Per gentile concessione della Staffetta Quotidiana, pubblichiamo il primo di tre interventi che Riccardo Piunti ha dedicato ai cambiamenti che stanno avvenendo nel downstream europeo e, in particolare, italiano. In questo articolo Piunti affronta la questione del “ritiro” (voluto o forzato) delle major dalla raffinazione e dalla rete di distribuzione. Un’evoluzione che rischia di rendere la filiera più polverizzata e meno affidabile e di scatenare una corsa al low cost a discapito della qualità.

 

Accingiamoci a guardare un po’ indietro per esaminare le tendenze evolutive che il settore del Downstream petrolifero in Europa manifestò nei passati anni ’80-’90 e successivi, a confronto con quelle odierne.

Iniziando col segmento della Raffinazione, la situazione si presenta abbastanza sconfortante.

Negli anni ’80-’90, anche nei momenti di crisi e durante le lunghe fasi di razionalizzazione o riduzione della capacità produttiva, pur pesantissime, restarono sempre fermi tre principi inviolabili:

-la raffinazione è, almeno in Europa, un’attività strategica e deve garantire, localmente, la copertura dei fabbisogni di ciascun Paese, nonostante questo possa implicare la perdita delle opportunità derivanti dall’utilizzo d’impianti più grandi, efficienti e moderni, in paesi produttori o, comunque, in Paesi limitrofi meno avanzati. “Il greggio si trova ovunque, mentre per la disponibilità dei prodotti finiti non si può dipendere dall’estero se non in modo marginale”. Conclusione: la raffinazione in ciascun Paese è industria locale e strategica, a differenza, ad esempio, di quanto accade per l’industria dell’acciaio e della cantieristica, per le quali ci si può anche servire di siti produttivi in Corea, Cina oppure…

-la raffinazione è un’attività in continua evoluzione tecnologica, perché le specifiche dei prodotti, almeno nei paesi Ocse Ue, si evolvono e il sistema produttivo si deve adeguare continuamente (in una sequenza impressionante di miglioramenti, quali quelli visti dagli anni ’80 ai 2000: niente piombo antidetonante, niente zolfo, niente aromatici, tensione di vapore, poco olio combustibile…). Il sistema di raffinazione in ciascun Paese deve garantire l’evoluzione della qualità ambientale e prestazionale dei prodotti, seguendo un percorso guidato in modo attento in (e da) ciascun Paese e pilotato a livello Europeo.

-la raffinazione deve compensare, con impianti di conversione pesanti, la prevedibile carenza futura di greggi leggeri a fronte della disponibilità crescente e migliore economicità di quelli pesanti (?!), per i quali il fondo del barile, percentualmente più importante e carico di elementi inquinanti e inutilizzabili tal quali, deve trovare adeguata conversione e trattamento.

La realizzazione di questi investimenti, normalmente più rilevanti di quelli di semplice finishing, deve essere garantita e sostenuta, su base Paese/EU, anche con adeguati supporti del governo centrale ma, comunque, nell’ambito di una strategia complessiva.

La conseguenza di questi presupposti, che promettevano un’evoluzione tecnologica continua e forti investimenti, magari con concentrazione sui siti migliori, faceva sì che un giovane tecnico, appena uscito dall’università, trovasse nella industria petrolifera, soprattutto nelle Majors che ne controllavano la gran parte e ne detenevamo la leadership tecnologica, uno sbocco professionale attraente e promettente; viepiù mentre si stavano affacciando all’orizzonte anche le nuove tecnologie di automazione computerizzate (per esemplificare e banalizzare, si doveva passare dai rotolini di carta dei quadri elettromeccanici ai quadri computerizzati delle sale controllo bunkerizzate).

Per riportare una fotografia di quell’epoca, ricordo come ogni numero della rivista americana Hydrocarbon Processing fosse presente su centinaia di tavoli di addetti del settore, proponendo una affascinate vetrina di novità cui tutti guardavamo, pensando alle diverse opzioni da perseguire per garantire la necessaria evoluzione delle raffinerie possedute e a come tutto questo avrebbe cambiato, di conserva, la distribuzione e il mercato a valle.

Il processo era quindi certamente trainato dalla domanda di mercato e dalle norme ambientali, ma poteva subire accelerazioni o rallentamenti in ragione della reazione dell’industria e dei governi; orbene, normalmente, l’industria non fu certo da freno e, non di rado, fece da acceleratore (cito il contenuto di benzene delle benzine come esempio).

