title: DOCUMENT DE TRAVAIL DE LA COMMISSION - Rapport sur la situation de l' approvisionnement, du raffinage et des marchés pétroliers dans la Communauté européenne

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EU market
oil industry
oil refining
petroleum
security of supply

text: COMMISSION DES COMMUNAUTES EUROPEENNES Bruxelles, le 03. 04. 1996 COM(96) 143 final DOCUMENT DE TRAVAIL DE LA COMMISSION Rapport sur la situation de l'approvisionnement, du raffinage et des marchés pétroliers dans la Communauté européenne '*M '^îi * î i' 1 f x*-i f ' ' &m Rapport sur la situation de l'approvisionnement, du raffinage et des marchés pétroliers dans la Communauté européenne (Document de travail de la Commission) SOMMAIRE RAPPORT ANNEXES : A Situation économique générale B B. l B. 2 B. 3 Livraisons de pétrole brut Réserves énergétiques mondiales Livraisons mondiales de pétrole Livraisons de pétrole brut dans l'Union européenne Offre et demande de produits pétroliers Situation mondiale C Cl C. 2 Demande communautaire de produits pétroliers C. 3 Approvisionnement communautaire en produits pétroliers Environnement D D. 1 Contexte politique et économique D. 2 Mesures mises en oeuvre et proposées D. 3 D. 4 Conséquences pour l'économie en aval et pour le processus de décision Perspectives environnementales Raffinage du pétrole Nombre de raffineries, capacité et utilisation E E. l E. 2 Marges et rentabilité du raffinage Perspectives du raffinage E. 3 F F. l F. 2 F. 3 F. 4 Distribution des produits pétroliers Définition du sous-secteur de la distribution Statistiques sur la distribution au détail Parts du marché au détail et rentabilité Questions d'harmonisation G Glossaire Figures et tableaux Rapport sur la situation de l'approvisionnement, du raffinage et des marchés pétroliers dans la Communauté européenne (Document de travail de la Commission) SOMMAIRE RAPPORT Informations générales concernant le rapport L'industrie pétrolière La rentabilité du raffinage La distribution Les questions environnementales La sécurité de l'approvisionnement Le marché intérieur Conclusions 1. 2. 3. 4. RAPPORT Informations générales concernant le rapport Depuis la fin des années 70, à la suite des chocs pétroliers, la Commission européenne prépare régulièrement des rapports au Conseil sur la situation de l'approvisionnement, du raffinage et des marchés pétroliers dans l'Union européenne. Ces rapports ont abordé des problèmes tels que la surcapacité, l'évolution de la structure de la demande et l'introduction d'exigences écologiques plus strictes. Le dernier rapport a été élaboré en 1992, après la guerre du Golfe, sous la forme d'une communication au Conseil (COM(92) 152). En réponse au document du 30 novembre 1992, le Conseil a adopté plusieurs conclusions qui ont influencé les travaux de la Commission. Il a reconnu l'importance stratégique d'une industrie du raffinage compétitive pour la stabilité des marchés des produits et la sécurité de l'approvisionnement communautaire. Il a également souligné l'importance que revêt la protection de l'environnement et a invité la Commission à procéder à des consultations approfondies avec l'industrie à un stade précoce de la mise au point des mesures environnementales afin d'en évaluer les coûts pour les producteurs et les consommateurs. Le programme "Auto Oil", qui constitue une nouvelle forme de coopération étroite entre la Commission et l'industrie a été lancé depuis. Les premières propositions portant sur des spécifications relatives aux carburants (essence et diesel) ainsi que sur les normes d'émissions des véhicules à moteur résultant de cette initiative sont en train d'être examinées. européenne (COM(95) 682) et qui La révision des restrictions actuelles relatives à l'utilisation de fuel oil dans les centrales électriques (directive 75/405/CE) a débouché sur la proposition de retrait de la directive, qui figure dans le Livre blanc - Une politique de l'énergie pour fait également partie des l'Union recommandations du Conseil. Ce dernier a également souligné qu'il convient de promouvoir le dialogue entre les producteurs et les consommateurs. La Commission s'y est attachée et a coparrainé la conférence internationale sur l'énergie de Puerto La Cruz au Venezuela en septembre 1995, qui a réuni les ministres des pays producteurs et consommateurs pour discuter de problèmes énergétiques d'intérêt commun. Le Conseil a réaffirmé qu'il était nécessaire que la Commission continue à procéder régulièrement à des analyses de la situation, compte tenu de leur importance dans le cadre de l'examen de la politique communautaire en matière d'énergie. Le présent rapport se fonde sur le mandat qui figure dans les Conclusions du Conseil 10369/92 du 30 novembre 1992 et qui encourage la Commission à analyser régulièrement la situation sur les marchés pétroliers et dans le secteur du raffinage communautaire et à procéder à des consultations approfondies avec l'industrie protection l'introduction environnementales, notamment en raison des coûts que celles-ci entraînent pour les producteurs et les consommateurs. Le rapport tient compte de l'évolution du secteur depuis 1992 et du récent Livre blanc sur la politique de l'énergie qui contient une approche fondée sur trois grand volets de la politique énergétique de mesures pétrolière avant de 5. 6. 