oli minerali, l’Agenzia delle Dogane
nel corso del 2005 ha messo a punto un sistema di trasmissione telematica delle informazioni
di raffineria alle competenti aree centrali dell’Agenzia stessa, funzionali alla
costituzione di una banca dati in grado di fornire elementi per gestire un sistema di analisi
dei rischi e definire efficaci politiche di controllo.
Il 21 dicembre 2005 il sistema è stato collaudato positivamente per quanto riguarda le
funzionalità dell’Agenzia, comprese quelle per il controllo formale dei dati inviati. Il collaudo
dovrebbe essere completato da un periodo di trasmissione in continuo dei dati
di raffineria, al fine di acquisire elementi di valutazione di ulteriori eventuali problematiche
tecnico operative che potrebbero emergere e che dovranno essere apparentemente
riflesse nelle istruzioni operative, auspicabilmente al più presto formalizzate con
Decreto Ministeriale.
Relazione Annuale 2006 61

SITUAZIONE NAZIONALE
6. La qualità dei prodotti
6.1 I nuovi limiti per lo zolfo nei carburanti
La Direttiva 2003/17/CE, recepita nell’ordinamento nazionale con il Decreto Legislativo
21 marzo 2005, n. 66, ha introdotto nuovi limiti al tenore di zolfo di benzina e gasolio
e al tenore di aromatici nelle benzine a partire dal 1° gennaio 2005. In particolare, a
decorrere da questa data, è stata disposta la commercializzazione obbligatoria di carburanti
con 50 mg/kg di zolfo in luogo dei precedenti 150 per la benzina e 350 per il
gasolio. Contestualmente, è stato altresì previsto che nel territorio italiano dovesse essere
disponibile, su una base geografica adeguatamente equilibrata, combustibile diesel e
benzine con tenore massimo di zolfo di 10 mg/kg. In attuazione di tale Decreto, le
aziende petrolifere hanno presentato appositi piani con le indicazioni degli impianti che
garantiscono la disponibilità dei combustibili desolforati.
Nel 2005 è stato coperto un numero di impianti pari ad almeno il 10 per cento di tutti
i punti vendita facenti parte della rete stradale e un numero pari ad almeno il 15 per
cento per quella autostradale. Inoltre, nel 2006 presso ciascuna provincia verrà assicurata
la disponibilità di combustibili desolforati in almeno il 2 per cento di tutti gli impianti
di distribuzione ubicati sulla rete stradale della provincia.
Il Ministero Ambiente ha completato ed approvato i Piani presentati dalle aziende per il
2005 (Gazzetta Ufficiale n. 80 del 5 aprile 2006).
La verifica della qualità dei prodotti è regolata dall’articolo 3 del Decreto Ministeriale del
3 febbraio 2005, con il quale è stato istituito il sistema nazionale di monitoraggio della
qualità della benzina e del combustibile diesel uso trazione nella fase di produzione ed
Italia - La qualità dei carburanti distribuiti sul territorio
nazionale nell’anno 2005(*) (Valori in migliaia di tonnellate)
Benzina rete totale
Gasolio rete totale
Contenuto Contenuto Contenuto Contenuto
max di zolfo max di zolfo max di zolfo max di zolfo
50 mg/kg 10 mg/kg 50 mg/kg 10 mg/kg
Nord Ovest: 3.122 382 3.503 302
(Piemonte, V. Aosta,
Liguria, Lombardia)
Nord Est: 2.586 71 2.908 269
(Trentino Alto Adige,
Friuli Venezia Giulia,
Veneto, Emilia Romagna)
Centro 3.012 181 3.155 270
(Toscana, Umbria,
Marche, Lazio, Abruzzo)
Sud 2.048 78 2.351 154
(Molise, Campania, Puglia,
Basilicata, Calabria)
Isole 1.389 11 1.152 87
(Sicilia, Sardegna)
Totale Italia 12.157 723 13.069 1.082
(*) In base al Decreto Ministeriale 3 febbraio 2005, art. 4.
Fonte: Ministero delle Attività Produttive
62
Relazione Annuale 2006

SITUAZIONE NAZIONALE
LE CARATTERISTICHE
OLFATTIVE DEL GPL PER
USI DOMESTICI E
SIMILARI – PROVE ITALGAS
L’obiettivo di questa sequenza di prove
è stato quello di valutare intensità di
odore del GPL di produzione nazionale
e di definire l’eventuale dosaggio di
odorizzante mercaptanico per soddisfare
i requisiti di legge (Legge 6
dicembre 1971 n. 1083 – Gazzetta
Ufficiale del 20 dicembre 1971, n. 320
– Norme per la sicurezza dell’impiego
del gas combustibile).
A questo scopo sono stati inviati al
laboratorio Italgas 8 campioni che,
sulla base dell’analisi composizionale,
sono stati ritenuti sufficientemente
rappresentativi della produzione
nazionale.
Si è quindi proceduto mediante successive
prove ad identificare il dosaggio
dell’odorizzante necessario per
portare l’intensità di odore del campione
meno odoroso ad incontrare i
requisiti di legge.
Questo dosaggio è risultato essere pari
a 23 mg/m 3 . Poiché il GPL distribuito
per uso combustione viene denaturato
in conformità con il Decreto
Ministeriale 21/03/96, è stato verificato
sperimentalmente che il denaturante
non interferisce sull’intensità di odore
percepito; infine, è stato verificato che
l’aggiunta della quantità di odorizzante
citata al campione risultato più odoroso
non determina sovra-odorizzazione
(oltre 3 gradi olfattivi della scala di
Sales – UNI CIG 7132).
Il dosaggio di odorizzante mercaptanico
pari a 23 mg/m 3 per il GPL di produzione
nazionale verrà riportato nella
norma UNI CIG 7133 attualmente in
fase di revisione.
importazione da parte degli impianti e dei depositi fiscali importatori.
La finalità del monitoraggio è la redazione da parte dell’APAT (Agenzia per la Protezione e
l’Ambiente e i Servizi Tecnici) di una relazione da sottoporre annualmente al Parlamento
sulla base:
• delle informazioni fornite trimestralmente dai competenti uffici dell’Agenzia delle
Dogane in merito ai controlli effettuati ai fini dell’accertamento delle infrazioni previste
dal Decreto Legislativo n. 66/2005;
• dei dati qualitativi e quantitativi forniti trimestralmente dai gestori dei depositi fiscali
importatori e degli impianti di produzione sui combustibili prodotti ed importati destinati
alla commercializzazione.
Il Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio, in relazione ai ritardi accumulati,
ha concesso la deroga, con una Comunicazione del 4 aprile 2005, affinché i dati relativi
al primo trimestre del 2005 vengano trasmessi contestualmente a quelli del secondo
trimestre.
Con l’entrata in vigore del nuovo sistema di monitoraggio, è cessato quello sul benzene
e gli aromatici totali delle benzine previsto dall’articolo 1 della Legge n. 413/97, abrogato
dal Decreto Legislativo di recepimento della Direttiva 2003/17/CE.
I risultati ottenuti nel monitoraggio condotto dalla Commissione tecnica di unificazione
nell’autoveicolo (CUNA) sono stati comunicati all’Apat ed hanno consentito al Ministero
dell’Ambiente di relazionare entro il 30 giugno 2005 la Commissione europea sulla
qualità dei combustibili distribuiti nel 2004.
6.2 La disciplina dei biocarburanti
La Gazzetta Ufficiale n. 160 del 12 luglio 2005 ha pubblicato il Decreto Legislativo 30
maggio 2005, n. 128, di recepimento della Direttiva 2003/30/CE del Parlamento europeo
e del Consiglio sulla promozione dell’uso dei biocarburanti o di altri carburanti rinnovabili
nei trasporti.
Il Decreto prevede il raggiungimento di limiti indicativi per l’utilizzo dei biocarburanti nel
settore dei trasporti (1 per cento nel 2005 e 2,5 nel 2010) più bassi di quelli riportati
nella Direttiva 2003/30/CE. Le misure fiscali per la loro incentivazione sono riportate
nella Legge Finanziaria 2005 ed appaiono del tutto insufficienti per gli obiettivi previsti
dal Decreto.
Per quanto riguarda il biodiesel, le miscele fino al 5 per cento possono essere immesse
nella rete di distribuzione carburanti nel rispetto della normativa tecnica vigente,
mentre miscele con contenuti superiori possono essere impiegate in extra-rete per le
flotte dedicate. Le stesse miscele, dopo essere state preventivamente valutate, potranno
essere immesse in rete previa definizione delle caratteristiche merceologiche da
emanare allo scopo.
La qualità
Con la Legge n. 81 del 2006 di conversione in legge del Decreto-Legge del 10 gennaio
2006, n. 2, recante interventi urgenti per il settore dell’agricoltura ed in particolare per
il comparto agroenergetico, pubblicata sulla Gazzetta Ufficiale n. 60 del 13 marzo
Relazione Annuale 2006 63

SITUAZIONE NAZIONALE
2006, è stato altresì previsto, a partire dal 1° luglio 2006, l’obbligo per i produttori di
carburanti diesel e di benzina di immettere al consumo biocarburanti di origine agricola
nella misura dell’1 per cento dei carburanti totali immessi al consumo nell’anno precedente,
espressa in potere calorifico inferiore, da incrementare di un altro punto per
ogni anno fino al 2010. I biocarburanti da utilizzare devono essere oggetto di una intesa
di filiera, o di un contratto quadro, o di un contratto di programma agroenergetico.
Il settore petrolifero ha avviato una serie di incontri con gli operatori e le Autorità per
dare la corretta interpretazione a questa disposizione e per chiarire il regime fiscale cui
saranno assoggettati i carburanti di origine agricola che dovranno essere impiegati.
Europa - La produzione di bioetanolo e biodiesel
(Valori in migliaia di tonnellate)
3.200
2.800
2.400
2.000
1.600
1.200
800
400
0
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
(°)
2005
(°)
(°) Considera i 25 Paesi
Fonte: EurObserv’ER ed elaborazioni Up su dati Renewable Fuels Association
Etanolo
Biodiesel
La qualità
Italia - Capacità produttiva e produzione effettiva di biodiesel
(Valori in migliaia di tonnellate)
900
800
827
857
700
600
500
400
300
200
100
0
50 60
Produzione Produzione
1998 1999
110
Produzione
2000
170 210
Produzione
2001
Produzione
2002
420
273
Capacità Produzione
2003
419
320
Capacità Produzione
2004
396
Capacità Produzione
2005
Capacità
2006
Fonte: European Biodiesel Board
64
Relazione Annuale 2006

SITUAZIONE NAZIONALE
Europa - Le principali aziende operanti nel biodiesel
Azienda Nazionalità Produzione (migliaia di t.)
Diester Industrie Francia > 300
ADM Stati Uniti (Filiale tedesca) > 250
Novaol Francia > 250
Natur Energie West Germania > 100
Fox Petroli Italia > 100
MUW Germania > 100
Campa biodiesel Germania > 70
Fonte: Eur Observ’ER, 2005
Europa - Produzione di etanolo* nel 2005
Produzione
Consumo
Ettolitri Tonnellate Ettolitri Tonnellate
Finlandia 460.000 36.800 — —
Francia 1.260.000 100.800 1.260.000 100.800
Germania 1.500.000 120.000 3.000.000 240.000
Italia — — 98.500 7.880
Lettonia 12.000 960 — —
Lituania 78.700 6.296 78.700 6.296
Polonia 850.000 68.000 500.000 40.000
Regno Unito — — 1.200.000 96.000
Repubblica Ceca 14.000 1.120 14.000 1.120
Spagna 3.000.000 240.000 2.500.000 200.000
Svezia 1.627.000 130.160 2.800.000 (°) 224.000 (°)
Ungheria 148.000 11.840 148.000 11.840
TOTALE 8.949.700 715.976 11.599.200 927.936
La qualità
* Incluso alcool vinico.
(°) Incluse le importazioni di 1.331.750 hl (o 106.780 t) di esteri metilici di acidi grassi (FAME CN Code 3824).
Fonte: U.E.P.A. - European Union of Ethanol Producers
Elementi essenziali da chiarire per la corretta applicazione della norma sono: la definizione
dei soggetti che sono obbligati ad immettere in consumo i biocarburanti; l’origine
del prodotto se solo nazionale o anche estera; le modalità di additivazione; gli aspetti
logistici, fiscali, tecnici e di accesso al mercato. Da un punto di vista della normazione
tecnica dei biocarburanti in funzione di una loro standardizzazione, va segnalato il lavoro
del Gruppo tecnico del Cen (Centro europeo di normazione) che ha deciso di:
– ampliare il campo di attività del Comitato tecnico per potere normare anche i biocombustibili
per applicazionali stazionarie;
Relazione Annuale 2006 65

SITUAZIONE NAZIONALE
Mondo - Produzione di etanolo nel 2005
(Valori in milioni di litri)
Regno Unito; 348
Altri Paesi; 5.954
Sud Africa; 390
Francia; 908
India;1.699
Russia; 749
Brasile; 15.999
Cina; 3.800
Stati Uniti; 16.139
Fonte: Elaborazioni Up su dati Renewable Fuels Association
Mondo - Evoluzione della produzione di etanolo dei due principali Paesi
dal 1982 al 2005 (Valori in milioni di litri)
18000
16000
14000
12000
10000
8000
6000
4000
La qualità
2000
0
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
Brasile
2002
2003
2004
2005
Stati Uniti
Fonte: Elaborazioni Up su dati Renewable Fuels Association e Earth Policy Institute
– nominare un Comitato di coordinamento per definire le priorità per la standardizzazione
dei biocombustibili liquidi e gassosi.
Il Comitato di coordinamento, riunito il 16 novembre 2005, ha formulato le seguenti
raccomandazioni:
– modifica dell’attuale specifica degli esteri metilici di acidi grassi (FAME * ) sia per uso
trazione (EN 14214) che per impieghi stazionari (EN 14213);
– definizione delle specifiche degli esteri etilici di acidi grassi (FAEE ** ) per entrambe le
applicazioni;
* FAME - Fatty Acid Methyl Esters.
** FAEE - Fatty Acid Ethyl Esters.
66
Relazione Annuale 2006