Quindi, questo fermento tecnologico divenne realtà, con una serie d’impianti con cui molte raffinerie si sono ristrutturate e modernizzate; non da ultimo in Italia, dove ricordiamo, di seguito:

“l’ondata” dei Visbreaking, che spesso utilizzavano impianti di distillazione dimessi;

la serie degli impianti ottanizzanti (reformer catalitici a rigenerazione continua, nuovi o da rifacimento), le isomerizzazioni, gli impianti MTBE (sulla scia dell’uso dello stesso lanciata da Eni);

gli impianti di Hydrocracking dei distillati pesanti e poi, anche del fondo del barile;

più oltre le gassificazioni del Tar (il fondo ultimo del barile) per produrre gas povero da consumare in centrale elettrica apposita;

le desolforazioni dei distillati ad alta pressione.

Le Majors, per tutte le loro raffinerie, superate o evolute che fossero, si ponevano in modo completo l’obiettivo di studiare la soluzione tecnologica migliore per adeguarle ai tempi (pur magari, a volte, anche cercando soluzioni a costi contenuti, come il Visbreaking) oppure, nei casi più disperati, per chiuderle mantenendone salva la capacità logistica.

Pertanto in quegli anni, pur dinanzi a un ridimensionamento della capacità complessiva, il Refining ha migliorato nettamente l’indice di complessità dei siti produttivi, esaltandone sia la capacità di conversione sia quella di miglioramento qualitativo dei prodotti. Le statistiche Europee parlano di un indice di conversione delle raffinerie cresciuto in modo significativo, dal 1975 al 2000 da 8% a 33%.

Insomma, il Refining, pur con fasi alterne e problemi ricorrenti di redditività (basti pensare alla crisi delle raffinerie Hydroskimming quando finì l’era dell’olio combustibile Denso o alle successive innumerevoli crisi di margini) manteneva il passo di una rilevante evoluzione tecnologica, con una quota rilevante d’investimenti di sviluppo e adeguamento e un livello professionale nei suoi uomini (i gestori degli impianti o i costruttori e progettisti) considerato necessario, strategico e denso di futuro.

O meglio così appariva la situazione ai giovani tecnici che agli inizi degli anni ’80-’90 si affacciavano al mondo del Downstream petrolifero.

 

Ma oggi?

Oggi si sono fatti molti passi, ma tutti in direzione opposta a quella della strada “gloriosa e luminosa” sopra descritta.

La raffinazione è considerata quasi “un male non necessario”; tutti quelli che ne hanno, spesso dicono (o non dicono, ma pensano) di volerla vendere, cedere, magari farla magicamente sparire.

Il collegamento con il mercato interno è ritenuto non più essenziale.

Le Majors mantengono solo alcuni poli di Raffinazione importanti (la Esso su Aversa, Eni a Sannazzaro, BP si sta concentrando su Gelsenkirchen lasciando le quote nei consorzi a Rosneft), dopo aver venduto a chi hanno trovato disposto a comprare (Russi, Cinesi, Indiani e Fondi o Indipendenti “avventurosi” Traders) tutto quanto il possibile (ma non hanno ancora finito). Ahimè le chiusure spesso comportano oneri ambientali troppo grandi perché siano economicamente profittevoli, a meno di casi particolari ove il valore del terreno possa giocare un ruolo economico tale da giustificarle (vedi il non recente caso di Rho Eni).

D’altro lato, le vicende degli ultimi anni di crisi hanno peggiorato la situazione:

Gli “avventurosi” prima citati (che peraltro fanno solo cost cutting e nessun investimento o sviluppo) hanno continuato ad avanzare estendendo la propria sfera di azione e, di fatto, finiscono per aumentare la separazione fra supply-refining e mercato a valle (cui non partecipano). Sono peraltro fra loro numerosi i Traders, come Varo e Gunvor, e hanno una strategia espansiva (dal punto di vista del numero di siti che tendono ad acquisire per conseguire un peso nel supply di grandi macroregioni);

Le Oil Co russe, dopo importanti passi compiuti, sembrano, solo per ora, essersi fermate a seguito del crollo delle quotazioni del greggio e la conseguente crisi di liquidità;

Alcune tentate vendite in pacchetto da parte di Majors (raffinazione con rete) si sono arenate probabilmente sulle criticità del Refining (in Germania?) e comunque sulla difficoltà di trovare chi fosse interessato a entrambe (!);

In Italia sono arrivate le “chiusure non chiusure” di siti che vengono fortemente ridimensionati e specializzati in altre produzioni/ruoli ma senza abbandono del sito stesso (le Bioraffierie Eni, Mantova…).