7. 8. 9. communautaire, à savoir la compétitivité, l'environnement et la sécurité de l'approvisionnement qui revêtent une importance particulière pour ce secteur. L'objectif du rapport est donc d'identifier et d'examiner les questions d'intérêt primordial pour le secteur (approvisionnement pétrolier, raffinage et distribution), notamment les problèmes environnementaux, la sécurité de l'approvisionnement et le marché intérieur et de le cas échéant, des observations sur les conséquences pour la présenter, Communauté. rentabilité de l'industrie du raffinage, la Le rapport résulte d'une analyse exhaustive du secteur effectuée sur la base de consultations approfondies avec des sociétés pétrolières et des associations industrielles, d'une part, et sur la base de données fournies par les administrations nationales, d'autre part. Les principales conclusions de cette analyse sont présentées ici. Les questions sont examinées plus en détail dans les annexes à la lumière du contexte économique général. L'industrie pétrolière Le pétrole représente de loin la part la plus importante de la consommation brute d'énergie dans la Communauté. La consommation devrait augmenter au cours des 25 prochaines années en termes quantitatifs, malgré un recul marginal en pourcentage (de 42 % à 36-38 %). Ces données proviennent de l'Etude 2020 préparée dans le cadre du Livre Blanc sur la politique de l'énergie. Les discussions relatives à la question de savoir comment réconcilier ces données avec les obligations internationales de la Communauté en matière de gaz à effet de serre auront lieu dans les enceintes appropriées. La Communauté est le plus grand importateur net de pétrole brut dans le monde. Ses importations et exportations globales de produits sont à peu près équivalentes. Elle se caractérise par sa politique commerciale ouverte. Le secteur pétrolier doit être considéré comme un partenaire important dans la rentabilité de ses différents l'économie communautaire. C'est pourquoi sous-secteurs (notamment le raffinage et la distribution) revêt et continuera à revêtir une importance stratégique pour la Communauté dans le domaine de l'énergie, tant du point de vue économique que du point de vue social. Le secteur connaît une période d'adaptation impliquant la possibilité de nouvelles associations et de "joint ventures" traduisant l'ajustement des entreprises aux nouvelles conditions de marché dans la Communauté ainsi que de nouvelles opportunités notamment en Asie. Le rapport se concentre principalement sur le raffinage et la distribution en aval dans la Communauté. Ces deux activités ont été considérées séparément bien que la proximité des différentes raffineries vis-à-vis de marchés particuliers, qui détermine les coûts de distribution, soit également un facteur dont il faut tenir compte. Les sociétés pétrolières sont souvent intégrées verticalement, depuis l'exploration et la production (en amont) jusqu'au raffinage et à la distribution (en aval) et dans certains cas, elles fabriquent également des produits chimiques. La rentabilité financière de l'ensemble est souvent considérée comme une mesure de la santé ou de la rentabilité de l'industrie. Les bénéfices consolidés annoncés récemment semblent satisfaisants. Toutefois, il est important d'examiner chaque activité séparément car il est possible de ne participer qu'à un seul maillon de la chaîne, comme le font par exemple les sociétés d'exploration, de raffinage et de distribution. Ces sociétés se font la concurrence dans des secteurs particuliers. Chaque activité doit donc être examinée séparément. Le secteur du raffinage a toujours garanti à la Communauté un approvisionnement sûr en produits pétroliers, notamment des carburants pour les transports et du fuel oil domestique, à des prix compétitifs tout en améliorant dans le même temps ses performances environnementales. Le rapport révèle toutefois certaines tendances dans la rentabilité du raffinage qui pourraient avoir un impact négatif sur la capacité de l'industrie à continuer à remplir cette fonction qui exige des investissements constants. En effet, il y a de plus en plus de possibilités d'investissement en dehors de la Communauté qui risquent de s'avérer plus attrayantes que celles offertes dans la Communauté. La rentabilité du raffinage La rentabilité du secteur du raffinage est très faible depuis quelques temps. Les marges sur le procédé de raffinage le plus fondamental, le premier traitement par distillation, sont pratiquement nulles alors que les marges obtenues sur les procédés de valorisation, qui améliorent les produits intermédiaires, comme le réformage et le craquage catalytique, restent insuffisantes. Certaines raffineries réussissent à couvrir les coûts de fonctionnement, mais la seule couverture des frais de trésorerie est insuffisante pour assurer le développement industriel dans ce secteur. Les trois principaux éléments du problème sont : une surcapacité dans le domaine du raffinage ; une répartition de produits non conforme à la demande, notamment en ce qui concerne l'essence et le diesel ; du côté de l'offre, un allégement des livraisons de brut aux raffineries communautaires. Si ces éléments créent des problèmes particuliers, leur combinaison a également une incidence sur les écarts de prix entre l'expliquons ci-dessous. La réglementation