SITUAZIONE NAZIONALE
L’IMPATTO DEI COMBUSTI-
BILI RISCALDAMENTO
Lo studio, condiviso e promosso dal
Ministero dell’Ambiente e della Tutela
del Territorio in collaborazione con
Regione Lombardia, Regione Piemonte,
Unione Petrolifera, Assocostieri,
Assopetroli, ENEA, Comitato
Termotecnico Italiano, Stazione
Sperimentale per i Combustibili (SSC) e
IPASS (Consorzio Ingegneria per
l’Ambiente e lo Sviluppo Sostenibile)
per effettuare una valutazione comparata
dei combustibili utilizzati nel settore
del riscaldamento civile in termini di
impatto sull’ambiente, è stato definitivamente
completato nel 2005.
Dai risultati dello studio è emerso che il
contributo all’inquinamento atmosferico
del settore del riscaldamento si è notevolmente
ridotto nel corso degli anni,
sia per i miglioramenti qualitativi dei
combustibili che per l’evoluzione delle
tecnologie impiantistiche impiegate, e
che tutti i combustibili attualmente sul
mercato rispettano ampiamente i limiti
di legge per le emissioni inquinanti.
Tra gli elementi di maggior interesse
risultanti dalla sperimentazione, occorre
citare l’individuazione dei fattori di
emissione dei combustibili realmente
utilizzati nel settore del riscaldamento
che fornisce un autorevole aggiornamento
di quanto disponibile ad oggi in
letteratura.
Per l’olio combustibile impiegato attualmente
nel riscaldamento civile, il fattore
di emissione per le polveri è risultato
essere pari a circa 6 g/GJoule mentre
quello finora utilizzato nell’ambito dei
Piani Regionali di risanamento della
qualità dell’aria è stato quasi di 10 volte
superiore (40 g/GJoule) con una chiara
distorsione della valutazione dell’impatto
sulla qualità dell’aria dei settori merceologici
interessati. Poiché i Piani Regionali
di risanamento della qualità dell’aria
costituiscono il principale strumento di
pianificazione per la tutela della qualità
dell’aria, il rischio di adottare misure inadeguate,
se l’informazione di base non
è corretta, resta molto elevato.
– modifiche da apportare alla EN 590 (gasolio) per includere il 10% di FAME;
– specifica del bioetanolo per uso in benzina fino al 5% ed eventuali modifiche per
consentirne l’uso fino al 10%;
– modifiche da apportare alla EN 228 (benzina) per includere il bioetanolo fino al 10%
in attesa delle decisioni da parte della Commissione europea sulle modifiche da
apportare alla Direttiva 2003/17 sui carburanti.
6.3 Le nuove normative sui combustibili marina
Nel corso del 2005 è stata pubblicata la Direttiva 2005/33/CE sul tenore di zolfo del
bunker ed è entrato in vigore l’Annesso VI della Convenzione Marpol 73/78.
Sia la Direttiva 2005/33/CE del 6 luglio 2005 - di modifica della Direttiva 1999/32/CE
sul tenore di zolfo dei combustibili per uso marittimo - che l’Annesso VI della Marpol,
impongono nuovi limiti al tenore di zolfo per questo tipo di combustibili a partire dalla
seconda metà del 2006: maggio per la Marpol ed agosto per la Direttiva.
In particolare l’art. 4-bis della Direttiva 2005/33/CE dispone che a partire dall’11 agosto
2006 gli Stati membri debbano prendere tutte le misure necessarie affinché le navi
passeggeri che effettuano servizi di linea da o verso qualsiasi porto comunitario non utilizzino
combustibili per uso marittimo con un tenore di zolfo maggiore dell’1,5 per cento
in massa.
L’Annesso VI della Marpol stabilisce inoltre che nelle zone di controllo delle emissioni di SO X
non siano utilizzati combustibili per uso marittimo con un tenore di zolfo superiore all’1,5
per cento in massa. Questa disposizione si applica a tutte le navi di qualsiasi bandiera.
Le aziende petrolifere stanno al riguardo programmando la produzione di bunker a
basso tenore di zolfo affinché, almeno nei porti di maggior rilevanza per il mercato
nazionale del bunker, sia assicurata una adeguata disponibilità di prodotto all’1,5% massimo
di zolfo a partire dai prossimi mesi.
Sempre in tema di bunkeraggio marino occorre segnalare l’emanazione della Legge n.
13 del 9 gennaio 2006, con la quale è stato ribadito il divieto d’accesso ai porti e ai terminali
alle navi a scafo singolo che trasportano prodotti petroliferi pesanti di cui al
Regolamento comunitario n. 417/2002, e successive modificazioni, esentando però le
navi aventi portata lorda compresa tra 600 e 5000 tonnellate (bettoline) che effettuano
operazioni di bunkeraggio all’interno delle aree portuali.
Restando in tema di combustibili per uso marino, vanno infine ricordate le nuove norme
ISO sulla classificazione e le specifiche ISO 8216 e ISO 8217 che sono entrate in vigore
nel novembre 2005 annullando e sostituendo la precedente edizione del marzo
1996.
La qualità
Relazione Annuale 2006 67

SITUAZIONE NAZIONALE
7. La tutela dell’ambiente, della salute
e della sicurezza
7.1 Emission trading: la prima fase (2005-2007)
Con il Decreto DEC/RAS/074/2006 sono state assegnate le quote di CO 2 per il primo
periodo e rilasciate congiuntamente quelle per gli anni 2005 e 2006 relative ai singoli
impianti soggetti alla Direttiva Emission Trading recepita nel nostro ordinamento con la
Legge Comunitaria 2004 - il Decreto Legislativo di recepimento è in via di formalizzazione.
Rispetto al Piano Nazionale di Assegnazione (PNA) pubblicato nel novembre 2005,
sono state confermate le quote per le attività di raffinazione, mentre sono stati operati
ulteriori tagli agli impianti di gassificazione dei residui di lavorazione. Quanto al PNA
approvato, sul quale erano state espresse perplessità per il mancato riconoscimento
Mondo - Consumi effettivi di energia e stima per gli altri Paesi a parità di
intensità energetica con l’Italia (Valori in milioni di tonnellate equivalenti di petrolio)
12.000
10.000
10.579
8.000
6.000
6.038
4.000
2.000
0
2.281
1.265 1.426
767
1.345
1.005
1.224
780
962
229 181
Mondo Stati Uniti Cina EU 15 (°) Asia (*) Ex-Urss Italia
(°) Esclusa Italia.
(*) Esclusa Cina.
Fonte: Elaborazioni Up su dati AIE
Consumi di energia
effettivi nel 2003
Consumi con la stessa intensità
energetica dell'Italia
Mondo - Emissioni di CO 2 da sola combustione e stima per gli altri Paesi
a parità di intensità energetica con l’Italia (Valori in milioni di tonnellate)
30.000
24.000
24.983
18.000
15.120
12.000
6.000
0
5.729
3.167
3.760
1.921
2.863 2.518 2.342 1.953 2.285
574 453
Mondo Stati Uniti Cina EU 15 (°) Asia (*) Ex-Urss Italia
(°) Esclusa Italia.
(*) Esclusa Cina.
Fonte: Elaborazioni Up su dati AIE
Emissioni di CO 2
effettive nel 2003
Emissioni di CO 2 con la stessa
intensità energetica dell'Italia
68
Relazione Annuale 2006

SITUAZIONE NAZIONALE
LE TAPPE DEL PROTOCOLLO DI KYOTO
Di seguito proponiamo una sintesi (curata dal Ministero
dell'Ambiente) delle principali tappe previste dalla Direttiva
2003/87/CE del Parlamento Europeo e del Consiglio dell'Unione
Europea, che istituisce un sistema di scambio di quote di emissioni
dei gas effetto serra all'interno dell'Unione Europea.
Essa istituisce un sistema per lo scambio di quote di emissioni di gas
a effetto serra nella Comunità, al fine di promuoverne la riduzione
secondo criteri di efficacia dei costi ed efficienza economica. Il sistema
può essere sintetizzato nei seguenti elementi:
– Il campo d'applicazione della Direttiva è esteso alle attività ed ai
gas elencati nell'allegato I; in particolare alle emissioni di anidride
carbonica provenienti da attività di combustione energetica, produzione
e trasformazione dei metalli ferrosi, lavorazione prodotti minerari,
produzione di pasta per carta, carta e cartoni.
– La Direttiva prevede un duplice obbligo per gli impianti da essa
regolati: 1) la necessità, per operare, di possedere un permesso
all'emissione in atmosfera di gas serra; 2) l'obbligo di rendere alla
fine dell'anno un numero di quote (o diritti) di emissione pari alle
emissioni di gas serra rilasciate durante l'anno.
– Il permesso all'emissione di gas serra viene rilasciato dalle Autorità
competenti previa verifica da parte delle stesse della capacità dell'operatore
dell'impianto di monitorare nel tempo le proprie emissioni
di gas serra.
– Le quote di emissioni vengono rilasciate dalle Autorità competenti
all'operatore di ciascun impianto sulla base di un piano di allocazione
nazionale; ogni quota dà diritto al rilascio di una tonnellata di
biossido di carbonio equivalente.
– Il piano di allocazione nazionale viene redatto in conformità ai criteri
previsti dall'allegato III della Direttiva; questi ultimi includono
coerenza con gli obiettivi di riduzione nazionale, con le previsioni di
crescita delle emissioni, con il potenziale di abbattimento e con i
principi di tutela della concorrenza; il piano di allocazione prevede
l'assegnazione di quote a livello d'impianto per periodi di tempo
predeterminati.
– Una volta rilasciate, le quote possono essere vendute o acquistate;
tali transazioni possono vedere la partecipazione sia degli operatori
degli impianti coperti dalla Direttiva, sia di soggetti terzi (e.g. intermediari,
organizzazioni non governative, singoli cittadini); il trasferimento
di quote viene registrato nell'ambito di un registro nazionale.
– La resa delle quote di emissione è effettuata annualmente dagli
operatori degli impianti in numero pari alle emissioni reali degli
impianti stessi.
– Le emissioni reali utilizzati nell'ambito della resa delle quote da
parte degli operatori sono il risultato del monitoraggio effettuato dall'operatore
stesso e certificato da un soggetto terzo accreditato dalle
Autorità competenti.
– La mancata resa di una quota d'emissione prevede una sanzione
pecuniaria di 40 euro nel periodo 2005-2007 e di 100 euro nei
periodi successivi; le emissioni oggetto di sanzione non sono esonerate
dall'obbligo di resa di quote.
Linee guida monitoraggio Linee guida Piani nazionali di Piani nazionali di
e registri Allegato III allocazione finali allocazione approvati
Ago Sett. Ott. Nov. Dic. Genn. Febb. Mar. Apr. Mag. Giu. Lug.
2003 2004
Decisioni sulle allocazioni
Ago Sett. Ott. Nov. Dic. Genn. Febb. Mar. Apr. Mag. Giu. Lug.
2004 2005
Resa dei permessi
Ago Sett. Ott. Nov. Dic. Genn. Febb. Mar. Apr. Mag. Giu. Lug.
2005 2006
La tutela
Relazione Annuale 2006 69

SITUAZIONE NAZIONALE
Europa - Emissioni di CO 2 del settore elettrico e del settore industriale
(Valori in milioni di tonnellate)
Emissioni settore elettrico Emissioni settore industriale Emissioni totali elettrico+ industriale
2003 2002 1990 2003 2002 1990 2003 2002 Variazione %
2003 vs. 2002
Austria 13,3 10,6 10,9 14,2 14,4 13,0 27,5 25,0 + 9,7
Belgio 23,5 22,6 23,5 30,4 30,6 32,9 53,9 53,2 + 1,4
Danimarca 28,9 24,1 24,7 5,4 5,5 5,4 34,3 29,6 +15,7
Finlandia 33,2 26,1 16,2 13,8 13,2 14,9 47,0 39,3 +19,5
Francia 45,4 42,3 48,1 77,6 78,6 83,3 123,0 120,9 + 1,8
Germania 322,6 316,9 334,6 129,1 132,0 196,3 451,7 448,9 + 0,6
Grecia 52,7 51,6 40,6 10,0 10,2 10,5 62,7 61,8 + 1,4
Irlanda 15,1 15,8 10,9 4,8 4,9 3,8 19,9 20,7 – 4,0
Italia 128,1 125,3 109,7 85,0 79,9 85,0 213,1 205,2 + 3,9
Lussemburgo 0,3 0,3 1,3 2,3 2,3 5,3 2,6 2,6 —
Olanda 54,5 54,0 39,8 27,1 26,7 32,8 81,6 80,7 + 1,2
Portogallo 17,5 21,9 14,0 10,7 11,1 9,1 28,2 33,0 –14,4
Regno Unito 174,5 164,2 204,3 87,7 83,3 97,3 262,2 247,5 + 6,0
Spagna 91,1 98,9 64,3 67,2 63,2 45,8 158,3 162,1 – 2,3
Svezia 9,8 9,0 7,6 11,1 10,5 10,7 20,9 19,5 + 6,9
Unione Europea (15) 1.010,5 983,6 950,5 576,4 566,4 645,9 1.586,9 1.550,0 + 2,4
Fonte: EEA, 2005
La tutela
70
Relazione Annuale 2006

SITUAZIONE NAZIONALE
degli aumenti dovuti alla produzione di carburanti senza zolfo, il settore del cemento ha
già notificato un primo ricorso al Tar ed ha ribadito che confermerà tale iniziativa. Gli altri
settori industriali non hanno finora espresso propositi analoghi.
Le problematiche evidenziate dall’Unione Petrolifera sul PNA hanno riguardato il forte
ritardo con cui tutta la normativa è stata attuata in Italia, mantenendo peraltro inalterate
le scadenze fissate a livello comunitario da quasi due anni.
Troppi ritardi
Per quanto riguarda le disposizioni in materia di monitoraggio, il Ministero dell’Ambiente
e della Tutela del Territorio e il Ministero delle Attività Produttive hanno approvato il
Decreto DEC/RAS/854/05 recante le “Disposizioni di attuazione della decisione della
Commissione europea C(2004) 130 del 29 gennaio 2004 che istituisce le linee guida
per il monitoraggio e la comunicazione delle emissioni di gas a effetto serra ai sensi
della Direttiva 2003/87/CE del Parlamento Europeo e del Consiglio”.
Per ciò che attiene, infine, agli Enti Verificatori, il 2 marzo 2006 è stato pubblicato, sul sito
Internet del Ministero dell’Ambiente, il Decreto DEC/RAS/96/2006 recante il rilascio del
riconoscimento degli enti verificatori delle emissioni di CO 2 ai fini dell’Emission Trading.
7.2 Emission trading: la seconda fase (2008-2012)
Nel corso del 2005, la Commissione europea ha emanato la Comunicazione
COM(2005) 703-def., con la quale ha indicato agli Stati membri alcuni orientamenti per
l’elaborazione dei Piani Nazionali di Assegnazione relativi al secondo periodo di scambio
(2008-2012). Tra gli elementi di maggior rilevanza indicati c’è la convergenza verso
gli obiettivi di Kyoto che ciascun Paese deve traguardare.
Le conseguenze
per l’industria
La posizione confindustriale su questa tematica è stata quella di manifestare all’Autorità competente,
e più in generale al Governo del nostro Paese, la situazione di forte disagio in cui
si verrebbe a trovare l’industria italiana se venissero adottate le disposizioni contenute nella
suddetta comunicazione, che prevedono un ulteriore sensibile riduzione alle emissioni.
Il taglio delle quote di emissione di CO 2 assegnate ai settori industriali - si stima il 13%
rispetto al primo periodo - sarebbe del tutto insostenibile da parte dell’Italia, sia in termini
di costi che di perdita di competitività. E’ stato pertanto concordato in sede confindustriale
di rappresentare le serie conseguenze che il sistema industriale italiano subirebbe
se dovessero attuarsi le ipotesi della Commissione europea, rifiutando il rigido
collegamento tra Emission Trading e Protocollo di Kyoto soprattutto al fine di salvaguardare
la competitività delle imprese italiane senza dimenticare le finalità ambientali.
7.3 Il nuovo “Codice Ambientale”
Nel corso del 2005 è stato ultimato il lavoro di messa a punto del Testo Unico sull’ambiente
in attuazione della Legge 15 dicembre 2004, n. 308 – Legge Delega. Il Testo
Unico (un vero e proprio “Codice Ambientale”) è stato reso operativo attraverso un
Decreto Legislativo che è stato definitivamente approvato dal Consiglio dei Ministri del
10 febbraio 2006 ed è stato pubblicato sulla Gazzetta Ufficiale il 14 aprile 2006 con il
n. 152, entrando in vigore dal 29 aprile 2006.
La tutela
Relazione Annuale 2006 71