D’altronde, se esaminiamo le leve della competizione negli ultimi anni, possiamo vedere che i siti Ocse e, in particolare Ue, hanno dovuto subire un handicap crescente. Se, da un lato, sono rimasti i gap competitivi di costo e flessibilità del lavoro rispetto a quei Paesi vicini (che magari facilmente esportano in Europa), dall’altro la variabile ambientale, la CO2, le regole e le policy hanno aumentato i rischi di violazione della compliance da parte di chi gestisce il sito, a fronte di un progressivo aggravarsi della rigidità e degli obblighi derivanti dalla compliance stessa.

In altre parole, regole, ambiente e lavoro rendono sempre più elevato il gap competitivo con chi, magari vicino di casa, non ha né regole, né ambiente o lavoratori da preservare (un recente studio parla di extracosti 0,5 $/Bbl dal 2000 al 2012, con una previsione variabile fra 2,5 e 4 $/Bbl dal 2012 al 2020).

Per chiarire e rendere concreto questo punto, desidero citare ancora una volta un collega di un paese produttore cui domandavo se fosse potenzialmente interessato a rilevare una raffineria inland Ue, coinvolta in una crisi societaria; mi è stato risposto che “acquistare una piccola raffineria Europea, con lavoratori Europei, regole ambientali Europee, CO2 europea”, era incomparabilmente “meno vantaggioso che fare o sviluppare una raffineria di grossa taglia” al suo Paese, che forse non si trova proprio nel cuore dei consumi, ma “con regole, lavoratori e CO2” del suo Paese.

Tutte queste criticità, va detto, non sono da confondere con la oramai consueta alternanza dei periodi di bassi margini con quelli di alti margini. Anche nei periodi più foschi del passato del Refining, le Majors hanno tenuta salda in loro mano la barra del timone pur ridimensionando la loro struttura. Oggi siamo, al contrario, di fronte a un’apparente “fine della fiducia nel futuro”, almeno per quanto attiene l’industria Europea (salvo pochi caso isolati come Aversa Esso o l’EST di Eni) e la fiducia è molto più difficile da “revampare” (come si dice in gergo, da revamping ristrutturazione pesante e/o ampliamento) ben più di un impianto complesso.

A oggi (e non finisce qui) le Majors (Shell, Esso, BP, Total e Eni) possiedono meno di 6 milioni di barili/ giorno (in Europa) di capacità contro i 15 circa complessivamente in attività, il che significa che la loro presenza di “leader” è pari a circa il 40%. Gli altri attori sono le compagnie petrolifere locali (ex di stato, soprattutto a Est), i Trader/fondi indipendenti, quindi Russi (Lukoil, Rosneft), Cinesi (Ineos), Indiani, oltre ad alcuni Paesi produttori.

Insomma gli attori storici tendono ad abbandonare il palcoscenico della raffinazione mentre i nuovi che arrivano sembrano più intenzionati a sfruttare i siti più che a garantir loro un futuro; peraltro, il fallimento dell’ “avventurosa” Petroplus (che aveva inizialmente annunciato una vincente politica di “lean organization” e taglio di costi e investimenti) conferma, nei fatti, questo scenario negativo sui “new comers” del Refining.

La Raffinazione Europea, da industria strategica e irrinunciabile ponte verso il futuro del Paese e dell’industria, è divenuta forse un luogo da cui tutti, pur con mille difficoltà, vorrebbero uscire?

Tornando ai sogni dei giovani ingegneri fra i libri dell’università per un loro futuro di tecnici, la raffineria (pur, anche oggi, così affascinante e variegata, con la sua complessità e ricchezza tecnologica) è molto scesa di posizione nella lista delle opportunità per il futuro.

 

La Rete

Vediamo ora cosa stanno facendo le stesse Majors nel settore Rete, con uno sguardo alla particolarità della situazione italiana.