a aussi joué un rôle crucial (législation environnementale, régimes fiscaux applicables aux produits pétroliers). les produits ainsi que nous La surcapacité de raffinage comporte deux aspects : d'abord, une capacité de distillation du brut supérieure aux quantités de brut traité ; ensuite un excédent des capacités de conversion du fuel oil à faible valeur ajoutée issu du procédé de distillation du brut en produits plus légers à plus haute valeur ajoutée, comme l'essence. A cet égard, il convient de mentionner que la contradiction apparente entre les taux d'utilisation élevés qui ont été communiqués et la surcapacité s'explique par le fait que les données relatives à l'utilisation sont inexactes. Les taux d'utilisation sont calculés sur la base des capacités nominales initiales citées pour une 10. 11. 12. 13. 14. 15. 16. 17. 18. 19. raffinerie. Or, l'opérateur réussit souvent à augmenter ce taux d'utilisation à mesure que les techniques évoluent, en apportant des améliorations techniques à l'équipement de traitement. Toutefois, cette augmentation latente (capacity creep) n'est pas nécessairement communiquée pour des raisons de concurrence et on peut affirmer que les capacités excédentaires sont plus importantes que ce qu'il ressort des données fournies. Cette surcapacité de distillation du brut, comme nous l'avons déjà indiqué, existe depuis longtemps. Bien que l'industrie ait fait des efforts considérables ces quinze dernières années pour réduire les excédents, ces derniers diminuent mais ne disparaissent pas. L'augmentation latente de la capacité (capacity creep) n'améliore pas la situation décrite ci-dessus, car elle existe aussi au niveau des installations de conversion. La surcapacité de conversion est due aux surinvestissements réalisés ces dernières années, principalement pour deux raisons. En premier lieu, il y a eu une modification de la demande des différents produits. On avait escompté une répartition différente entre la demande de diesel et d'essence que ce qui s'est produit réellement - on a en effet sous-estimé la croissance de la demande de diesel et sur-estimé la croissance de la demande d'essence (demande qui a en fait diminué). En deuxième lieu, du côté de l'offre, on avait prévu que les bruts disponibles sur cette période s'alourdiraient alors qu'ils se sont en fait allégés. Cela a résulté d'un allégement du "panier" des huiles brutes vendues par l'Arabie Saoudite qui visait ainsi à maximiser ses revenus pétroliers et d'une augmentation plus importante que prévue des niveaux de production du brut, en général léger, en mer du Nord. Cette situation résulte d'une réduction des coûts et de certaines avancées technologiques dans le secteur en amont. On a donc utilisé moins de capacités de conversion que prévu puisque le ^affinage de brut plus léger donne des produits plus légers. Enfin, il ne faut pas oublier non plus l'impact important de la réglementation. En effet, l'augmentation du coût des mesures de protection de l'environnement ne peut être répercutée sur les prix dans les conditions actuelles du marché. Les coûts de dépollution particulièrement élevés et l'imprévisibilité des taux des droits d'accises ont également eu un impact sur les décisions d'investissement en raffinage. La combinaison de ces trois éléments a entraîné de graves conséquences. A court terme, il y a eu un déséquilibre entre les capacités de raffinage et la demande de produits, ce qui a réduit les écarts de prix entre les produits lourds et légers. Cette situation a à son tour abouti à une faible rentabilité des investissements. Les raffineurs hésitent à fermer les raffineries compte tenu des coûts de dépollution et des coûts sociaux élevés. Les raffineurs sont en revanche tentés soit d'adopter une politique d'attente tant que les opérations permettent des excédents de trésorerie, soit de vendre leurs raffineries à très bas prix plutôt que de les fermer. 20. La tendance des producteurs à investir en aval, qui est considérée comme une preuve de leur engagement vis-à-vis du marché communautaire, crée une réserve d'acheteurs potentiels qui sont souvent guidés par des principes stratégiques différents et qui sont disposés à s'engager dans le secteur, notamment lorsque des Il y aura raffineries vraisemblablement encore d'autres fermetures, mais même dans ce cas, il n'est pas certain que les marges s'amélioreront car la capacité pourrait être effectivement remplacée par des importations. sont à vendre à des conditions intéressantes. La distribution 21. 22. 23. La situation du secteur de la distribution varie dans la Communauté, mais les résultats sont généralement meilleurs que dans le secteur du raffinage. Les variations s'expliquent par des différences structurelles d'origine historique ainsi que par différents niveaux d'intégration des participants en aval et en amont sur les marchés respectifs. La tendance générale dans la Communauté est à la réduction du nombre de points de vente au détail, avec une augmentation correspondante des volumes moyens vendus par site. Toutefois, le rythme de cette restructuration dans les Etats membres varie en fonction de plusieurs facteurs. La progression des hypermarchés au détriment des opérateurs traditionnels dans certains Etats membres a été décisive. Pour le moment, c'est le consommateur qui semble tirer profit