SITUAZIONE NAZIONALE
Il Decreto riunisce in un unico testo la normativa per 6 materie: rifiuti, bonifiche, scarichi
idrici, danno ambientale, emissioni in atmosfera, valutazione d’impatto ambientale
e strategica (VIA, VAS) e autorizzazione integrata ambientale (IPPC – Integrated
Prevention and Pollution Control), abrogando esplicitamente alcune importanti leggi
come: la Legge 22/97 (“Decreto Ronchi”), il Decreto 152/99, la Legge 36/94 (“Legge
Galli”), la Legge 183/89 e il Decreto del Presidente della Repubblica 203/88.
Nel contempo, sono state recepite 4 Direttive comunitarie:
– 2001/42/CE, valutazione ambientale strategica;
– 2000/60/CE, tutela delle acque;
– 2001/80/CE, grandi impianti di combustione;
– 2004/35/CE, danno ambientale.
7.3.1 Le procedure VAS, VIA e IPPC
La Parte II del “Codice Ambientale” disciplina la VAS - Valutazione Ambientale Strategica
- definendo l’ambito di applicazione concernente piani e programmi che potrebbero
avere effetti significativi sull’ambiente. E’ prevista l’integrazione della VAS in tutti i procedimenti
di pianificazione in cui rientra il settore energetico.
Viene inoltre disciplinata la VIA - Valutazione di Impatto Ambientale - cui vengono sottoposti
i progetti elencati in allegato al provvedimento.
Un aspetto importante della nuova normativa riguarda le relazioni tra VAS e VIA e tra VIA
e IPPC. In questo ambito viene configurato un rapporto di complementarietà tra le diverse
procedure quando esse insistano sul medesimo oggetto di valutazione, allo scopo di
non aggravare i procedimenti e di evitare duplicazioni e sovrapposizioni.
Mondo - Confronto fra i livelli di urbanizzazione e di motorizzazione
dei Paesi occidentali con alcuni Paesi in via di sviluppo
Stati Uniti
1999
Giappone
2000
Regno Unito
2000
Cina*
2000
India*
2000
Bangladesh*
1996
Sri Lanka*
1999
La tutela
Indonesia
Corea
Tailandia
Argentina
Messico
1996
1996
2000
1998
2000
Popolazione totale
nel 2002 (milioni)
0 150 300 450 600 750 900 1.050 1.200 1.350 1.500
Popolazione urbana
nel 2002 (% del totale)
* Una quota significativa del totale veicoli sono a due ruote.
Fonte: Opec, 2006
Totale veicoli motorizzati
nel 1995 (milioni)
Auto per 1.000
abitanti (anno)
72
Relazione Annuale 2006

SITUAZIONE NAZIONALE
Paesi Ocse - Importazioni di benzine e gasoli nelle principali aree
(Valori in migliaia di barili/giorno)
1.200
1.000
800
600
400
200
0
2003 2004 2005 2003 2004 2005
Benzine
Gasoli
Nord America Europa Pacifico
Fonte: Aie
Mondo - Il peso dei consumi di benzine e gasoli sul totale dei consumi
petroliferi in alcuni Paesi industrializzati (Valori in percentuale)
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
2000
2003
2004
2000
2003
2004
2000
2003
2004
2000
2003
2004
2000
2003
2004
2000
2003
2004
Stati Uniti Giappone Germania Italia Francia Regno Unito
Peso benzine
Peso gasoli
Fonte: Elaborazioni Up su dati Aie
La tutela
Stati Uniti - Evoluzione delle caratteristiche del parco auto
(Valori in media sulla gamma di autovetture prodotte nell’anno)
1975 1987 2005
Consumo medio (km/litro) 5,6 9,4 8,9
Peso (libbre) 4.060 3.220 4.089
Potenza (cv) 137 118 212
Accelerazione (0-60 Km/h, in secondi) 14,1 13,1 9,9
Light trucks (fuoristrada, mnivan, pickup)
peso sulle vendite totali 19% 28% 50%
Fonte: Il Sole-24 Ore
74
Relazione Annuale 2006

SITUAZIONE NAZIONALE
Paesi Ocse - Importazioni di benzine e gasoli nelle principali aree
(Valori in migliaia di barili/giorno)
1.200
1.000
800
600
400
200
0
2003 2004 2005 2003 2004 2005
Benzine
Gasoli
Nord America Europa Pacifico
Fonte: Aie
Mondo - Il peso dei consumi di benzine e gasoli sul totale dei consumi
petroliferi in alcuni Paesi industrializzati (Valori in percentuale)
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
2000
2003
2004
2000
2003
2004
2000
2003
2004
2000
2003
2004
2000
2003
2004
2000
2003
2004
Stati Uniti Giappone Germania Italia Francia Regno Unito
Peso benzine
Peso gasoli
Fonte: Elaborazioni Up su dati Aie
La tutela
Stati Uniti - Evoluzione delle caratteristiche del parco auto
(Valori in media sulla gamma di autovetture prodotte nell’anno)
1975 1987 2005
Consumo medio (km/litro) 5,6 9,4 8,9
Peso (libbre) 4.060 3.220 4.089
Potenza (cv) 137 118 212
Accelerazione (0-60 Km/h, in secondi) 14,1 13,1 9,9
Light trucks (fuoristrada, minivan, pickup)
peso sulle vendite totali 19% 28% 50%
Fonte: Il Sole-24 Ore
74
Relazione Annuale 2006

SITUAZIONE NAZIONALE
toprodotto. Altra semplificazione degna di nota è quella relativa all’autorizzazione unica
- costruzione e gestione - per impianti di smaltimento e recupero.
Il Decreto prevede il mantenimento delle norme attuali in attesa dei provvedimenti
attuativi.
Anche per quanto riguarda gli oli usati, il provvedimento, pur prevedendo la possibilità
di costituire nuovi consorzi, riconosce il ruolo dell’attuale Consorzio Obbligatorio degli
Oli Usati (Coou) con una corretta definizione dei criteri di partecipazione, estendendo
a tutti gli obblighi previsti dalla Legge che attualmente regola il funzionamento del Coou.
Inoltre, si mantiene la sequenza delle priorità di smaltimento e si stabilisce un tempo
congruo per l’applicazione delle nuove regole, introducendo sanzioni per la mancata
comunicazione degli smaltimenti.
7.3.4 Le bonifiche dei siti contaminati
Al titolo V della parte IV del “Codice Ambientale” è contenuta la norma sulla bonifica dei
siti contaminati che sostituirà l’art. 17 del Decreto Legislativo n. 22/97, il cosiddetto
“Decreto Ronchi”, e il suo regolamento di attuazione, il Decreto Ministeriale n. 471/99.
Cresce il ruolo
delle Regioni
Il titolo nel complesso può considerarsi positivo e prevede come principale elemento di
novità l’utilizzo dell’analisi di rischio, sia per determinare la necessità o meno di avviare
un intervento di bonifica, sia per definirne gli obiettivi. In questo modo la normativa italiana
viene allineata a quella dei principali Paesi europei. Il ruolo centrale nel procedimento
amministrativo di bonifica è assunto dalla Regione, che è l’autorità competente
per qualsiasi istruttoria di contaminazione ad eccezione di quelle che rientrano in siti di
interesse nazionale.
La valutazione del rischio è avviata al superamento dei valori tabellari (CSC – Concentrazione
soglia di contaminazione) ed è utilizzata anche per la determinazione degli obiettivi di bonifica
(CSR – Concentrazione soglia di rischio). Altra novità importante è il trattamento differenziato
per siti in esercizio e siti dimessi con la possibilità, per i primi, di attuare un intervento di
messa in sicurezza operativa (contenimento della contaminazione all’interno del sito con
monitoraggio delle matrici ambientali e bonifica a dismissione dell’attività).
Per le contaminazioni storiche che si manifestano dopo l’entrata in vigore del nuovo
“Codice Ambientale”, in assenza di rischio immediato per la salute e per l’ambiente, è
prevista una comunicazione e la contestuale presentazione del piano di caratterizzazione.
Sono infine previste procedure semplificate per siti di ridotte dimensioni (ad es. i
distributori di carburanti).
7.3.5 La tutela dell’aria e la riduzione delle emissioni in atmosfera
La tutela
La parte V del “Codice Ambientale” si propone l’obiettivo di raccogliere e coordinare in
un corpo normativo unitario tutte le norme oggetto della materia della prevenzione e
della limitazione dell’inquinamento atmosferico. In questo quadro si è perseguito
l’obiettivo di razionalizzare i diversi orientamenti interpretativi stabilendo con precisione
il campo di applicazione e gli adempimenti da porre in essere.
Relazione Annuale 2006 75

SITUAZIONE NAZIONALE
Mondo - Gli investimenti richiesti negli scenari di sviluppo dell’offerta
petrolifera (Valori in miliardi di dollari costanti 2005)
500
450
400
350
300
250
230-470
Miliardi di $
Alta
crescita
Caso
base
200
150
100
50
180-130
Miliardi di $
150-290
Miliardi di $
Bassa
crescita
0
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Fonte: Opec, 2006
Mondo - Gli scenari di domanda petrolifera
(Valori in milioni di barili/giorno)
SCENARIO ALTO 2010 2015 2020 2025
Domanda: Paesi Ocse 52,0 53,8 55,2 56,5
Paesi in Via di sviluppo 34,6 41,4 48,4 56,3
Economie in transizione 5,1 5,5 5,9 6,2
Totale mondo 91,7 100,7 109,5 119,0
Offerta: Paesi Opec (°) 35,5 41,6 49,1 58,8
Paesi non-Opec 56,2 59,1 60,5 60,2
Totale mondo 91,7 100,7 109,6 119,0
SCENARIO BASE 2005 2010 2015 2020 2025
Domanda: Paesi Ocse 49,6 51,5 52,8 53,8 54,6
Paesi in Via di sviluppo 29,5 34,2 40,0 46,3 52,9
Economie in transizione 4,5 5,0 5,2 5,5 5,7
Totale mondo 83,6 90,7 98,0 105,6 113,2
Offerta: Paesi Opec (°) 33,9 34,9 39,7 46,2 54,3
Paesi non-Opec 50,1 55,8 58,3 59,4 58,9
Totale mondo 84,0 90,7 98,0 105,6 113,2
SCENARIO BASSO 2010 2015 2020 2025
La tutela
Domanda: Paesi Ocse 50,6 50,6 50,3 49,8
Paesi in Via di sviluppo 33,6 38,3 43,1 47,8
Economie in transizione 4,9 5,0 5,0 5,0
Totale mondo 89,1 93,9 98,4 102,6
Offerta: Paesi Opec (°) 33,9 37,0 40,9 45,8
Paesi non-Opec 55,2 56,9 57,5 56,8
Totale mondo 89,1 93,9 98,4 102,6
(°) Incluse le frazioni liquide del gas naturale (NGL - Natural Gas Liquids).
Fonte: Aie per il 2005, Opec per le previsioni
76
Relazione Annuale 2006

SITUAZIONE NAZIONALE
Lo schema di decreto è suddiviso in tre Titoli:
❏ Titolo I: disciplina gli impianti e le attività che producono emissioni in atmosfera e stabilisce
i valori di emissione ed i metodi di campionamento e analisi delle emissioni;
❏ Titolo II: disciplina gli impianti termici civili aventi potenza termica nominale inferiore
a soglie prefissate;
❏ Titolo III: disciplina le caratteristiche merceologiche dei combustibili che possono
essere utilizzati negli impianti già disciplinati dai precedenti Titoli.
Il Titolo I stabilisce che tutti gli impianti che producono emissioni in atmosfera devono
essere preventivamente autorizzati, con le sole eccezioni degli impianti di incenerimento
dei rifiuti e degli impianti sottoposti ad autorizzazione integrata ambientale ai sensi
del Decreto Legislativo n. 59/2005. Con tale Decreto viene recepita nell’ordinamento
nazionale la Direttiva 2001/80/CE sui grandi impianti di combustione. Il Titolo III sui
combustibili infine assorbe il Decreto del Presidente del Consiglio 8 marzo 2002 sulle
caratteristiche merceologiche dei combustibili.
Nuove garanzie
7.3.6 Il danno ambientale
La parte VI del “Codice Ambientale” tratta di norme in materia di tutela risarcitoria contro
i danni all’ambiente attraverso il recepimento della Direttiva 2004/35/CE. La
Direttiva, tuttavia, è stata recepita con alcune differenze riscontrabili nella definizione di
danno ambientale, nella definizione della sola responsabilità soggettiva e senza fare
distinzione tra attività pericolose e non. Inoltre, sostanziali differenze si riscontrano per
quanto riguarda l’accesso al sistema assicurativo, rimandando la questione ad un successivo
Decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri. In presenza di un danno
ambientale, il risarcimento in forma specifica è applicato in via prioritaria rispetto al risarcimento
per equivalente.
Il danno ambientale non si applica alle situazioni di inquinamento pregresso per le quali
siano state effettivamente avviate le procedure relative alla bonifica, o sia stata avviata
o intervenuta la bonifica dei siti nel rispetto delle norme vigenti in materia, salvo che ad
esito di tale bonifica non permanga un danno ambientale. Viene inoltre introdotto un
meccanismo di ingiunzione/ordinanza da parte del Ministero dell’Ambiente per un
danno ambientale il cui responsabile non abbia attivato le procedure di ripristino ai sensi
della normativa sulle bonifiche. Il Ministro dell’Ambiente, pertanto, con ordinanza immediatamente
esecutiva ingiunge a coloro che siano risultati responsabili del fatto il ripristino
ambientale a titolo di risarcimento in forma specifica entro un termine fissato.
Qualora il responsabile del fatto che ha provocato danno ambientale non provveda in
tutto o in parte al ripristino nel termine ingiunto, con successiva ordinanza si ordina il
pagamento di una somma pari al valore economico del danno accertato o residuato, a
titolo di risarcimento per equivalente pecuniario.
Una criticità presente nel testo è legata alla duplicazione e allo scollamento delle procedure
amministrative che un operatore deve intraprendere in caso di contaminazione
del sito e danno ambientale.
La tutela
Relazione Annuale 2006 77

SITUAZIONE NAZIONALE
7.4 L’attuazione della Direttiva IPPC
Sulla Gazzetta Ufficiale n. 93 del 22 aprile 2005, è stato pubblicato il Decreto
Legislativo 18 febbraio 2005, n. 59, recante “Attuazione integrale della Direttiva
96/61/CE relativa alla prevenzione e riduzione integrate dell’inquinamento”. Il nuovo
Decreto, che abroga e sostituisce il precedente Decreto Ministeriale n. 372/99, si applica
agli impianti esistenti, agli impianti nuovi ed alle modifiche sostanziali riferibili alle attività
elencate nell’allegato I al provvedimento e a determinate soglie dimensionali. Tali
impianti, per proseguire l’attività, dovranno ottenere una autorizzazione ambientale integrata
in luogo delle numerose autorizzazioni settoriali.
Per poter attuare compiutamente la Direttiva IPPC – Integrated Prevention and Pollution
Control, nel corso del 2005 sono state emanate altre disposizioni su diverse tematiche:
– il Decreto del Ministero dell’Ambiente e del Territorio 31 gennaio 2005 recante
l’”Emanazione di linee guida per l’individuazione e l’utilizzazione delle migliori tecniche
disponibili”, pubblicato sul Supplemento Ordinario n. 107 alla Gazzetta Ufficiale - Serie
Generale - n. 135 del 13 giugno 2005. Il Decreto riporta in allegato le Linee Guida generali,
le Linee Guida in materia di sistemi di monitoraggio e le Linee Guida per Cokerie e
Fonderie, Metalli non ferrosi e Carta. Le altre Linee Guida, tra cui quelle relative al settore
della raffinazione, sono in via di approvazione. Linee Guida generali intendono individuare
i criteri generali essenziali che esplicitino e concretizzino i principi informatori della
Direttiva 96/61/CE e dunque consentano di definire un insieme di riferimenti di primo
livello omogenei e condivisi dalle Amministrazioni e dagli Operatori;
– il Regolamento (CE) 166/2006, pubblicato sulla Gazzetta Ufficiale dell’Unione europea
L33 del 4 febbraio 2006, relativo all’istituzione del registro E-PRTR (Pollutant
Release and Transfer Register) che sostituirà con qualche innovazione l’attuale registro
EPER/INES (European Pollutant Emission Register/Inventario Nazionale delle
Emissioni e delle loro Sorgenti), previsto dalla Direttiva 96/61/CE come strumento
pubblico per l’informazione sulle emissioni inquinanti dell’industria.
La tutela
7.5 Il “Progetto CAFE” - Clean Air for Europe
La Commissione europea il 21 settembre 2005 ha approvato la Strategia Tematica sull’inquinamento
atmosferico. I livelli di ambizione, espressi come chiusura del gap tra la
massima riduzione tecnicamente conseguibile e quella derivante dalla legislazione corrente,
sono stati ridotti rispetto a quelli inizialmente proposti dalla Direzione Generale
Ambiente ed ora si collocano tra il livello meno ambizioso e il livello intermedio, rimandando
comunque il rapporto costi-benefici a livelli molto elevati, essendo il grado di
ambizione ancora posizionato nella parte ripida delle curve di costo.
Continuano peraltro a sussistere forti dubbi riguardanti l’attendibilità e la solidità scientifica
dei criteri utilizzati per la quantificazione dei benefici.
Particolarmente critica per il settore industriale è l’incongruenza tra gli scenari energetici
adottati dalla Commissione per la Strategia Tematica e quelli elaborati a livello nazionale. Il
settore industriale pertanto si sta adoperando per correggere gli scenari emissivi adottati
Il rapporto costi-benefici
78
Relazione Annuale 2006