Una premessa: l’evoluzione in corso ci induce ad analizzare non solo la presenza delle bandiere sulle stazioni di servizio ma anche quella, ovviamente inferiore, delle stazioni di proprietà. Ora vediamo …

 

Europa di confine

La Esso, a cavallo fra i due secoli, ha seguito politiche di “smobilizzo totale” in alcuni Paesi, come, ad esempio, in Cechia, Slovacchia, Ungheria, Svizzera, vendendo tutte le sue attività senza lasciare in uso il proprio marchio, se non per un brevissimo transitorio. Fatta eccezione per la Svizzera, dove ha venduto al Produttore Azero, negli altri ha ceduto la sua Rete a Eni, che, tuttavia, ha poi avviato un piano di uscita che sta ora facendo spazio al newcomer MOL. Insomma, nei paesi già “oltre cortina” Esso (con Eni) ha attuato una politica di uscita totale e, di fatto, hanno finito per non essere rimpiazzate da una Major ma da un operatore “locale”.

In Francia nel 2009 Shell ha venduto stazioni a imprese private; nel 2010 BP vende a Delek (poi EFR) tutte le sue stazioni, conservando la presenza del marchio e il supply delle stesse; nel 2015 Esso non avrà più stazioni nell’Hexagone, avendo ceduto tutte le 322 stazioni a DCC, dopo aver già ceduto 78 stazioni dell’ovest nel 2012.

Negli ultimi 5-6 anni, BP, Shell ed Esso sono praticamente sparite; “ma come?”, direte, “le bandiere di BP, Shell ed Esso sventolano su numerose stazioni !”.

Certamente! Ma in questo Paese si è praticata in forma generalizzata la strategia del “vendi e lascia il marchio, che è più facile e remunerativo”, mentre, “con l’accordo di fornitura, garantisci la sopravvivenza delle Raffinerie che non sei riuscito a far fuori in qualche modo e salvaguardi anche l’utilizzo della tua fuel-card internazionale”.

Quindi, operatori come DCC (da Esso), EFR (da BP), o Avia (da Shell) hanno rilevato la rete delle Majors, senza impattare direttamente sui clienti, almeno di primo acchito. Non dimentichiamo che la Francia era già il paese degli Ipermercati, con stazioni enormi, low cost, finalizzate alla benzina e non al “Service”.

In UK, uno dei pilastri del mondo petrolifero, le Compagnie coprono meno del 28% del mercato Rete (con i loro CODO), in un mercato che per il 60% sta in mano ai supermercati.

Antiche major come Texaco hanno ceduto la proprietà delle stazioni, pur mantenendo il marchio con contratti di convenzionamento.

La stessa Shell, pur ancora presente, ha recentemente ridotto di 185 il numero delle sue stazioni a dealer locali, sempre seguendo lo schema del contratto di marchio quinquennale.

In Danimarca la Shell ha definito la vendita del suo marketing e, assai recentemente, della sua raffineria di Fredericia, a soggetti diversi e separati, pur conservando legami di supply e di brand, ma, di fatto, lasciando il Paese.

Analoga scelta è stata fatta nel 2015 in Norvegia, ancora una volta lasciando il marchio sulle 404 stazioni cedute alla Nordic Oy. Stessa situazione in Grecia

Al contrario, in Germania il mercato è ancora (per ora) in mano alle Majors (BP, Shell, Esso, Total, Conoco, Eni) che coprono il 54% del mercato, mentre i piccoli indipendenti stanno sotto il 9%. La presenza di grossi retisti ha offerto un’opzione alternativa alla fuga verso l’autonomia dei piccoli operatori, che restano comunque sufficientemente raccolti sotto le bandiere ufficiali. Un’analoga situazione si è realizzata in Svizzera (nonostante l’uscita della Esso) e in Austria.

 

E In Italia?

La Shell ha abbandonato il mercato nel 2015 (per buona sorte a favore di una compagnia di livello di un paese produttore), la Esso sta attuando, da alcuni anni, una politica di cessione delle stazioni con concessione temporanea dell’uso del marchio in sintonia con quanto già fatto in altri Paesi, mantenendo il rifornimento dalla sue raffinerie italiane (che avrebbe desiderato cedere?).

La JV TotalErg è alla ricerca di un compratore diverso da entrambi i partner attuali, che, ricordiamolo, sono una Major e un operatore Italiano di antichissima tradizione petrolifera.

Nel contempo, una miriade di piccoli impianti, un tempo sotto l’ombrello del marchio delle Majors, si sono “messe in proprio”, generando una pletora di marchi indipendenti, cui ha fatto limitato argine il Progetto Retitalia.