de la baisse sensible des prix, mais cette tendance fait perdre aux opérateurs traditionnels et notamment aux raffineurs une partie importante de leurs revenus sur les marchés les plus touchés. Cette situation porte atteinte à la capacité d'investissement des opérateurs dans des équipements permettant d'améliorer les points de vente au détail sur ces marchés et pourrait déboucher sur d'autres fermetures. Par ailleurs, certains opérateurs procèdent à des échanges de points de vente au détail afin de renforcer leur présence dans certaines régions particulières. Cela leur permet de réduire leurs coûts unitaires et de partager ces gains avec les consommateurs, à condition toutefois qu'il y ait un niveau suffisant de concurrence. Cette évolution affecte la structure du marché et modifie le rôle de l'opérateur traditionnel. Compte tenu de l'envergure des modifications et de l'importance du secteur, ces tendances doivent être surveillées. Questions environnementales Il y a beaucoup de préoccupation à travers la Communauté concernant la qualité de l'air. Les citoyens de la l'environnement et en particulier • Communauté exigent des améliorations et, de fait, des engagements spécifiques ont été pris à cet effet dans la Convention cadre sur le changement climatique. La législation environnementale, notamment celle qui s'applique au secteur en aval, est complexe. Les mesures environnementales couvrent les modalités de fonctionnement du procédé de raffinage, les spécifications relatives aux produits et les équipements visant à réduire les émissions dans le secteur de la distribution. Toutefois, l'amélioration des spécifications relatives aux carburants par exemple n'est pas une activité isolée et doit être opérée en étroite collaboration avec d'autres secteurs industriels. Cette approche a été adoptée dans le cadre du 24. 25. 26. 27. 28. programme "Auto-Oil" dans lequel on s'est efforcé de trouver un juste équilibre entre l'efficacité des mesures et leur coût. Le programme "Auto-Oil" est une initiative qui concerne la qualité de l'air, les émissions, les carburants et les technologies des moteurs à laquelle ont participé la Commission, l'industrie du raffinage (EUROPIA) et l'industrie automobile (ACEA). L'objectif était de fournir aux décideurs politiques une évaluation objective d'un paquet de mesures présentant le meilleur rapport coût/efficacité possible dans le domaine des technologies des véhicules, de la qualité des carburants et des interventions locales nécessaires pour réduire les émissions des véhicules automobiles de sorte à respecter les nouvelles normes relatives à la qualité de l'air qui sont en train d'être mises au point et qui devraient être adoptées dans toute la Communauté. la Les mesures spécifiques sont souvent introduites par étapes. Cela permet à l'industrie de commander de nouveaux équipements pour se conformer à la législation adoptée, de planifier les actions nécessaires pour atteindre les objectifs législation existante et de participer aux discussions sur prévus par l'introduction d'autres améliorations. Ces mesures entraînent des dépenses importantes au niveau des raffineries, du stockage et de la distribution. Chaque nouvelle mesure de protection adoptée pour réduire le niveau d'émission coûte généralement beaucoup plus cher que la dernière, puisque les défis techniques correspondant aux améliorations à apporter sont de plus en plus difficiles à relever. Des estimations des coûts potentiels figurent dans le tableau D. 5 en annexe. L'ensemble de la Communauté bénéficie d'une amélioration de la qualité de l'air et compte tenu de l'ampleur des investissements nécessaires et des mesures à long terme qui doivent être prises par il convient manifestement, afin de veiller à ce que ces bénéfices soient obtenus, de prévoir une sur une approche coût/efficacité. réglementation harmonisée et prévisible l'industrie du raffinage, fondée La sécurité de l'approvisionnement La question de la sécurité de l'approvisionnement est toujours d'actualité, ainsi que le souligne le Livre blanc sur la politique de l'énergie, bien que le risque à court terme d'une menace grave pour la sécurité de l'approvisionnement pétrolier de la Communauté soit faible. La situation a changé radicalement depuis les situations de crise (latente) apparues il y a une vingtaine d'années lorsque les sources d'approvisionnement et les marchés du brut et des produits pétroliers étaient moins diversifiés, moins transparents et moins efficaces qu'aujourd'hui. Cependant, comme la Communauté continuera à dépendre largement du brut importé, il faut rester vigilant à court et à long terme. Plus des trois quarts des réserves pétrolières mondiales prouvées sont situées dans des régions potentiellement instables du point de vue politique et/ou économique. Il va sans dire qu'il faut donc prévoir des mesures qui peuvent être adaptées, le cas échéant, à l'évolution du marché afin d'éviter une rupture soudaine de l'approvisionnement 29. 30. 31. 