SITUAZIONE NAZIONALE
nella Strategia Tematica per renderli coerenti con quelli che scaturiranno dagli approfondimenti
derivanti dalla revisione della Direttiva NEC relativa ai limiti nazionali di emissione.
Contestualmente all’adozione della Strategia Tematica, l’Unione europea ha presentato
una proposta di Direttiva che modifica la Direttiva Quadro sulla qualità dell’aria ambiente.
Si tratta di un testo consolidato che unisce e semplifica le disposizioni contenute sia
nella Direttiva Quadro sulla qualità dell’aria del 1996 che nelle direttive settoriali sui
valori limite di concentrazione per diverse sostanze inquinanti.
Oltre a definire obiettivi di qualità dell’aria al fine di prevenire, evitare o ridurre effetti
dannosi sulla salute umana e sull’ambiente nel suo complesso e a stabilire livelli di concentrazione
nell’aria ambiente per certi tipi di inquinanti, uniformi in tutti gli Stati
Europa - Traffico merci per modalità in alcuni Paesi nel 2003
(Valori in tonnellate/km)
Germania
290,9 78,5 58,2 15,4
Francia
189,2 46,8
8,0
22,1
Spagna
187,0
12,4
7,4
Italia
Regno Unito
162,7 23,2
0,2
157 18,9
0,1
9,6
9,6
Belgio
Olanda
29,9
54,6
4,7
7,3 8,3
1,2
39,9 6,1
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450
Strada Treni Vie interne navigabili Oleodotti
Fonte: Ocse, 2005
Europa - Principali mezzi di trasporto passeggeri in alcuni Paesi nel 2003
(Valori miliardi di passeggeri/km)
Italia
791,4 98,0 45,3
Germania
764,4 75,8 70,8
Francia
738,6 42,6 72,3
Regno Unito
Spagna
Olanda
146,1
647,3 47,0 40,9
346,5 49,3 21,1
16,0
14,5
La tutela
Belgio
109,9
13,7
8,3
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1.000
Auto private
Autobus
Treni
Fonte: Ocse, 2005
Relazione Annuale 2006 79

SITUAZIONE NAZIONALE
Europa - L’alimentazione a gasolio nelle autovetture al 2011
(Valori in peso percentuale)
Austria
Belgio
Danimarca
Finlandia
Francia
Germania
Grecia
Irlanda
Islanda
Italia
Lussemburgo
Norvegia
Olanda
Portogallo
Regno Unito
Spagna
Svezia
Svizzera
Europa Occidentale
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70%
Fonte: Aie
2005 2011
Membri, viene introdotto un obiettivo di riduzione dell’esposizione umana al PM 2.5
ovvero una percentuale di riduzione rispetto ad un indicatore di esposizione (o valore
limite) già fissato al fine di prevenire danni alla salute. Tale valore dovrà essere del 20%
entro il 2020 mentre il valore limite cui tendere è di 25 µg/m 3 al 1° gennaio 2015.
7.6 La nuova politica comunitaria sulle sostanze chimiche
Prosegue in ambito comunitario l’esame delle proposte legislative elaborate per attuare la
nuova politica per la gestione e il controllo delle sostanze chimiche – Regolamento REACH
(Registration, Evaluation and Authorization of Chemicals). Tale Regolamento è stato approvato
in prima lettura dal Parlamento europeo il 17 novembre 2005, mentre il Consiglio
europeo ha raggiunto un accordo politico sulla proposta nella riunione del Consiglio
Competitività del 13 dicembre 2005. Non appena la cosiddetta “posizione comune” sarà
resa ufficiale, il testo passerà al Parlamento europeo per la seconda lettura.
La fine del processo legislativo è prevista per l’autunno 2006, con una possibile entrata
in vigore del Regolamento all’inizio del 2007.
La tutela
Le sostanze petrolifere che ricadranno nel campo di applicazione del REACH sono le
circa 660 consolidate nell’EINECS - European Inventory of Existing Commercial
Substances - che il Concawe*, sulla base delle affinità nei processi di raffinazione e delle
similarità nelle proprietà chimico-fisiche, ha proposto di riunire in 13 gruppi. La
Commissione europea ha approvato la proposta del Concawe che quindi sta attivamente
lavorando alla produzione dei relativi documenti di risk assessment: quello sulla benzina
è già stato completato mentre quello sul gasolio è in via di finalizzazione. Tutti gli
altri saranno completati entro il 2008.
Le aziende non socie del Concawe dovranno predisporre autonomamente il risk asses-
* Conservation of Clean Air and Water in Europe.
80
Relazione Annuale 2006

SITUAZIONE NAZIONALE
sment e tutto il Dossier per la registrazione e, in questo caso, l’impatto in termini di acquisizione
delle informazioni, effettuazione di studi e/o test, identificazione di tutti gli scenari
espositivi sarà estremamente gravoso. L’Unione Petrolifera è in contatto con il Concawe
per agevolare l’adesione a questa associazione delle aziende ancora non associate.
7.7 L’accesso all’informazione ambientale
Il Decreto Legislativo 19 agosto 2005, n. 195, emanato in attuazione della Direttiva
2003/4/CE sull’accesso del pubblico all’informazione ambientale stabilisce i principi
generali in materia. In particolare, il Decreto è volto ad assicurare il diritto d’accesso
all’informazione ambientale detenuta dalle autorità pubbliche e a stabilire i termini per
il suo esercizio.
Garantisce, inoltre, ai fini della più ampia trasparenza, che l’informazione ambientale sia
sistematicamente e progressivamente messa a disposizione del pubblico e diffusa, anche
attraverso i mezzi di telecomunicazione e strumenti informatici, in forme o formati facilmente
consultabili, promuovendo a tale fine, in particolare, l’uso delle nuove tecnologie.
7.8 La gestione dei rifiuti
Il quadro di riferimento in materia di discariche e ammissibilità dei rifiuti in discarica
deriva dal Decreto Legislativo 13 gennaio 2003, n. 36, “Attuazione della Direttiva
1999/31/CE relativa alle discariche dei rifiuti” e dal Decreto Ministeriale 3 agosto 2005
recante “Definizione dei criteri di ammissibilità dei rifiuti in discarica”.
Con l’articolo 11- quaterdecies, comma 9, della Legge di conversione del Decreto-Legge
n. 203/05, approvata definitivamente il 24 novembre 2005, è stato disposto il rinvio di
un anno, fino al 31 dicembre 2006, del termine fino al quale sarà possibile il conferi-
Europa - Le organizzazioni certificate EMAS al 31 marzo 2006
1600
1200
600
400
200
La tutela
0
Irlanda
Francia
Norvegia
Grecia
Rep. Ceca
Olanda
Belgio
Finlandia
Portogallo
Regno Unito
Svezia
Danimarca
Austria
Italia
Spagna
Germania
Fonte: EMAS
Relazione Annuale 2006 81

SITUAZIONE NAZIONALE
LA REVISIONE DEL FONDO IOPC DI COMPENSAZIONE
DEI DANNI DA INQUINAMENTO DA IDROCARBURI
Nel corso del 2005 il Fondo IOPC - International Oil Pollution Compensation Fund è stato integrato
con un Fondo Supplementare, che ha portato a circa 1 miliardo di euro il massimale di compensazione
dei danni da inquinamento da idrocarburi a seguito di incidenti marini. L'Italia ha ratificato
il Fondo Supplementare ed è entrata a farne parte dal 20 gennaio 2006.
L'industria petrolifera italiana importa circa 130-140 milioni di tonnellate all'anno di greggio, figurando
al secondo posto tra i contributori mondiali al Fondo e pertanto gli oneri gravanti sul settore
petrolifero in caso di incidente potranno essere molto elevati.
Si è cercato, a tal riguardo, di rivedere i criteri di ripartizione delle contribuzioni al Fondo IOPC tra
industria petrolifera ed industria armatoriale che attualmente penalizzano fortemente la prima.
Nonostante il supporto a tale proposta dei maggiori Paesi importatori di petrolio al mondo, l'IMO -
International Marittime Organization - ha deciso di non procedere ad alcuna revisione delle
Convenzioni del Fondo IOPC.
Tuttavia l'industria armatoriale e quella degli assicuratori “P&I - Protection and Indemnity”, consapevoli
dell'attuale squilibrio, hanno proposto una soluzione di carattere volontario denominata TOPIA
- Tanker Oil Pollution Indemnitification Agreement e STOPIA - Small Tanker Oil Pollution
Indemnitification Agreement. Attraverso questo accordo il Consorzio degli assicuratori “P&I” assicura
un contributo del 50% del massimale previsto dal Fondo Supplementare ed innalza a 20 milioni
di euro il massimale per le petroliere al di sotto delle 30.000 tonn. DWT.
La proposta è stata accolta favorevolmente dall'OCIMF - Associazione internazionale dell'industria
petrolifera sul trasporto petrolifero via mare - e pertanto è entrata in vigore nel marzo 2006.
La tutela
TRAFFICO PETROLIERO NEL MEDITERRANEO
Nel mese di giugno 2005 l'Unione Petrolifera ha presentato alle Autorità e alla stampa la nuova edizione
del libro sul traffico petroliero nel Mediterraneo, aggiornando la precedente edizione pubblicata
nel 1992, sempre a cura dell'Unione Petrolifera. Anche questa nuova versione è stata realizzata
dai Professori Bilardo e Mureddu dell'Università “La Sapienza” di Roma.
La struttura del libro è così articolata:
– raccolta sistematica delle informazioni disponibili sul traffico petrolifero e sul fenomeno degli oil
spills su scala mondiale e in particolare nell'area del Mediterraneo e, per quest'ultimo, sulle possibili
conseguenze di gravi incidenti;
– illustrazione degli sviluppi della normativa internazionale sulla sicurezza del trasporto petroliero
marittimo, con l'evidenziazione dei problemi da affrontare per una più efficace attuazione delle
norme;
– analisi delle più rilevanti questioni oggetto dell'attuale dibattito sullo shipping del petrolio e dei
suoi prodotti;
– informazioni statistiche e tecniche con grafici, tabelle e mappe sui dati di maggior rilievo del trasporto
via mare degli idrocarburi.
82
Relazione Annuale 2006

SITUAZIONE NAZIONALE
mento in discarica dei rifiuti con i parametri vigenti anziché secondo la recente normativa
fissata dal Decreto Ministeriale del 3 luglio 2005. Il rinvio non si applica alle discariche
di II categoria, di tipo A, per lo smaltimento di rifiuti di matrice cementizia contenenti
amianto. Alla luce della proroga disposta dalla Finanziaria 2006 è necessario
acquisire tutti gli elementi che possano servire ai produttori di rifiuti a valutare le soluzioni
ottimali per la futura gestione dei rifiuti.
Il Decreto Legislativo 11 maggio 2005, n. 133, “Attuazione della Direttiva 2000/76/CE
in materia di incenerimento dei rifiuti”, pubblicato sul Supplemento Ordinario n. 122
alla Gazzetta Ufficiale 15 luglio 2005, n. 163, è andato invece a regolare le numerose
norme europee in materia di incenerimento, che vengono così fatte confluire in un quadro
omogeneo. Un aspetto innovativo del provvedimento riguarda il campo di applicazione,
che interessa sia gli impianti di incenerimento che quelli di coincenerimento. Le
due tipologie di impianto sono regolamentate in modo diverso e la distinzione è basata
sul concetto di “funzione principale” che figura nella definizione di impianto di coincenerimento.
Recuperare con procedure
più semplici
Per quanto riguarda la disciplina delle procedure semplificate per le attività di recupero
dei residui del carico delle navi costituiti dalle acque di zavorra, dalle acque di lavaggio,
dai residui del carico da prodotti chimici e dalle acque di sentina, va ricordato il
Decreto del Ministero dell’Ambiente n. 269, “Regolamento attuativo degli articoli 31 e
33 del Decreto Legislativo 5 febbraio 1997, n. 22, relativo all’individuazione dei rifiuti
pericolosi provenienti dalle navi, che è possibile ammettere alle procedure semplificate”,
pubblicato il 29 dicembre 2005 in attuazione dell’art. 10-bis della Legge 27 febbraio
2004, n. 47.
Il Regolamento stabilisce che, per accedere alle procedure semplificate, gli operatori
devono trasmettere alla Provincia competente per territorio, la comunicazione di cui
all’articolo 33 del Decreto Legislativo n. 22 del 1997, il cosiddetto “Decreto Ronchi”,
specificando le tipologie, le caratteristiche e la quantità annua dei rifiuti che si intendono
recuperare nonché i prodotti e le materie prime ottenuti dalle attività di recupero.
Nel registro dei rifiuti occorre riportare i rifiuti in ingresso, conferiti sia direttamente sia attraverso
bettoline, nonché i rifiuti in uscita prodotti dalle attività di recupero, mentre non è
necessario riportare i prodotti e le materie prime ottenuti dall’attività di recupero stessa.
Gli operatori dell’industria petrolifera non avranno particolari difficoltà ad utilizzare le proprie
strutture per recuperare tali rifiuti conformemente al Decreto in questione.
7.9 La prevenzione dei rischi rilevanti (Seveso III)
Il 21 novembre 2005 è stato pubblicato il Decreto Legislativo 21 settembre 2005, n.
238, recante “Attuazione della Direttiva 2003/105/CE, che modifica la Direttiva
96/82/CE sul controllo dei pericoli di incidenti rilevanti connessi con determinate
sostanze pericolose“.
La tutela
Il nuovo Decreto Legislativo, cosiddetto “Seveso III”, introduce significative modifiche al
Decreto Legislativo n. 334/99, sia per recepire la nuova Direttiva 2003/105/CE che per
Relazione Annuale 2006 83

SITUAZIONE NAZIONALE
ITALIA - LE PRINCIPALI PROCEDURE DI INFRAZIONE UE
Negli ultimi anni, l’Unione europea ha avviato una serie di procedure di infrazione nei confronti di
alcuni Paesi europei tra cui il nostro per il mancato rispetto o recepimento di alcune Direttive relative
ad energia e ambiente.
L’iter procedurale prevede i seguenti passaggi:
1. Lettera di costituzione in mora a cui lo Stato membro ha in genere due mesi di tempo per rispondere.
2. In caso di non risposta o di risposta insoddisfacente la Commissione procede con l’invio di un parere
motivato in cui si chiedono ulteriori spiegazioni.
3. Deferimento alla Corte di Giustizia.
DIRETTIVA Mancata trasposizione della Direttiva per Condanna della
2003/87/CE lo scambio di quote di emissione dei Corte di Giustizia
gas ad effetto serra Maggio 2006
DECISIONE Mancata comunicazione delle Lettera di costituzione
2004/280/CE informazioni sulle emissioni dei in mora
gas ad effetto serra Aprile 2006
DECISIONE Mancata comunicazione in vista del Lettera di costituzione
2005/166/CE commercio internazionale di emissioni in mora
previsto dal Protocollo di Kyoto Aprile 2006
DIRETTIVA Mancato recepimento della Direttiva Lettera di costituzione
2001/77/CE sull’energia rinnovabile in mora - Aprile 2006
DIRETTIVA Mancata presentazione della Relazione nazionale Parere motivato
2003/30/CE 2005 prevista dalla Direttiva sui biocarburanti Aprile 2006
CAUSA Libera circolazione dei capitali: investimenti Parere motivato
C-174/04 in imprese del settore energetico Aprile 2006
DIRETTIVA Difettoso o incompleto recepimento della Direttiva Lettera di costituzione
2003/54/CE sul mercato interno dell’elettricità in mora - Aprile 2006
DIRETTIVA Difettoso o incompleto recepimento della Direttiva Lettera di costituzione
2003/55/CE sul mercato interno del gas in mora - Aprile 2006
DIRETTIVA Mancata presentazione della Relazione nazionale Deferimento alla Corte
2003/30/CE 2004 prevista dalla Direttiva sui biocarburanti di Giustizia - Dicembre 2005
TRATTATO CE Diritto di stabilimento: normativa italiana in materia Lettera di costituzione
ARTICOLO 43 di impianti di distribuzione di carburanti in mora - Ottobre 2005
La tutela
DIRETTIVA Omessa comunicazione delle misure di attuazione Deferimento alla Corte
2003/96/CE in diritto interno della Direttiva sulla tassazione di Giustizia
dei prodotti energetici e dell’elettricità Luglio 2005
DIRETTIVA Mancata comunicazione delle misure adottate Parere motivato
2003/30/CE per il recepimento della Direttiva sui biocarburanti Luglio 2005
84
Relazione Annuale 2006