Indipendenza che vuol dire assunzione di regole da piccola impresa e abbandono degli standard, a volte criticati ma utili, delle Majors;

Indipendenza che può voler dire nessun filtro sulla taglia minima e nessuna politica di razionalizzazione di siti inadeguati;

Indipendenza che può coltivare, sotto piccole e vecchie pensiline e non solo, la mala pianta della illegalità e del mercato nero.

A riprova di ciò gli impianti con marchio “altro” ammontano oramai a circa il 20% degli impianti (UP) e il numero di marchi complessivamente presenti nella statistica periodicamente elaborata dalla Staffetta è pari a circa 130!

Quali sono le potenziali conseguenze di questa politica di abbandono (al momento realizzata in alcuni Paesi) da parte delle Majors, anche nel settore distributivo a livello Europeo?

In primis, l’elemento differenziante una Major è sempre stato il “service”; le reti delle Majors si sono da sempre caratterizzate per una forte connotazione “Rete”, che significa che più che un insieme di stazioni sono sempre state gestite e sviluppate “come una Rete” per offrire servizi omogenei in tutti i siti, strumenti di collegamento di catena (fuel-card, carte promozionali, marketing integrato, …) e sfruttare al meglio le sinergie di dimensione. Il tutto, peraltro, è caratterizzato da un concetto di qualità e di standard prestazionali elevati.

E’ chiaro che la “rottura delle Reti”, la gestione di singoli operatori indipendenti o di operatori di Rete con finalità diverse (vedi la spinta verso il “ghost” da parte di molti, DCC inclusa), il taglio agli investimenti esprimono una tendenza più al “low cost” che alla qualità.

Nel caso italiano, la grande frammentazione e gli standard qualitativi dei piccoli punti vendita, a volte “inadeguati”, aggravano ancor di più questa situazione, che probabilmente si coniuga con un tasso attuale e previsto d’investimenti di mantenimento molto ridotto e, come abbiamo visto, con un livello di controllo sul punto vendita (anche in termini di legalità e compliance) spesso insufficiente.

 

Conclusioni

Riassumendo complessivamente gli aspetti indicati della Raffinazione e della Rete, vorrei rilevare come la caratteristica chiave del Business petrolifero sia stata per anni (financo per quasi un secolo in certi casi) la forte integrazione verticale, con le Compagnie che, partendo dal pozzo di greggio, giungevano direttamente al consumatore finale, normalmente (e saggiamente, a mio parere) con il concorso solo nell’ultimo miglio di un gestore indipendente ma fortemente legato.

Grazie all’arretrare delle Compagnie, si stanno ora imponendo nuovi soggetti, i quali o seguono strategie del paese di origine (extra EU) o raffinano soltanto, indifferenti al consumatore finale, oppure (nuovi o magari vecchi ma “svincolati”) si dedicano, con obiettivi specifici e propri di ognuno, alla distribuzione e alla vendita (magari a volte coperti da una bandiera di una Major).

Insomma, la filiera, che un tempo era coesa e coerente, anche nelle strategie, negli obiettivi e nelle linee di sviluppo, tende oggi a rompersi in tronconi; “sunt lacrimae rerum”, le lacrime sono nelle cose, diceva Virgilio.

In termini generali possiamo dire che il Downstream, nella prospettiva attuale, appare più che un business maturo, un business che rischia di avviarsi al tramonto mentre, da quanto si vede, non è certo che una nuova alba luminosa si affacci presto all’orizzonte.

Va anche detto che la presente situazione mal si coniuga con le sfide che si stanno approssimando e che richiedono un forte supporto di pianificazione e sviluppo: l’avanzata dell’elettrico (e del metano) potrà trovare spazio nella rete attuale o sarà lasciata a nuove strutture distribuite e disperse? La valorizzazione di siti “preziosi” come posizione commerciale ridarà smalto alla rete petrolifera o ne segnerà la fine per un migliore e altro uso?

Insomma molte domande alle quali, a differenza di quanto accadde per le sfide del passato, non saranno lì a rispondere le grandi, magari lente ma efficaci Majors, ma una pletora di newcomer e operatori di taglia e strategie diverse o in conflitto, con visioni di breve o di lungo, con capitali disponibili o meno, con rigore legale e normativo o meno…

Dopo tanti anni trascorsi nel settore, il mio pessimismo desidera solo essere smentito dai fatti.