32. qui pourrait porter préjudice à l'économie mondiale et communautaire. Comme l'approvisionnement garanti de produits pétroliers raffinés constitue un élément indispensable du bien-être socio-économique de nos citoyens, l'existence d'un secteur du raffinage fort et compétitif dans la Communauté revêt une importance stratégique. Il faut maintenir et développer les bonnes relations entre les producteurs et les consommateurs pour protéger la stabilité actuelle et renforcer le dialogue et la convergence d'intérêts par le biais d'investissements mutuels et d'accords opérationnels. Les améliorations technologiques qui permettent d'exploiter de nouveaux gisements contribueront à la stabilité ainsi qu'à l'amélioration de la diversification de l'approvisionnement. Il est désormais possible pour les sociétés communautaires d'investir en amont dans les pays producteurs (OPEP et non le. secteur OPEP). Les investissements réalisés par communautaire en aval s'intensifient. Ces actions, qui renforcent l'intérêt mutuel des deux parties à garantir le bon fonctionnement du secteur pétrolier dans son ensemble, sont encouragées dans la mesure où elles sont fondées sur les principes du marché. les producteurs dans Le marché intérieur Le marché intérieur du secteur pétrolier est relativement bien développé et transparent comparé aux autres secteurs énergétiques. L'évolution constatée dans le secteur du raffinage est due principalement au fait que le marché intérieur européen fait partie d'un marché mondial plus large où la concurrence fait rage. On doit constater que depuis le 1er janvier 1993, peu de progrès a été réalisé en matière d'harmonisation des taux. Ainsi que l'a souligné le Livre blanc sur la politique de l'énergie, il s'agit d'un domaine où les progrès sont difficiles, compte tenu des intérêts et des points de vue divergents, mais des efforts sont faits pour tenter de supprimer les distorsions. Il en va de même pour la normalisation technique des produits. On trouve encore dans la Communauté de nombreux exemples de normes divergentes applicables à des produits essentiellement similaires, qui entravent le bon fonctionnement du marché intérieur. Conclusions Un secteur pétrolier sain concourt au progrès socio-économique de la Communauté, garantit la sécurité d'approvisionnement à des prix compétitifs et contribue à l'amélioration de la protection de l'environnement. La sécurité de l'approvisionnement pétrolier à des prix raisonnables dans la Communauté dépend largement du bon fonctionnement et de la stabilité du marché international du pétrole. Il convient donc de continuer à développer une politique de dialogue et de coopération avec les principaux fournisseurs et concurrents de la Communauté sur le marché international d'une part, et d'appliquer et de promouvoir le traité sur la charte de l'énergie, d'autre part. 10 33. 34. 35. 36. 37. Il est extrêmement important de créer un climat favorable à l'investissement. Bien que l'industrie obtienne aujourd'hui dans l'ensemble de bons résultats financiers, principalement grâce à son intégration verticale et à la diversification de ses activités, le secteur du raffinage communautaire a connu ces dernières années une faible rentabilité en raison des conditions qui prévalent sur le marché et des mesures de réglementation. Cette situation va vraisemblablement aboutir à court terme à une restructuration entraînant la fermeture ou la vente de capacités de raffinage comme on peut déjà l'observer aujourd'hui. Il n'est toutefois pas possible de prévoir exactement où, quand, et dans quelle mesure cela se produira, car les facteurs qui interviennent dans ce processus au niveau de la Communauté sont multiples. Au cas où une rationalisation interviendrait dans le secteur, la Commission souligne qu'il convient, comme dans les années quatre-vingts, que les raffineurs individuels demeurent les seuls responsables des décisions prises en matière de fermeture des capacités. Les décisions devront tenir compte du rapport coût/efficacité et être conformes aux règles de concurrence prévues par le Traité. La Commission continuera à surveiller la situation et à négocier avec l'industrie et les Etats membres. Il est dans l'intérêt à long terme de la Communauté de disposer d'une industrie du raffinage technologiquement avancée. Ceci est de nature à contribuer à la sécurité d'approvisionnement, à la compétitivité en général, à celle du secteur lui-même et du secteur de l'industrie équipementière en particulier, et enfin bien évidemment à l'emploi dans la Communauté. Il convient également de reconnaître qu'il y a une concurrence croissante pour des investissements de la part de régions situées en dehors de la Communauté où de nouveaux marchés apparaissent et croissent rapidement. la pétrochimie, des services associés et de La politique de l'environnement et la législation nécessaires pour faire aboutir les améliorations souhaitées en matière de qualité de l'air continueront à peser sur le secteur, notamment à cause de l'ampleur des investissements requis. Leur importance aura une incidence sur les activités, tant dans le domaine du raffinage que dans celui de la distribution. Les mesures prises doivent être cohérentes, s'inscrire dans un cadre harmonisé et prévisible, et être fondées sur une approche rigoureuse du point de vue coût/efficacité. La Commission note que malgré le fait que certains Etats membres aient augmenté leurs taux d'accises, peu de progrès a été fait en matière d'harmonisation des taux. La Commission a lancé une large procédure de consultation avant de considérer si des propositions sont à présenter afin d'améliorer le fonctionnement du marché intérieur. En outre, la Commission recommande un examen plus approfondi des améliorations possibles dans le domaine de la normalisation technique des produits. 