SITUAZIONE NAZIONALE
superare i rilievi formulati dalla Commissione europea nella procedura di infrazione per
non conforme recepimento, nel Decreto Legislativo n. 334/99 stesso, della precedente
Direttiva 96/82/CE.
Le modifiche di particolare interesse per il settore petrolifero sono:
❏ l’inserimento tra le “sostanze specificate“ dell’Allegato I anche dei cheroseni e gasoli
(oltre la benzina), con riduzione del 50% dei livelli di Notifica e del Rapporto di
Sicurezza (RDS). A seguito di tali variazioni alcuni depositi di benzina potrebbero
essere soggetti, per la prima volta, agli obblighi di Notifica e/o RDS, mentre alcuni
depositi di gasolio e cherosene potrebbero venirne esclusi;
❏ l’abrogazione dell’istituto della perizia giurata e silenzio-assenso, per l’avvio dell’attività
di nuovi impianti e per modifiche sostanziali;
❏ l’introduzione dell’obbligo, per i gestori di stabilimento, di uno scambio di informazioni
in caso di potenziale effetto domino;
❏ la definizione di nuove categorie di elementi territoriali vulnerabili da considerare
nella gestione del rischio per la verifica della compatibilità tra stabilimenti e le zone
territoriali limitrofe. A tale scopo si prevede una modifica del Decreto Ministeriale 9
maggio 2001 recante misure in materia di pianificazione urbanistica per le zone interessate
a insediamenti industriali.
Il contributo degli operatori
Nel corso del 2005 sono inoltre proseguiti i lavori per mettere a punto gli schemi di
Decreto, attuativi del Decreto Legislativo n. 334/99, relativi a:
1 - “Linee Guida per la preparazione dei rapporti di sicurezza“;
2 - “Tariffe a carico dei gestori per i controlli e le istruttorie dei rapporti di sicurezza“;
3 - “Regolamentazione per lo svolgimento delle visite ispettive sui sistemi di gestione“.
Sempre nel corso del 2005 l’Unione Petrolifera ha continuato la propria partecipazione
al Comitato Tecnico Scientifico, istituito dal Ministero Infrastrutture e Trasporti, con
l’obiettivo di fornire ai soggetti interessati un programma di assistenza per la problematica
relativa alla applicazione del Decreto Legge n. 334/99 e al citato Decreto
Ministeriale del 9 maggio 2001. Al riguardo l’Unione Petrolifera ha fornito uno specifico
contributo tecnico per l’analisi di rischio ambientale, in particolare ecotossico per gli
organismi acquatici.
7.10 Le attrezzature a pressione
Nel febbraio 2005 è entrato in vigore il Decreto del Ministero delle Attività Produttive n.
329/2004, concernente “Regolamento recante norme per la messa in servizio ed utilizzazione
delle attrezzature a pressione e degli insiemi, di cui all’articolo 19 del Decreto
Legislativo 25 febbraio 2000, n. 93”.
La tutela
Il settore petrolifero, sulla base delle prime esperienze applicative ed in considerazione
delle necessità produttive e gestionali degli impianti di raffinazione, auspica l’introduzione
di strumenti legislativi attuativi che consentano una più efficiente gestione delle verifiche
periodiche di esercizio, previste dal nuovo regolamento, specificamente riguardo
agli apparecchi e dispositivi facenti parte di impianti a ciclo continuo.
Relazione Annuale 2006 85

SITUAZIONE NAZIONALE
In particolare, per assicurare la continuità e l’efficienza produttiva, è necessario prevedere
strumenti che garantiscano l’intervento tempestivo da parte dei soggetti tecnici preposti
alle verifiche periodiche, che consentano flessibilità e rapidità nell’ottenimento
delle eventuali deroghe ispettive e di periodicità previste dal Decreto.
7.11 La salute e la sicurezza sui luoghi di lavoro
In materia di prevenzione e protezione dei lavoratori sui luoghi di lavoro, la Gazzetta
Ufficiale del 14 febbraio 2006, n. 37, ha pubblicato il Provvedimento 26 gennaio 2006
della Conferenza Permanente per i Rapporti tra lo Stato, le Regioni e le Province autonome
di Trento e Bolzano, che integra il Decreto Legislativo 19 settembre 1994, n. 626.
Tale accordo dà attuazione ai commi 2, 3 e 5 dell’art. 8-bis del Decreto Legislativo n.
626/94, introdotto dal Decreto Legislativo n. 195/2003, che ha individuato le capacità
e requisiti professionali richiesti agli addetti e ai responsabili del servizio di prevenzione
e protezione.
I percorsi di formazione delle due figure professionali di RSPP (Responsabile dei servizi
di prevenzione e protezione) e ASPP (Addetto dei servizi di prevenzione e protezione)
sono divisi su due linee di formazione: una per coloro che non hanno mai esercitato
la professione di RSPP e ASPP e una per coloro che già hanno svolto o svolgono
tali funzioni.
Il ruolo della formazione
Il termine per l’attivazione dei percorsi formativi è il 13 febbraio 2007. Fino a tale data
vale la disciplina transitoria prevista dall’art. 3 del Decreto Legislativo n. 195/2003.
La Gazzetta Ufficiale dell’Unione europea del 9 febbraio 2006 ha poi pubblicato la
Direttiva 2006/15/CE del 7 febbraio 2006 “che definisce un secondo elenco dei valori
indicativi di esposizione professionale in attuazione della Direttiva 98/24/CE del
Consiglio e che modifica le Direttive 91/322 e 2000/39/CE”.
Tale Direttiva dovrà essere recepita nel nostro ordinamento entro il 1° settembre 2007
e andrà ad integrare l’elenco dei “Valori Limite di Esposizione” (VLE) previsti dal Decreto
Legislativo n. 626/94, così come modificato dal Decreto Ministeriale 26 febbraio 2004.
Tra le sostanze di cui sono previsti i valori limite indicativi si segnala: il metanolo (VLE
sulle 8 ore: 260 mg/m 3 ), il toluene (VLE sulle 8 ore: 192 mg/m 3 ) e il n-esano (VLE
sulle 8 ore: 72 mg/m 3 ).
La tutela
Infine, la Gazzetta Ufficiale del 21 settembre 2005, n. 220, ha pubblicato il Decreto 2
agosto 2005 recante “Recepimento della Direttiva 2002/44/CE sulle prescrizioni minime
di sicurezza e di salute relative all’esposizione dei lavoratori ai rischi derivanti da
vibrazioni meccaniche”.
Gli obblighi di misurazione e di valutazione dei rischi previste dal suddetto Decreto si
applicano a partire dal 1° gennaio 2006. Il settore petrolifero sta approfondendo la
materia per conformarsi nei tempi previsti a tutte le disposizioni della nuova normativa.
86
Relazione Annuale 2006

SITUAZIONE NAZIONALE
7.12 Gestione ambientale: le nuove norme ISO
A seguito della pubblicazione nel dicembre 2004 della nuova norma EN ISO
14001/04, che introduce elementi di compatibilità tra gli standard ISO 14001 and ISO
9001 (Gestione Qualità), l’Unione Petrolifera ha tenuto una giornata di studio ed approfondimento
dedicata specificamente alle aziende petrolifere associate.
La nuova norma è entrata pienamente in vigore nel maggio del 2005. La stragrande
maggioranza delle raffinerie italiane sono ormai certificate con la nuova norma ISO,
alcune sono certificate EMAS ed altre con programmi di registrazione.
Nel corso del 2005 l’ISO ha anche concluso, e ha ora in corso di pubblicazione, i nuovi
Standard di interesse del settore petrolifero che sono i seguenti:
• ISO 14063 sulle “Comunicazioni ambientali”;
• ISO 14064 relativa alla quantificazione, monitoraggio e reporting dei gas effetto serra
(GHG - Greenhouse Gas). In particolare, la parte 1 è riferita alle organizzazioni, la parte
2 ai progetti e la parte 3 ai criteri di validazione e verifica delle dichiarazioni GHG.
La ISO ha inoltre in corso di finalizzazione lo Standard ISO 14065 relativo ai criteri di
accreditamento degli enti di validazione e verifica dei gas ad effetto serra.
7.13 Trasporto merci pericolose: il Piano di Security
La Gazzetta Ufficiale n. 219 del 20 settembre 2005 ha pubblicato il Decreto 2 agosto
2005 recante il “Recepimento della Direttiva 2004/111/CE della Commissione del 9
dicembre 2004, che adatta per la quinta volta al progresso tecnico la Direttiva
94/55/CE del Consiglio, concernente il riavvicinamento delle disposizioni legislative
degli Stati membri relative al trasporto di merci pericolose su strada”.
L’edizione 2005 dell’ADR (Accord Dangereuses Route) al capo 1.10 introduce nuove
disposizioni, aventi soprattutto lo scopo di prevenire il furto o l’utilizzo improprio di merci
pericolose che possano mettere in pericolo le persone, i beni, o l’ambiente.
Tra gli obblighi introdotti è prevista la predisposizione e messa in opera di un Piano di
Security. Il concetto di Security è visto come misure da prendere per minimizzare il furto
o l’utilizzazione impropria delle merci pericolose. Le merci pericolose dovranno quindi
essere consegnate solo a trasportatori propriamente identificati e ogni membro dell’equipaggio
del veicolo che trasporta merci pericolose dovrà avere una adeguata formazione
sulla sicurezza.
La tutela
Relazione Annuale 2006 87

Appendice
statistica

APPENDICE STATISTICA
Mondo/Paesi Industrializzati - I consumi energetici dei principali Paesi (2004) (Milioni di tep)
Combustibili solidi Petrolio Gas Naturale Idro-Elettricità (*) Nucleare (*) Totale Tep/pro capite
Mondo 2.778,2 3.767,1 2.420,4 634,4 624,3 10.224,4 1,6
Area OCSE 1.163,2 2.252,3 1,265,5 292,7 529,6 5.503,3 4,5
Stati Uniti 564,3 937,6 582,0 59,8 187,9 2.331,6 7,9
Ex URSS 175,0 186,0 531,0 56,3 56,0 1.004,3 3,5
Giappone 120,8 241,5 64,9 22,6 64,8 514,6 4,0
Cina 956,9 308,6 35,1 74,2 11,3 1.386,1 1,1
Area UE (15 Paesi) 307,0 694,5 420,2 73,7 223,4 1.718,8 3,8
Belgio / Lussemburgo 6,1 38,1 14,7 0,5 10,9 70,3 6,4
Francia 12,5 94,0 40,2 14,8 101,4 262,9 4,3
Germania 85,7 123,6 77,3 6,1 37,8 330,5 4,0
Olanda 9,1 46,2 39,1 – 0,9 95,3 5,8
Regno Unito 38,1 80,8 88,2 1,7 18,1 226,9 3,8
Spagna 21,1 77,6 24,6 7,9 14,3 145,5 3,3
Italia 17,1 89,5 66,0 11,0 (*) – 183,6 3,1
(*) Dato relativo alla produzione.
(•) Valore diverso da quello fornito dalle statistiche nazionali, per una diversa valutazione del potere calorifico attribuito a ogni KWh prodotto.
Fonte: BP Statistical Review
Appendice
90
Relazione Annuale 2006

APPENDICE STATISTICA
Mondo/Paesi Industrializzati - Il grado di dipendenza energetica e petrolifera (2004)
% di dipendenza Incidenza % del petrolio
energetica dall’estero
nel bilancio energetico
Mondo – 36,8
Area OCSE 31 40,9
Stati Uniti 30 40,2
Ex URSS – 18,5
Giappone 83 46,9
Cina 7 22,3
Area UE (15 Paesi) 41 40,4
Belgio / Lussemburgo 84 54,2
Francia 56 35,8
Germania 66 37,4
Olanda 34 48,5
Regno Unito 4 35,6
Spagna 80 53,3
Italia (*) 85 48,7
(*) Dati non coincidenti con quelli forniti dalle statistiche nazionali, per diversa metodologia di calcolo.
Fonte: BP Statistical Review
Appendice
Relazione Annuale 2006 91

APPENDICE STATISTICA
Mondo - La produzione di greggio e le riserve per aree geografiche (Milioni di tonnellate)
Produzione
Riserve
2004 2005 al 1/1/2005 al 1/1/2006
Quantità Quantità % Quantità Quantità %
AMERICA DEL NORD 477,4 451,9 11,6 27.379 27.307 15,5
– di cui: Stati Uniti 329,8 311,7 8,0 2.986 2.916 1,7
Canada 147,6 140,2 3,6 24.393 24.391 13,8
AMERICA LATINA 532,7 532,2 13,7 15.716 15.859 9,0
– di cui: Messico 190,7 187,3 4,8 1.992 1.757 1,0
Venezuela 153,5 147,8 3,8 10.536 10.877 6,2
Altri Paesi 188,5 197,1 5,1 3.188 3.225 1,8
MEDIO ORIENTE 1.186,6 1.205,6 30,9 99.501 101.420 57,5
– di cui: Arabia Saudita 505,9 527,7 13,5 35.730 36.400 20,6
Iran 202,6 200,0 5,1 17.162 18.071 10,2
Iraq 99,7 91,8 2,4 15.689 15.689 8,9
Kuwait 119,8 123,8 3,2 13.847 14.188 8,0
U.A.E. 125,8 131,8 3,4 13.342 13.342 7,6
Altri Paesi 132,8 130,5 3,3 3.731 3.730 2,2
ESTREMO ORIENTE/OCEANIA 379,5 384,1 9,9 4.945 4.903 2,8
– di cui: Indonesia 55,1 53,6 1,4 641 587 0,3
Cina 174,5 182,0 4,7 2.490 2.490 1,4
Altri Paesi 149,9 148,5 3,8 1.814 1.826 1,1
AFRICA 441,1 471,1 12,1 13.750 13.995 7,9
– di cui: Algeria 83,0 92,9 2,4 1.610 1.548 0,9
Libia 75,8 80,4 2,1 5.321 5.338 3,0
Nigeria 122,2 126,5 3,2 4.810 4.894 2,8
Altri Paesi 160,1 171,3 4,4 2.009 2.215 1,2
EUROPA 291,7 269,3 6,9 2.403 2.235 1,3
– di cui: Norvegia 149,9 137,5 3,5 1.160 1.051 0,6
Regno Unito 95,4 84,2 2,2 612 550 0,3
Altri Paesi 46,4 46,4 1,2 631 634 0,4
EX URSS 558,9 583,0 15,0 10.618 10.618 6,0
– di cui: Russia 458,7 475,7 12,2 8.186 8.186 4,6
Altri Paesi 100,2 107,3 2,8 2.432 2.432 1,4
TOTALE 3.867,9 3.897,2 100,0 174.312 176.337 100,0
– di cui: Opec 1.588,2 1.621,6 120.762 123.009
Incidenza % su totale 41,1 41,6 69,3 69,8
Fonte: BP Statistical Review per la produzione (per il 2005 stima Unione Petrolifera); Oil & Gas Journal per le riserve
Appendice
92
Relazione Annuale 2006