11 38. La Commission procédera régulièrement à des analyses de la situation de l'approvisionnement, du raffinage et des marchés pétroliers dans la Communauté. Elle cherchera à mieux comprendre la situation en ce qui concerne les capacités de raffinage et les taux d'utilisation, car elle reconnaît l'importance qu'elles revêtent pour l'élaboration de la politique énergétique et la mise en oeuvre du Livre blanc sur la politique de l'énergie. 12 - \1 Annexe A Situation économique générale La forte reprise de l'économie communautaire en 1994 a fait place à un ralentissement marqué du taux d'expansion au cours de 1995. L'augmentation de la production qui avait atteint 4 % durant certains moments en 1994 devrait, pour l'année 1995 dans son ensemble, être de l'ordre de 2,5 %. Les perspectives pour 1996 sont désormais moins favorables que prévu et la croissance devrait sans doute être inférieure à 2 %. Toutefois les facteurs clés déterminant les perspectives de croissance de l'économie européenne sont favorables à une nouvelle reprise du rythme d'expansion de l'activité économique durant l'année et bien que la moyenne pour l'année devait être inférieure à celle de 1995, la tendance de fond, devrait être positive. Les facteurs clés qui contribuent à la croissance sont les suivants : l'économie mondiale en dehors de la Communauté devrait croître à un rythme soutenu; les indicateurs de base de l'économie communautaire en termes d'inflation basse, de pressions salariales modérées et de rentabilité saine des investissements sont favorables; les politiques monétaires se sont assouplies. En dehors de la Communauté, l'activité économique s'est développée à un rythme soutenu depuis 1992. Le commerce international a retrouvé du dynamisme au fur et à mesure de l'intégration dans l'économie mondiale des marchés émergents d'Asie et d'Europe Centrale et Orientale et de la perception des bénéfices des mesures de libéralisation du commerce décidées dans le cadre de l'Uruguay round. Le rythme rapide de la croissance des marchés d'exportation s'est ralenti mais les perspectives de l'environnement économique extérieur demeurent relativement favorables. 14 ANNEXE B Approvisionnement en pétrole brut B. l Réserves énergétiques mondiales Après les chocs pétroliers de 1973 et 1980, des mesures de rééquilibrage de l'offre et la demande énergétique à long terme ont été prises. Il en résulte que les réserves énergétiques mondiales sont considérées aujourd'hui comme adéquates et ne devraient pas créer de problèmes à moyen terme. Les réserves prouvées de pétrole couvrent 43 ans de production (voir la figure B. l). Parmi les combustibles fossiles, c'est sans aucun doute le rapport ressources/production le plus faible (si on considère les réserves prouvées par rapport au taux de production actuel), même si ces réserves pétrolières sont équivalentes en termes énergétiques aux réserves gazières (environ 135 milliards de tonnes équivalent pétrole). les nouvelles découvertes et l'amélioration des taux d'utilisation des champs pétroliers existants égalent ou dépassent la consommation depuis de nombreuses années - les réserves prouvées ont triplé depuis le milieu des années 1960. En termes géopolitiques, il est indispensable de noter que 65 % des réserves sont situées au Moyen-Orient, 11 % au Venezuela et au Mexique et 6 % dans la CEI (figure B. 2). Toutefois, Les réserves mondiales prouvées de combustibles solides (au taux actuel de production) dépassent les 200 ans. Les réserves de gaz prouvées représentent environ 65 ans de consommation. Ces dernières ont augmenté récemment, parallèlement à l'accroissement considérable de la demande pour ce type de combustible. 70 % des réserves mondiales de gaz sont situées dans la CEI ou au situation géographique permet généralement un Moyen-Orient. approvisionnement économique de l'Europe occidentale ou centrale. Leur Il existe des incertitudes quant à l'impact du déplacement de la demande mondiale de pétrole. La demande pétrolière va augmenter de manière considérable, notamment en Chine, en Inde et dans d'autres pays d'Extrême-Orient qui connaissent un développement rapide. Même si un manque de pétrole à moyen terme paraît peu probable, la concurrence avec les économies émergentes pourrait s'exacerber, étant donné notamment que la dépendance des Etats-Unis et de. l'Europe vis-à-vis des importations d'énergie augmente. B. 2 Livraisons mondiales de pétrole À partir du milieu des années 1980, l'OPEP a repris partiellement la part de marché qu'elle avait perdue au bénéfice des pays non-membres de l'OPEP à la suite des chocs pétroliers des années 1970. Toutefois, ces dernières années, les progrès technologiques et la réduction des coûts de prospection et production du pétrole, notamment en mer du Nord, ont eu pour conséquence de réduire la part que l'OPEP comptait s'attribuer dans la demande croissante de pétrole (figures B. 3 et B. 4). 