APPENDICE STATISTICA
Mondo – I consumi petroliferi
(Milioni di tonnellate)
2004 2005
Quantità % Quantità %
AMERICA DEL NORD 1.037 27,5 1.040 27,3
di cui: – Stati Uniti 937 24,9 940 24,7
– Canada 100 2,6 100 2,6
AMERICA LATINA 307 8,2 313 8,2
di cui: – Brasile 84 2,2 86 2,3
– Messico 85 2,2 87 2,3
MEDIO ORIENTE 251 6,7 264 6,9
AFRICA 124 3,3 129 3,4
ESTREMO ORIENTE 1.052 27,9 1.069 28,1
di cui: – Cina 309 8,2 314 8,2
– Giappone 242 6,4 241 6,3
AUSTRALIA 39 1,0 40 1,0
EUROPA 957 25,4 957 25,1
di cui: – Francia 94 2,5 94 2,5
– Germania 124 3,3 122 3,2
– Italia 90 2,4 86 2,3
– Paesi Bassi 46 1,2 50 1,3
– Regno Unito 81 2,2 87 2,3
– ex Urss 186 4,9 186 4,9
TOTALE 3.767 100,0 3.812 100,0
Fonte: Comité Professionnel du Pétrole
Appendice
Relazione Annuale 2006 93

APPENDICE STATISTICA
Mondo - La capacità degli impianti di raffinazione del petrolio
(Milioni di tonnellate/anno)
Al 1° Gennaio 1996 Al 1° Gennaio 2006
N. di raffinerie Capacità % N. di raffinerie (*) Capacità %
AMERICA DEL NORD 198 860 23,1 170 957 22,5
– di cui: Stati Uniti 175 768 20,7 149 856 20,1
Canada 23 92 2,4 21 101 2,4
America Latina 77 371 10,0 76 415 9,7
– di cui: Brasile 14 63 1,7 13 95 2,2
Messico 6 76 2,0 6 84 2,0
Venezuela 6 59 1,6 5 64 1,5
MEDIO ORIENTE 42 265 7,1 46 352 8,3
– di cui: Arabia Saudita 83 2,2 8 105 2,5
ESTREMO ORIENTE/OCEANIA 138 740 19,9 200 1.110 26,1
– di cui: Cina 34 143 3,9 95 312 7,3
Giappone 41 243 6,5 33 234 5,5
Corea del Sud 6 62 1,7 6 129 3,0
India 12 54 1,5 17 107 2,5
Indonesia 7 40 1,1 8 50 1,2
AFRICA 45 144 3,9 44 162 3,8
EUROPA 154 793 21,3 136 855 20,1
– di cui: Francia 14 86 2,3 13 99 2,3
Germania 19 105 2,8 16 121 2,8
Italia 17 114 3,1 17 118 2,8
Paesi Bassi 6 59 1,6 6 61 1,4
Regno Unito 15 92 2,5 11 94 2,2
Spagna 10 63 1,7 9 64 1,5
EX URSS 58 545 14,7 63 406 9,5
– di cui: Russia 42 336 9,0 42 267 6,3
TOTALE 712 3.718 100,0 735 4.257 100,0
(*) Dati relativi al 1° Gennaio 2004.
Fonte: Oil & Gas Journal
Appendice
94
Relazione Annuale 2006

APPENDICE STATISTICA
Mondo - I prezzi “SPOT” dei principali greggi (2005)
(Fob $/barile)
Grado Api Gennaio Febbraio Marzo Aprile Maggio Giugno Luglio Agosto Settembre Ottobre Novembre Dicembre
Arabian Light 34,2 38,26 40,10 46,85 48,68 47,09 52,47 53,46 58,24 57,63 54,65 51,55 52,84
Arabian Heavy 28,0 33,41 35,62 41,81 43,33 42,21 48,34 48,83 52,02 51,57 49,03 47,40 49,16
Iranian Light 33,9 39,87 40,56 48,50 48,42 45,53 52,37 53,86 60,41 58,74 54,38 51,31 53,20
Kuwait 31,4 38,55 40,09 46,42 47,89 46,36 51,15 51,31 55,18 54,60 51,76 49,19 50,83
Dubai 32,4 37,78 39,35 45,60 47,27 45,68 51,37 52,78 56,55 56,41 54,20 51,63 53,22
Oman 36,3 39,04 40,54 46,95 48,22 46,70 52,20 53,42 57,46 58,24 55,52 52,78 54,21
Bonny Light 36,7 44,01 45,43 53,15 53,18 50,23 55,93 58,40 65,49 65,60 60,74 57,18 57,91
Libyan Brega 40,4 43,61 44,97 52,11 51,67 48,36 54,03 56,77 63,72 62,57 58,75 56,01 57,12
Saharan Blend 44,1 44,39 45,44 52,59 51,98 48,69 54,41 57,30 63,67 63,30 59,48 56,15 57,65
Minas 33,9 42,55 44,56 54,30 55,96 50,34 55,01 56,17 61,07 60,27 58,64 53,87 54,43
Isthmus 32,8 38,89 40,08 47,52 47,13 45,05 51,48 53,85 59,66 59,92 55,64 51,57 52,77
W.T.I. 40,0 46,64 47,69 54,09 53,09 50,25 56,60 58,66 64,96 65,28 62,67 58,42 59,36
Tia Juana 32,4 35,75 36,77 43,50 43,27 41,67 48,19 49,10 54,22 53,87 51,48 48,77 49,23
Suez Blend 33,0 36,37 36,98 44,58 44,81 43,11 48,88 51,64 56,01 55,91 52,83 49,29 51,59
Brent 38,0 44,01 44,87 52,60 51,87 48,90 54,73 57,47 64,06 62,75 58,75 55,41 57,02
Ekofisk 43,0 43,92 44,70 52,34 51,68 48,85 55,03 57,59 63,92 62,55 59,22 55,76 57,54
Ural (*) 36,1 40,19 40,97 48,12 47,89 46,27 51,87 54,98 58,64 58,23 55,80 52,38 54,63
(*) Quotazione Cif Mediterraneo
Fonte: Opec Bulletin
Appendice
Relazione Annuale 2006 95

APPENDICE STATISTICA
Mercato internazionale – Le quotazioni Barges Fob Rotterdam dei principali prodotti petroliferi (2005)
($/tonnellata; media min-max)
Benzina Virgin Kerosene Gasolio Gasolio O.C. Btz O.C. Atz
senza piombo naphta riscaldamento auto 1% s 3,5% s
0,2% s ULSD
Gennaio 433,15 388,88 436,05 393,48 422,19 176,67 155,89
Febbraio 424,69 412,95 459,83 411,54 440,57 183,91 168,69
Marzo 476,22 472,36 545,07 489,53 523,89 225,51 199,24
Aprile 521,54 466,92 567,74 486,29 532,08 235,60 228,58
Maggio 478,23 414,14 514,14 444,37 487,72 228,82 223,71
Giugno 528,47 433,67 572,81 512,31 552,06 231,78 230,83
Luglio 580,81 463,89 586,32 526,08 563,97 249,85 243,08
Agosto 642,94 523,77 631,96 573,73 605,97 276,06 259,88
Settembre 703,49 566,58 663,69 607,49 629,63 309,19 277,13
Ottobre 590,25 542,26 643,79 583,99 616,47 310,80 264,68
Novembre 510,18 474,64 550,54 504,59 537,17 278,17 248,22
Dicembre 537,71 494,11 554,48 505,65 523,50 276,44 248,55
Fonte: Platts
Mercato internazionale – Le quotazioni Cargoes Cif Nord Europa dei principali prodotti petroliferi (2005)
($/tonnellata; media min-max)
Benzina Virgin Kerosene Gasolio Gasolio O.C. Btz O.C. Atz
senza piombo naphta riscaldamento auto 1% s 3,5% s
50 ppm 0,2% s 50 ppm
Gennaio 413,96 393,21 441,05 404,62 436,63 193,08 153,49
Febbraio 436,34 416,95 464,94 419,01 451,22 199,07 166,27
Marzo 485,76 477,77 551,27 498,44 537,28 238,23 196,58
Aprile 528,04 471,77 574,67 494,43 542,64 258,62 225,67
Maggio 483,21 418,76 516,15 450,84 493,24 242,98 220,71
Giugno 532,57 437,67 573,52 517,95 555,08 262,63 227,83
Luglio 581,06 467,89 587,43 531,72 560,46 276,69 239,75
Agosto 643,35 527,77 635,64 580,44 605,13 289,55 256,10
Settembre 698,51 570,57 671,40 639,26 633,93 328,23 273,38
Ottobre 596,65 546,26 652,25 595,32 625,88 320,65 261,05
Novembre 511,25 478,74 561,35 520,75 536,65 294,00 243,85
Dicembre 524,00 498,11 562,79 516,14 537,86 305,13 243,83
Appendice
Fonte: Platts
96
Relazione Annuale 2006

APPENDICE STATISTICA
Mercato internazionale – Le quotazioni Cargoes Fob Mediterraneo dei principali prodotti petroliferi (2005)
($/tonnellata; media min-max)
Benzina Benzina Virgin Kerosene Gasolio Gasolio O.C. Btz O.C. Atz
super senza piombo naphta riscaldamento auto 1% s 3,5% s
(*) 50 ppm 0,2% s 50 ppm
Gennaio 394,6 396,6 364,4 417,8 386,7 407,9 189,9 144,3
Febbraio 416,4 418,4 386,8 440,9 406,5 441,9 195,9 164,1
Marzo 467,0 469,0 448,7 528,0 482,3 546,5 233,8 192,5
Aprile — 513,9 446,2 554,0 474,,5 533,0 253,7 222,9
Maggio — 462,4 393,0 495,7 435,8 484,2 238,3 213,2
Giugno — 513,6 410,2 552,5 505,1 549,5 253,8 222,4
Luglio — 544,5 443,9 568,7 519,8 553,1 271,7 232,3
Agosto — 622,6 509,7 621,4 568,9 604,0 288,4 249,8
Settembre — 659,1 542,0 648,8 593,2 632,6 320,7 274,3
Ottobre — 565,9 510,6 624,3 569,5 609,2 300,5 259,2
Novembre — 482,6 447,5 537,8 495,6 520,7 277,5 235,5
Dicembre — 506,9 469,4 539,9 508,5 527,0 288,3 231,9
(*) Prodotto quotato fino a marzo 2005
Fonte: Platts
Mercato internazionale – Le quotazioni Cargoes Cif Mediterraneo dei principali prodotti petroliferi (2005)
($/tonnellata; media min-max)
Benzina Virgin Gasolio Gasolio O.C. Btz O.C. Atz
senza piombo naphta riscaldamento auto 1% s 3,5% s
50 ppm 0,2% s 50 ppm
Gennaio 411,3 385,2 409,5 453,1 202,7 157,1
Febbraio 433,8 408,6 430,3 457,8 208,1 176,3
Marzo 483,8 469,9 505,3 561,8 245,3 203,9
Aprile 527,0 464,9 494,8 546,4 265,7 234,4
Maggio 474,7 411,8 455,8 497,5 251,0 225,8
Giugno 525,6 430,2 525,8 563,2 267,5 253,7
Luglio 553,5 461,7 538,4 565,2 284,7 245,3
Agosto 630,4 523,7 582,4 613,1 296,3 257,7
Settembre 672,1 562,6 615,5 647,0 335,1 288,4
Ottobre 582,1 535,7 597,3 627,7 321,4 279,6
Novembre 496,0 469,8 518,8 536,2 293,6 250,6
Dicembre 520,1 490,1 531,2 542,0 304,0 246,7
Fonte: Platts
Appendice
Relazione Annuale 2006 97

APPENDICE STATISTICA
Italia – I consumi energetici per fonti primarie
(Milioni di tep)
2004 2005 (•)
Quantità % Quantità %
Solidi 17,1 8,7 16,9 8,5
Gas naturale 66,5 33,8 71,1 35,8
Petrolio 88,0 44,7 86,0 43,3
Importazioni nette di energia elettrica 10,0 5,1 10,8 5,4
Fonti rinnovabili (°) 15,2 7,7 14,0 7,0
Totale consumi 196,8 100,0 198,8 100,0
Tep pro-capite 3,4 3,4
(•) Dati provvisori.
(°) Comprende: a) energia elettrica di origine idrica (al netto dei pompaggi), geotermica, vegetali, biomasse, RSU, eolico, fotovoltaico, energia da pressione; b) energia termica per i settori domestico
e industriale derivante da vegetali, biomasse, geotermica, solare, RSU.
Fonte: Unione Petrolifera su dati Ministero delle Attività Produttive
Italia – I consumi energetici per settori di utilizzo
(Milioni di tep)
2004 2005 (•)
Quantità % Quantità %
Agricoltura 3,4 1,7 3,4 1,7
Industria 41,2 20,9 41,1 20,7
Trasporti 44,4 22,6 44,3 22,3
Usi civili 43,8 22,3 45,8 23,0
Usi non energetici 7,8 4,0 8,2 4,1
Bunkeraggi 3,4 1,7 3,5 1,8
Totale impieghi finali 144,0 73,2 146,3 73,6
Consumi e perdite del settore energetico 7,5 3,8 7,6 3,8
Trasformazioni in energia elettrica 45,3 23,0 44,9 22,6
Totale consumi 196,8 100,0 198,8 100,0
(•) Dati provvisori.
Fonte: Unione Petrolifera su dati Ministero delle Attività Produttive
Appendice
98
Relazione Annuale 2006

APPENDICE STATISTICA
Italia – La produzione di idrocarburi
1990 1995 2000 2003 2004 2005
Petrolio greggio (migliaia di tonnellate) 4.641 5.208 4.555 5.540 5.416 6.086
Condensati da gas (migliaia di tonnellate) 27 28 31 30 29 27
Gas naturale (milioni di m3) (*) 17.296 20.184 16.633 13.885 12.961 11.977
(*) I valori esprimono metri cubi fisici fino al 1990 e metri cubi da 38,1 MJ dal 1995.
Fonte: Ministero delle Attività Produttive
Italia – Il bilancio petrolifero (2005) (*)
(Migliaia di tonnellate)
Disponibilità
Utilizzo
Greggio nazionale e condensati da gas 6.113 Consumi 86.748
Importazione di greggio (•) 89.316 Esportazione (▲) 29.144
Importazione di semilavorati 5.851
Importazione di prodotti finiti 13.889
Da scorte 723
Totale 115.892 Totale 115.892
(*) Dati provvisori.
(•) Comprende le importazioni di greggio per conto committente estero.
(▲) Comprendono le riesportazioni di prodotti ottenuti da lavorazioni greggio in regime di temporanea importazione conto committente estero.
Fonte: Unione Petrolifera su dati Ministero delle Attività Produttive e Istat
Appendice
Relazione Annuale 2006 99