15 très La demande de pétrole devrait continuer à augmenter, rééquilibrant progressivement l'offre et la demande mondiale. Même si c'est surtout la demande de brut provenant de pays non-membres de l'OPEP qui va augmenter, les livraisons des pays de l'OPEP vont également se développer, notamment à partir du Venezuela et des pays du Moyen-Orient qui comptent des réserves importantes. La capacité de production excédentaire représente déjà 2 à 3 millions de barils par jour, principalement dans le Golfe, sans tenir compte de la production potentielle de l'Irak qui se situe aux environs de 2 millions de barils par jour. Entre 1985 et 1994, les prix mondiaux du brut (exprimés en Brent en termes monétaires courants) se situaient en moyenne à environ 20 dollars par baril, comparés aux 40 dollars par baril entre 1975 et 1985. Ces trois dernières années, la moyenne s'est rapprochée de 17 dollars le baril (voir figure B. 5). Normalement, les prix du pétrole devraient augmenter en termes réels, même si ce n'est que très modérément, dans les 10 à 15 prochaines années. Quand bien même on tiendrait compte du rajustement de l'équilibre entre l'offre et la demande, les prix du pétrole brut ne devraient augmenter que très légèrement, et ce pour les raisons suivantes : (i) Réduction des coûts de prospection et de production grâce aux progrès technologiques La plupart des grandes régions non OPEP productrices de pétrole sont des gisements parvenus à maturité avec des réserves déjà bien entamées. Les réserves pétrolières des 48 Etats des Etats-Unis situés au sud de l'Alaska sont exploitées plus intensément et depuis plus longtemps qu'ailleurs dans le monde. Même en Alaska, où le pétrole a été découvert plus récemment, la production va baisser à l'avenir. La chute des prix pétroliers du milieu des années 1980 avait contribué à cette tendance, en rendant la production de pétrole des pays non-membres de l'OPEP non rentable. Toutefois, la production de la plupart des réserves des pays non-membres de l'OPEP parvenues à maturité connaissent actuellement un regain ou ne se sont pas épuisées aussi rapidement que prévu. Les progrès techniques qui ont été réalisés par l'industrie pétrolière pour abaisser les seuils de rentabilité de l'extraction pétrolière ont dépassé toutes les attentes. Les coûts de prospection et d'extraction du pétrole ont chuté de manière spectaculaire. Même si on a procédé ci et là à une réduction de la main- d'oeuvre pour améliorer la productivité, c'est la technologie qui a joué le plus grand rôle. Les techniques d'exploration sont devenues plus efficaces et l'amélioration des technologies de forage ont considérablement amélioré la capacité de production des champs. Les petits gisements non rentables de la mer du Nord peuvent à présent être exploités grâce à des navires de production spécialisés; le forage horizontal est devenu en quelques années une technique largement répandue qui permet d'améliorer considérablement temps, de nombreux la capacité de production. Dans gouvernements ont pris des mesures fiscales pour encourager l'exploration le même et la production du pétrole. Les estimations concernant la réduction des coûts varient, mais les coûts d'exploration ont sans doute diminué de moitié ces dix dernières années. les développements technologiques demeurent. Par ailleurs, la technologie progresse : même si à l'avenir l'évolution de la technologie n'est pas aussi rapide que par le passé, elle contribuera néanmoins à modérer les futures augmentations du prix du pétrole. Une fois mis au point, (ii) Augmentation des réserves mondiales On a découvert de nouveaux gisements à mesure que les anciens s'épuisaient. Pourtant, il reste encore dans le monde de vastes territoires à exploiter, voire à explorer. Parmi les nouvelles régions pétrolières potentielles, il convient de citer l'ouest des îles Shetland, la. mer de Barents, la réserve naturelle nationale d'Alaska, l'Atlantique du sud et l'Asie du sud-est. Même si le pétrole n'est pas une ressource inépuisable, les réserves ne semblent pas devoir poser de problèmes dans un avenir prévisible. Il faut cependant noter une fois de plus que les producteurs de pétrole traditionnels de l'OPEP continueront à contrôler la plus grande part des réserves mondiales. (iii) Évolution de l'influence de l'OPEP L'OPEP reconnaît que les prix doivent rester modérés et que leur stabilité sert ses intérêts à long terme. Comme l'histoire l'a démontré, les chocs pétroliers ne font qu'étrangler la demande. Forte de cette expérience, l'OPEP va probablement adopter à l'avenir une approche en termes de prix et d'offre qui tienne davantage compte du marché et notamment du rapport entre l'offre et la demande. (iv) Réintégration de l'industrie pétrolière mondiale croissante des pays producteurs La participation activités communautaires en aval a été suivie ces dernières années par l'ouverture des secteurs en amont aux sociétés des pays consommateurs. Ce processus de réintégration devrait se mondialiser et contribuer à la stabilisation des marchés mondiaux du pétrole. aux (v) Sophistication croissante des marchés pétroliers Les opérations sur les marchés pétroliers sont devenues de plus en plus sophistiquées. Elles sont également plus transparentes grâce à la révolution intervenue dans le domaine des technologies de l'information. On comprend mieux à présent les tendances sous-jacentes qui orientent les marchés. Cela ne signifie pas qu'il n'y aura désormais plus de volatilité - après tout, les marchés prospèrent grâce à cette volatilité. Mais les perspectives de crises pétrolières prolongées résultant de la non- transparence des forces du marché s'amenuisent. 