APPENDICE STATISTICA
Italia - Le importazioni di petrolio greggio “Riepilogo”
(Migliaia di tonnellate)
2004 2005 (•)
Quantità % Quantità %
Arabia Saudita 11.768 13,5 12.587 14,1
Iran 9.556 11,0 9.559 10,7
Iraq 3.712 4,3 5.855 6,6
Kuwait 92 0,1 273 0,3
Siria 2.650 3,0 2.562 2,9
TOTALE MEDIO ORIENTE 27.778 31,9 30.836 34,6
Algeria 4.058 4,7 2.889 3,2
Angola 104 0,1 163 0,2
Camerun 976 1,1 1.078 1,2
Congo 126 0,1 78 0,1
Costa D’Avorio 309 0,4 — —
Egitto 2.321 2,7 694 0,8
Guinea Equatoriale 560 0,6 653 0,7
Libia 22.379 25,7 23.344 26,1
Nigeria 1.443 1,7 1.551 1,8
Tunisia 360 0,4 87 0,1
TOTALE AFRICA 32.636 37,5 30.537 34,2
Russia 19.892 22,9 18.440 20,6
Kazakhistan 2.248 2,6 3.023 3,4
Azerbaijan 1.157 1,3 2.902 3,2
Turkmenistan — — 139 0,2
TOTALE EX URSS 23.297 26,8 24.504 27,4
Norvegia 3.096 3,6 3.314 3,7
Regno Unito 71 0,1 — —
Albania — — 3 —
TOTALE EUROPA 3.167 3,7 3.317 3,7
Venezuela 38 — 36 —
Brasile 55 0,1 — —
Messico — — 86 0,1
TOTALE AMERICA LATINA 93 0,1 122 0,1
TOTALE 86.971 100,0 89.316 100,0
Appendice
– di cui: OPEC 53.046 61,0 56.180 62,9
(•) Dati provvisori.
Fonte: Unione Petrolifera
100
Relazione Annuale 2006

APPENDICE STATISTICA
Italia - Le importazioni di petrolio greggio “Conto proprio”
(Migliaia di tonnellate)
2004 2005 (•)
Quantità % Quantità %
Arabia Saudita 11.768 14,2 12.587 14,8
Iran 9.473 11,4 9.559 11,2
Iraq 3.712 4,5 5.855 6,9
Kuwait 92 0,1 273 0,3
Siria 2.650 3,2 2.562 3,0
TOTALE MEDIO ORIENTE 27.695 33,4 30.836 36,2
Algeria 4.058 4,9 2.889 3,4
Angola 104 0,1 163 0,2
Camerun 976 1,2 1.078 1,3
Congo 126 0,2 78 0,1
Costa d’Avorio 309 0,4 — —
Egitto 2.321 2,8 694 0,8
Guinea Equatoriale 560 0,7 653 0,8
Libia 20.634 24,9 21.942 25,7
Nigeria 1.443 1,7 1.551 1,8
Tunisia 360 0,4 87 0,1
TOTALE AFRICA 30.891 37,3 29.135 34,2
Russia 19.481 23,5 18.297 21,4
Azerbaijan 2.248 2,7 3.023 3,5
Kazakhistan 1.157 1,4 2.902 3,4
Turkmenistan — — 139 0,2
TOTALE EX URSS 22.886 27,6 24.361 28,5
Norvegia 1.208 1,5 864 1,0
Regno Unito 71 0,1 — —
Albania — — 3 —
TOTALE EUROPA 1.279 1,6 867 1,0
Venezuela 38 — 36 —
Brasile 55 0,1 — —
Messico — — 86 0,1
TOTALE AMERICA LATINA 93 0,1 122 0,1
TOTALE 82.844 100,0 85.321 100,0
– di cui: OPEC 51.218 61,8 54.778 64,2
(•) Dati provvisori.
Fonte: Unione Petrolifera
Appendice
Relazione Annuale 2006 101

APPENDICE STATISTICA
Italia - Le importazioni di petrolio greggio “Conto committente estero”
(Migliaia di tonnellate)
2004 2005
Quantità % Quantità %
Iran 83 2,0 — —
TOTALE MEDIO ORIENTE 83 2,0 — —
Libia 1.745 42,3 1.402 35,1
TOTALE AFRICA 1.745 42,3 1.402 35,1
Russia 411 10,0 143 3,6
Norvegia 1.888 45,7 2.450 61,3
TOTALE ALTRI PAESI 2.299 55,7 2.593 64,9
TOTALE 4.127 100,0 3.995 100,0
– di cui: OPEC 1.828 44,3 1.402 35,1
Fonte: Unione Petrolifera
Appendice
102
Relazione Annuale 2006

APPENDICE STATISTICA
Italia – Le importazioni di prodotti petroliferi e di semilavorati
(Migliaia di tonnellate)
2004 2005 (*)
Quantità % Quantità %
Gpl 1.600 7,3 1.723 8,7
Benzina senza piombo 339 1,6 312 1,6
Virgin naphta 2.082 9,5 1.783 9,1
Carboturbo/Petrolio 493 2,3 769 3,9
Gasolio 1.010 4,6 1.466 7,4
Olio combustibile totale 5.462 25,0 3.611 18,3
– di cui olio combustibile Atz 741 3,4 619 3,1
– di cui olio combustibile Btz 4.721 21,6 2.992 15,2
Lubrificanti 172 0,8 198 1,0
Bitume 46 0,2 41 0,2
Altri (•) 4.351 19,9 3.986 20,2
Totale prodotti (▲) 15.555 71,2 13.889 70,4
Semilavorati 6.277 28,8 5.851 29,6
Totale prodotti e semilavorati 21.832 100,0 19.740 100,0
(*) Dati provvisori.
(•) Comprendono anche le importazioni di Combustibili a Basso Costo (emulsioni di greggi pesanti ad alto tenore di zolfo) e di Coke di petrolio.
(▲) Sono comprese le importazioni del settore petrolchimico.
Fonte: Unione Petrolifera su dati Ministero delle Attività Produttive e Istat
Appendice
Relazione Annuale 2006 103

APPENDICE STATISTICA
Italia – Le esportazioni di prodotti petroliferi, di semilavorati e di greggio
(Migliaia di tonnellate)
2004 2005 (*)
Quantità % Quantità %
Gpl 576 2,3 580 2,0
Benzine 5.749 22,7 7.489 25,7
– di cui senza piombo 5.713 22,6 7.485 25,7
Virgin naphta 1.293 5,1 1.091 3,7
Carboturbo e petrolio 537 2,1 702 2,4
Gasolio 9.545 37,7 9.550 32,8
Olio combustibile totale 3.740 14,8 5.453 18,7
– di cui olio combustibile Atz 3.139 12,4 4.827 16,6
– di cui olio combustibile Btz 601 2,4 626 2,1
Lubrificanti 823 3,2 944 3,2
Bitume 686 2,7 627 2,2
Altri 954 3,8 1.123 3,9
Totale prodotti (▲) 23.903 94,4 27.559 94,6
Semilavorati e greggio 1.415 5,6 1.585 5,4
Totale prodotti, semilavorati e greggio 25.318 100,0 29.144 100,0
– di cui in conto committente estero 683 2,7 571 2,0
(*) Dati provvisori.
(▲) Sono comprese le esportazioni del settore petrolchimico.
Fonte: Unione Petrolifera su dati Ministero delle Attività Produttive e Istat
Appendice
104
Relazione Annuale 2006

APPENDICE STATISTICA
Italia – La stima degli arrivi di petrolio greggio nei porti
(Migliaia di tonnellate)
1990 1995 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Augusta (Siracusa) 11.010 12.390 14.200 13.030 13.610 14.900 15.060 14.530
Cagliari 12.050 12.130 13.200 12.190 12.960 13.450 13.480 14.605
Falconara (Ancona) 2.850 3.340 3.300 3.650 3.540 3.700 3.390 3.365
Fiumicino (Roma) 3.310 3.680 3.580 3.750 3.510 3.600 3.700 4.030
Gela (Caltanissetta) 3.570 3.840 2.590 2.690 1.240 1.060 1.970 2.050
Genova-Multedo (*) 20.320 18.600 14.160 14.020 14.890 15.350 15.510 15.605
La Spezia 130 5 – – – – – –
Livorno 3.700 3.175 3.710 3.970 3.940 4.200 4.030 4.240
Milazzo (Messina) 4.400 4.730 6.910 6.290 6.400 8.200 7.440 7.385
Napoli 3.620 _ – – – – – –
Priolo (Siracusa) 6.600 8.550 8.850 9.750 9.520 8.600 10.130 11.145
Ravenna 270 235 60 70 30 70 40 40
Savona - Vado Ligure 5.050 5.790 6.490 7.010 7.020 6.450 6.970 7.235
Taranto 3.305 3.405 2.530 3.120 1.020 1.200 1.930 1.420
Trieste (•) 25.865 27.190 34.520 35.620 34.870 34.730 35.880 36.990
Venezia Porto Marghera 4.210 4.940 5.600 5.750 5.680 6.220 5.800 5.760
TOTALE 110.260 112.000 119.700 120.910 118.230 121.730 125.330 128.400
(*) Sono compresi i greggi movimentati attraverso l’oleodotto CEL fino al 1996 (dal 1997 chiuso il tratto Genova-Ingolstadt).
(•) Sono compresi i greggi movimentati attraverso l’oleodotto TAL.
Fonte: Unione Petrolifera
Appendice
Relazione Annuale 2006 105

APPENDICE STATISTICA
Italia – Le lavorazioni delle raffinerie
(Migliaia di tonnellate)
2004 2005 (*)
MATERIA PRIMA LAVORATA
Greggio nazionale 5.204 5.481
Greggio estero 86.993 88.724
Semilavorati 10.385 11.531
Additivi/Ossigenati/BTX/Metano 917 806
Totale 103.499 106.542
Quantità % Quantità %
PRODOTTI OTTENUTI
Gpl 2.365 2,3 2.379 2,2
Benzina auto 20.502 19,8 20.386 19,1
– di cui senza piombo 20.475 19,8 20.386 19,1
Virgin naphta 3.896 3,8 4.253 4,0
Carboturbo/Petrolio 4.202 4,1 4.158 3,9
Gasolio 38.206 36,9 38.083 35,8
Olio combustibile totale 12.357 11,9 13.722 12,9
– di cui olio combustibile Btz 5.444 5,3 5.053 4,7
Lubrificanti 1.294 1,2 1.386 1,3
Bitume 3.521 3,4 3.435 3,2
Altri prodotti 1.846 1,8 1.827 1,7
Semilavorati 5.448 5,3 6.867 6,5
Consumi e perdite 9.862 9,5 10.046 9,4
Totale 103.499 100,0 106.542 100,0
(*) Dati provvisori.
Fonte: Unione Petrolifera su dati Ministero delle Attività Produttive e Istat
Appendice
106
Relazione Annuale 2006

APPENDICE STATISTICA
Italia – La capacità delle raffinerie e la materia prima lavorata
Capacità effettiva (1) Lavorazioni (2)
Località al 1° gennaio 2006 (Migliaia di tonnellate)
(Milioni di tonnellate/anno) 2004 2005
Eni Div. Refining & Marketing Sannazzaro (PV) 8,0 9.206
Sarpom Trecate (NO) 7,6 6.999
Tamoil Cremona 4,5 3.811
Nord Ovest 20.016 20.103
Eni Div. Refining & Marketing P. Marghera (VE) 3,5 4.508
IES Mantova 2,6 2.228
Nord Est 6.736 6.639
Eni Div. Refining & Marketing Livorno 4,2 4.935
Iplom Busalla (GE) 1,7 1.656
Raffineria di Roma Pantano (RM) 4,3 3.744
Tirreno 10.335 11.227
Api Falconara M. (AN) 3,9 3.613
Alma Ravenna — 350
Eni Div. Refining & Marketing Taranto 5,5 5.867 (3)
Adriatico 9.830 10.079
ERG Med. Raff. ISAB Impianti Nord Priolo G. (SR) 8,0 7.716 (4)
ERG Med. Raff. ISAB Impianti Sud Priolo G. (SR) 11,4 11.134
Esso Augusta (SR) 8,7 8.654 (5)
Raffineria di Gela Gela (CL) 5,0 5.280 (4)
Raffineria di Milazzo Milazzo (ME) 8,0 8.276
Saras Sarroch (CA) 15,0 15.522 (4)
Isole 56.582 58.494
TOTALE 101,9 103.499 106.542
(1) Si intende la capacità, definita “tecnico-bilanciata”, supportata da impianti di lavorazione secondaria adeguati alla produzione di benzine e gasoli secondo specifica. L’introduzione di questo
concetto di capacità, come il più realistico ai fini del calcolo dell’utilizzo degli impianti, è il risultato di un’analisi puntuale delle situazioni di ogni singola raffineria.
(2) Relative a greggio, semilavorati, additivi, ossigenati, btx e metano.
(3) Include semilavorati di importazione per carica all’impianto di visbreaking.
(4) Include riciclo di derivati da Petrolchimica.
(5) Include residuo di importazione per carica agli impianti vaacum.
Fonte: Unione Petrolifera
Appendice
Relazione Annuale 2006 107

APPENDICE STATISTICA
Italia – La capacità dei principali impianti delle raffinerie (1° gennaio 2006)
Milioni di tonnellate/anno
Migliaia di tonnellate/anno
Distillaz. Processi Processi catalitici Isomeriz. Alkilazione Mtbe Eterifi- Desolf.
atmosfer. termici Cracking Reforming naphta (*) (*) cazione distillati
(*) medi
Alma - Ravenna 0,4 — — — — — — — —
Api - Falconara M. (AN) 3,9 3,06 (1) — 0,56 257 — — — 2.040
ENI Div. Refining & Marketing - P. Marghera (VE) 4,5 1,23 (1) — 0,60 200 — — — 1.850
1,86
ENI Div. Refining & Marketing - Sannazzaro (PV) 10,0 1,60 (2) 1,50 450 250 45 — 3.250
1,56 (5)
ENI Div. Refining & Marketing - Livorno 4,7 — — 0,63 240 — — — 1.700
ENI Div. Refining & Marketing - Taranto 5,5 2,00 (1) 1,19 (7) 0,89 220 — — — 2.620
ERG Med. Raff. ISAB Impianti Nord - Priolo G. (SR) 11,0 1,40 (2) 1,81 0,36 — 193 54 — 1.114
2,53 (2)
ERG Med. Raff. ISAB Impianti Sud - Priolo G. (SR) 12,0 3,36 (6) 1,68 350 — — — 5.380
1,72 (4)
Esso - Augusta (SR) 9,17 — 2,51 1,00 — 362 — — 3.650
1,20 (2)
IES - Mantova 2,6 0,66 (5) 0,33 100 — — — 1.200
0,45 (4)
Iplom - Busalla (GE) 1,89 0,50 (2) 0,40 (5) — — — — — 450
1,92
Raffineria di Gela - Gela (CL) 6,0 2,60 (3) 0,65 — 400 70 240 (11) 2.330
1,90 (6)
2,28
Raffineria di Milazzo - Milazzo (ME) 10,0 — 1,79 (5) 0,57 — 210 60 — 3.060
1,35 (7)
Raffineria di Roma - Pantano (RM) 4,3 1,75 (2) — 0,60 300 — — — 1.400
4,40
Saras - Sarroch (CA) 18,0 2,40 (2) 1,20 — 300 — 300 (11) 3.700
5,20 (5)
Sarpom - Trecate (NO) 9,0 — 1,80 1,17 490 50 (10) — — 3.165
Tamoil - Cremona 5,0 1,95 (2) 0,30 (8) 1,05 420 (9) — — — 1.970
TOTALE 117,96 24,39 34,29 12,79 3.027 1.765 229 540 38.879
(*) Capacità di produzione.
(1) Visbreaking + Thermalcracking - (2) Visbreaking - (3) Coking - (4) Thermalcracking - (5) Hydrocracking gasolio - (6) Impianto di Gofiner/Mild Hydrocracking - (7) Hydrocracking residui
(8) Impianto di Dewaxing gasolio pesante/Mild Hydrocracking - (9) Totale isomerizzazione - (10) Polimerizzazione - (11) Impianto di eterificazione di benzina leggera di cracking.
Fonte: Unione Petrolifera
Appendice
108
Relazione Annuale 2006

APPENDICE STATISTICA
Italia – I trasferimenti al mercato interno e i consumi di prodotti petroliferi
(Migliaia di tonnellate)
2004 2005 (*)
Variazione %
Quantità Quantità % 2005 vs. 2004
Gpl 3.549 3.501 4,8 – 1,4
– di cui autotrazione 1.106 1.023 1,4 – 7,5
Benzina auto 14.559 13.517 18,6 – 7,2
– di cui rete totale 14.316 13.235 18,2 – 7,6
Carboturbo 3.611 3.778 5,2 + 4,6
Petrolio 35 24 0,1 – 31,4
Gasolio autotrazione 23.979 24.381 33,5 + 1,7
– di cui rete totale 14.682 15.314 21,0 + 4,3
Gasolio riscaldamento 2.771 2.893 4,0 + 4,4
Gasolio agricolo 2.229 2.228 3,0 —
Gasolio marina 365 349 0,5 – 4,4
Gasolio termoelettrica 55 72 0,1 + 30,9
Totale gasoli 29.399 29.923 41,1 + 1,8
Olio combustibile Atz 1.563 1.679 2,3 + 7,4
Olio combustibile Btz 8.864 6.259 8,6 – 29,4
Olio combustibile fluido 167 151 0,2 – 9,6
Totale olio combustibile 10.994 8.089 11,1 – 23,6
– di cui olio combustibile per termoelettrica 7.871 5.563 7,7 – 29,3
Lubrificanti 552 558 0,8 + 1,1
– di cui rete 28,4 23,6 0,1 – 16,9
Bitume 2.980 2.778 3,8 – 6,8
Altri prodotti (•) 4.342 4.101 5,6 – 5,6
Fabbisogno petrolchimico netto 6.619 6.492 8,9 – 1,9
TOTALE TRASF. AL MERCATO INTERNO 76.240 72.761 100,0 – 4,6
Bunkeraggi gasolio 684 636 – 7,0
Bunkeraggi olio combustibile 2.711 2.768 + 2,8
Bunkeraggi lubrificanti 67 66 – 1,5
Totale Bunkeraggi 3.462 3.490 + 0,8
Consumi e perdite di lavorazione 9.862 10.046 + 1,9
– di cui consumi e perdite di raffineria 5.245 5.551 + 5,8
– di cui consumi, in raffineria, di semilavorati da
gassificare per produzione di energia elettrica 2.802 2.625 – 6,3
– di cui consumi, in raffineria, per produzione
di energia elettrica e termica 1.815 1.870 + 3,0
Variazione scorte (▲) + 78 + 451 …
TOTALE CONSUMI 89.642 86.748 – 3,2
(*) Dati provvisori.
(•) Comprende anche i Combustibili a Basso Costo (emulsioni di greggi pesanti ad alto tenore di zolfo) e il Coke di petrolio.
(▲) Si è indicato con segno più un prelievo da scorte, con segno meno una ricostituzione di scorte.
Fonte: Ministero delle Attività Produttive
Appendice
Relazione Annuale 2006 109

APPENDICE STATISTICA
Italia – La stima dei punti vendita carburanti in esercizio a fine anno e dell’erogato medio
1995 2000 2003 2004
Autostradali 466 465 464 460
Stazioni di servizio 6.959 8.150 8.222 8.469
Stazioni di rifornimento 7.585 7.001 6.357 6.308
Chioschi/Punti isolati 11.775 7.398 6.356 6.097
TOTALE CAMPIONE (*) 26.785 23.014 21.399 21.334
di cui:
– con gasolio 21.120 20.140 20.078 20.447
– con Gpl 1.031 1.252 1.338 1.357
– con benzina senza piombo 25.918 22.725 21.288 21.243
– con self-service/pre-pay (•) 6.276 7.717 9.814 10.871
– con self-service/post-pay (•) 2.809 3.998 4.042 4.659
TOTALE ITALIA (▲) 28.200 23.900 22.450 22.400
Erogato medio m 3 ( ❍ ) 1.205 1.479 1.643 1.652
(*) Il campione comprende Api, Eni Div R&M (marchio Agip), Erg Petroli, Esso, IP Italiana Petroli, Q8, Shell, Tamoil e Total.
(•) Per una più precisa rilevazione, le strutture pre e post-pay sono indicate distintamente anche nei casi in cui siano entrambe presenti in un unico punto vendita.
(▲) Stima.
(❍) Benzina e gasolio rete.
Fonte: Unione Petrolifera
Appendice
110
Relazione Annuale 2006

APPENDICE STATISTICA
Italia - Il costo Cif del petrolio greggio importato in “Conto proprio” per Paesi di provenienza nel 2005
Grado Api % zolfo Migliaia di tonnellate Costo Cif $/tonnellata
Arabia Saudita 32,3 2,1 12.587 369,8
Iraq 30,6 2,7 5.855 343,3
Iran 29,9 1,8 9.559 346,7
Kuwait 30,5 2,8 273 364,0
Siria 33,4 1,6 2.562 358,8
TOTALE MEDIO ORIENTE 31,3 2,1 30.836 356,6
Algeria 45,2 0,1 2.889 427,6
Angola 30,9 0,3 163 421,6
Camerun 25,7 0,4 1.078 338,1
Congo 48,5 0,3 78 423,9
Egitto 24,1 2,9 694 330,8
Guinea Equatoriale 31,1 0,3 653 367,3
Libia 38,5 0,5 21.942 405,7
Nigeria 33,0 0,1 1.551 409,1
Tunisia 36,1 0,5 87 429,4
TOTALE AFRICA 37,8 0,5 29.135 403,1
Azerbaijan 34,8 0,2 3.023 410,0
Russia 31,9 1,3 18.297 370,6
Kazakhistan 42,0 0,5 2.902 397,8
Turkmenistan 35,6 0,2 139 400,4
Albania 11,6 5,2 3 176,7
Norvegia 35,7 0,3 864 464,4
Messico 25,6 2,7 86 366,7
Venezuela 11,5 2,8 36 193,4
TOTALE 34,2 1,2 85.321 379,9
Fonte: Unione Petrolifera
Appendice
Relazione Annuale 2006 111

APPENDICE STATISTICA
Italia - Il costo mensile Cif del petrolio greggio importato in “Conto proprio”
ANNO 2004 ANNO 2005 (*)
Costo Cif
Costo Cif
Migliaia di Tonn. $/tonn. Euro/tonn. Migliaia di Tonn. $/tonn. Euro/tonn.
Gennaio 6.997 227,93 180,71 7.027 291,00 221,82
Febbraio 6.804 226,65 179,23 6.323 314,13 241,38
Marzo 7.129 232,38 189,53 6.103 361,73 274,02
1° TRIMESTRE 20.930 229,03 183,23 19.453 320,71 244,55
Aprile 6.875 236,35 197,20 6.573 364,07 281,40
Maggio 6.756 261,27 217,60 7.342 339,98 267,83
Giugno 6.942 255,20 210,25 7.041 371,37 305,28
2° TRIMESTRE 20.573 250,89 208,30 20.956 358,08 284,67
Luglio 6.983 265,57 216,51 7.818 400,74 332,92
Agosto 7.493 298,20 244,91 7.222 437,80 356,16
Settembre 7.110 301,28 246,59 7.614 441,75 360,42
3° TRIMESTRE 21.586 288,66 236,27 22.654 426,34 349,57
Ottobre 6.236 338,41 270,94 7.229 413,08 343,81
Novembre 6.750 307,48 236,69 8.144 401,57 340,72
Dicembre 6.769 282,40 210,63 6.883 400,25 337,59
4° TRIMESTRE 19.755 308,65 238,57 22.257 404,90 340,75
ANNO 82.844 268,98 216,47 85.321 379,90 307,39
Variazione % 2005 vs. 2004 3,0 41,2 42,0
(*) Dati provvisori.
Fonte: Unione Petrolifera
Appendice
112
Relazione Annuale 2006

APPENDICE STATISTICA
Italia - Il costo mensile Fob e Cif del petrolio greggio importato in “Conto proprio”
(Euro/tonnellata)
ANNO 2004 ANNO 2005
Fob Nolo Cif Fob Nolo Cif
Gennaio 174,15 6,56 180,71 212,93 8,89 221,82
Febbraio 170,58 8,65 179,23 233,47 7,91 241,38
Marzo 182,02 7,50 189,53 268,97 5,05 274,02
Aprile 189,54 7,66 197,20 275,12 6,28 281,40
Maggio 211,88 5,71 217,60 261,90 5,93 267,83
Giugno 204,00 6,25 210,25 299,88 5,40 305,28
Luglio 209,04 7,47 216,51 327,39 5,53 332,92
Agosto 236,96 7,95 244,91 351,19 4,96 356,16
Settembre 240,15 6,44 246,59 354,64 5,78 360,42
Ottobre 263,05 7,89 270,94 337,86 5,94 343,81
Novembre 224,26 12,42 236,69 330,64 10,08 340,72
Dicembre 199,35 11,28 210,63 328,42 9,18 337,59
ANNO 208,51 7,97 216,47 300,62 6,77 307,39
Fonte: Unione Petrolifera
Appendice
Relazione Annuale 2006 113

APPENDICE STATISTICA
Italia - I prezzi medi mensili dei principali prodotti petroliferi (2005)
Benzina Gasolio GPL Gasolio O.c.denso
senza piombo auto auto riscaldamento Btz
(Euro/litro) (Euro/litro) (Euro/litro) (Euro/litro) (Euro/kg)
PREZZO AL CONSUMO (*)
Gennaio 1,098 1,009 0,552 0,955 0,263
Febbraio 1,135 1,023 0,552 0,965 0,271
Marzo 1,170 1,058 0,553 1,008 0,297
Aprile 1,220 1,106 0,554 1,022 0,324
Maggio 1,210 1,071 0,553 0,997 0,315
Giugno 1,209 1,090 0,553 1,035 0,330
Luglio 1,245 1,131 0,553 1,068 0,356
Agosto 1,256 1,141 0,554 1,075 0,356
Settembre 1,304 1,182 0,570 1,130 0,390
Ottobre 1,321 1,211 0,597 1,139 0,401
Novembre 1,244 1,145 0,612 1,099 0,384
Dicembre 1,220 1,120 0,636 1,089 0,379
ANNO 1,221 1,109 0,570 1,044 0,334
PREZZO INDUSTRIALE (•)
Gennaio 0,356 0,438 0,304 0,393 0,208
Febbraio 0,386 0,447 0,303 0,401 0,215
Marzo 0,411 0,468 0,304 0,436 0,239
Aprile 0,452 0,509 0,305 0,449 0,264
Maggio 0,444 0,479 0,304 0,428 0,255
Giugno 0,444 0,496 0,304 0,459 0,269
Luglio 0,473 0,530 0,305 0,487 0,292
Agosto 0,483 0,538 0,305 0,492 0,292
Settembre 0,522 0,572 0,319 0,538 0,324
Ottobre 0,537 0,596 0,340 0,546 0,333
Novembre 0,473 0,541 0,353 0,513 0,318
Dicembre 0,543 0,520 0,373 0,504 0,313
ANNO 0,454 0,513 0,318 0,467 0,272
(*) Dati calcolati in base alle rilevazioni settimanali dei “prezzi medi praticati” effettuate dal Ministero delle Attività Produttive. Il valore del mese è il risultato della media dei valori dei 12 mesi
ponderati in base alle vendite.
(•) Il prezzo industriale corrisponde al prezzo al consumo meno la componente fiscale.
Fonte: Elaborazione UP su dati Ministero delle Attività Produttive.
Appendice
114
Relazione Annuale 2006

APPENDICE STATISTICA
Europa - I prezzi di vendita alla pompa e gli oneri fiscali dei carburanti per l’autotrazione al 1° aprile 2006
(Euro/Litro)
BENZINA SENZA PIOMBO
GASOLIO AUTOTRAZIONE
Prezzo di Oneri Incidenza % Prezzo di Oneri Incidenza %
vendita fiscali oneri fiscali vendita fiscali oneri fiscali
Austria 1,070 0,603 56,4 0,999 0,500 50,1
Belgio 1,266 0,812 64,1 1,013 0,517 51,0
Cipro 0,918 0,423 46,1 0,894 0,365 40,8
Danimarca 1,268 0,794 62,6 1,091 0,584 53,5
Estonia 0,882 0,422 47,8 0,890 0,381 42,8
Finlandia 1,231 0,810 65,8 0,983 0,497 50,5
Francia 1,237 0,792 64,0 1,082 0,594 54,9
Germania 1,266 0,829 65,5 1,106 0,623 56,3
Grecia 0,963 0,458 47,6 0,952 0,401 42,1
Irlanda 1,083 0,631 58,2 1,081 0,556 51,4
Lettonia 0,813 0,400 49,2 0,812 0,359 44,3
Lituania 0,905 0,426 47,1 0,897 0,383 42,7
Lussemburgo 1,077 0,583 54,1 0,910 0,397 43,6
Malta 1,060 0,471 44,5 0,967 0,393 40,7
Olanda 1,411 0,890 63,1 1,078 0,553 51,3
Polonia 0,963 0,531 55,1 0,951 0,476 50,0
Portogallo 1,241 0,773 62,3 1,042 0,520 49,9
Regno Unito 1,320 0,881 66,7 1,379 0,890 64,5
Rep. Ceca 1,005 0,573 57,1 0,999 0,507 50,7
Slovacchia 1,020 0,575 56,4 1,054 0,554 52,6
Slovenia 0,942 0,517 54,9 0,945 0,460 48,7
Spagna 1,022 0,548 53,7 0,956 0,435 45,5
Svezia 1,237 0,781 63,1 1,145 0,621 54,2
Ungheria 1,026 0,573 56,4 1,001 0,500 50,0
Italia 1,261 0,774 61,4 1,169 0,608 52,0
Fonte: Unione Petrolifera su dati UE
Appendice
Relazione Annuale 2006 115

APPENDICE STATISTICA
Europa - I prezzi di vendita e gli oneri fiscali del gasolio da riscaldamento e dell’olio combustibile al 1° aprile 2006
GASOLIO RISCALDAMENTO (Euro/litro)
O.C. BTZ (USI INDUSTRIALI) (Euro/Kg)
Prezzo di Oneri Incidenza % Prezzo di Oneri Incidenza %
vendita fiscali oneri fiscali vendita fiscali oneri fiscali
Austria 0,674 0,219 32,6 0,417 0,137 32,7
Belgio 0,561 0,116 20,7 0,327 0,072 21,9
Cipro 0,737 0,240 32,6 0,467 0,076 16,3
Danimarca 1,021 0,486 47,6 0,783 0,489 62,5
Estonia 0,567 0,131 23,0 n.d. n.d. n.d.
Finlandia 0,611 0,181 29,6 0,542 0,158 29,1
Francia 0,656 0,164 25,0 0,375 0,080 21,3
Germania 0,615 0,146 23,8 0,361 0,075 20,7
Grecia 0,617 0,127 20,6 0,372 0,080 21,5
Irlanda 0,704 0,136 19,3 0,469 0,074 15,8
Lettonia 0,557 0,105 18,9 0,191 0,044 22,8
Lituania 0,532 0,102 19,2 0,294 0,060 20,4
Lussemburgo 0,542 0,068 12,6 n.d. n.d. n.d.
Malta 0,557 0,014 2,5 0,358 0,014 3,9
Olanda 0,879 0,346 39,4 0,420 0,099 23,6
Polonia 0,615 0,171 27,8 0,320 0,073 22,9
Portogallo 0,669 0,163 24,4 0,434 0,062 14,2
Regno Unito 0,543 0,102 18,7 0,487 0,144 29,5
Rep. Ceca 0,629 0,175 27,9 0,322 0,068 21,1
Slovacchia 0,597 0,115 19,2 0,301 0,069 23,0
Slovenia 0,603 0,154 25,5 0,473 0,131 27,8
Spagna 0,606 0,169 27,9 0,425 0,073 17,3
Svezia 1,023 0,564 55,1 0,949 0,581 61,3
Ungheria 1,001 0,500 50,0 0,397 0,106 26,6
Italia 1,116 0,589 52,8 0,399 0,068 17,0
Fonte: Unione Petrolifera su dati UE
Appendice
116
Relazione Annuale 2006

Edito da Unione Petrolifera
Via Giorgione, 129 - 00147 Roma - Tel. 06 5423651
Stampa S.A.R.O. snc - Roma - Tel. 06 6690598
Finito di stampare nel maggio 2006