17 (vi) Actions gouvernementales visant à faciliter les approvisionnements en cas de crise Des mesures efficaces existent aujourd'hui au niveau mondial (par exemple l'Agence internationale de l'énergie (AIE)) et au niveau régional (par exemple l'Union européenne) pour faire face à une rupture éventuelle des livraisons. La guerre du Golfe nous a rappelé que ces mesures existent et fonctionnent. Tant au niveau de l'Agence internationale de l'énergie qu'au niveau communautaire, des efforts sont faits pour adapter ces mesures à l'évolution du marché. (vii) Produits de substitution du pétrole Il convient d'examiner les produits pouvant remplacer le pétrole. En 20 ans, le pétrole a pratiquement été évincé dans le secteur de la production de vapeur (en particulier pour la production d'électricité) dans les pays développés, par le charbon d'abord, par l'énergie nucléaire ensuite. On se tourne à présent vers le gaz naturel. Dans les 10 à 15 ans à venir, la demande européenne de gaz pourrait augmenter de 40 %, la moitié de cette augmentation étant destinée à la production d'électricité. Bien que le pétrole gardera son quasi monopole dans le secteur des transports, il sera en forte concurrence dans les autres secteurs - ce qui ne favorise pas les augmentations de prix. A plus long terme, les sources d'énergie renouvelables, telles que l'énergie solaire, l'énergie éolienne, la biomasse, les biocarburants et la géothermie qui produisent peu ou pas de pollution constitueront les principales sources d'énergie durable et la Commission, comme indiqué dans le Livre Blanc sur la Politique de l'Energie, proposera une stratégie à cet effet sous forme de Communication. B. 3 Approvisionnement en pétrole brut de l'Union européenne B. 3. 1 Réserves L'Europe dispose d'importantes ressources en charbon, mais elles seront de moins en moins exploitées. Les réserves en pétrole et en gaz, bien que modestes comparées au niveau mondial, devraient rester une ressource énergétique indigène importante. Les réserves pétrolières globales prouvées d'Europe occidentale représentent moins de la moitié des réserves gazières (2,2 milliards de tonnes contre 4,9 milliards de tonnes équivalent pétrole de gaz). La plupart de ces réserves sont situées sous la mer du Nord. Les réserves pétrolières de la Communauté se montent à Les réserves 0,9 milliards de tonnes, le reste appartient à la Norvège. européennes représentent environ 8 ans de production. Cependant, comme elles sont pratiquement remplacées au fur et à mesure de leur utilisation, leur durée de vie, compte tenu des réserves probables, sera considérablement plus longue. B. 3. 2 Production La production énergétique dans la Communauté va probablement atteindre son apogée vers l'an 2000. Après cette date, la production de toutes les énergies primaires, à l'exception des énergies renouvelables, devrait décélérer quelque peu. A l'horizon 2005, la production énergétique communautaire ne devrait cependant pas être inférieure à celle de 1992. La production communautaire en mer du Nord a atteint un pic au milieu des années 80 pour retomber assez rapidement par la suite. Depuis 1991, la production augmente à nouveau, à mesure que de nouvelles technologies d'exploration et de production et des mesures fiscales plus favorables permettent d'exploiter profitablement les nouveaux petits gisements ou d'améliorer l'exploitation des gisements existants. Par conséquent, la production ne devrait pas subir un nouveau repli avant la fin des années 1990. B. 3. 3 Dépendance à l'égard des importations L'Europe connaît un déficit énergétique depuis de nombreuses années, malgré son importante industrie charbonnière établie de longue date, le développement plus récent des réserves gazières et pétrolières considérables dans le Nord-Ouest et une industrie nucléaire de première importance. L'augmentation de la demande énergétique de la Communauté et la baisse de la production énergétique primaire intérieure déboucheront sur une augmentation de la dépendance des importations vis-à-vis des pays tiers, notamment le Moyen-Orient et la CEI. La dépendance de la Communauté à l'égard de l'énergie importée (c'est-à-dire les importations énergétiques exprimées en pourcentage de la consommation intérieure brute d'énergie) représente aujourd'hui environ 48 %. Elle ne devrait augmenter que très légèrement d'ici à l'an 2000 pour atteindre 55 % en 2005, et s'accélérer ensuite. Le principal changement au niveau de la dépendance se manifeste dans le secteur du charbon - à mesure que la production intérieure diminue, les importations augmentent. Elles sont passées de 29 % de la consommation en 1990 à environ 44 % aujourd'hui et devraient atteindre 50 % d'ici à l'an 2005. La dépendance à l'égard du gaz représente environ 40 %. Compte tenu de l'augmentation prévue de la demande pour les dix années à venir, ce chiffre devrait dépasser 55 % d'ici au milieu de la prochaine décennie. Les importations représentaient près de 80 % de La dépendance de la Communauté à l'égard du pétrole importé est déjà très élevée la (voir figure B. 6). consommation en 1990, même si récemment l'amélioration de la production communautaire en mer du Nord a réduit ce pourcentage. Avec la Norvège, ce chiffre tombe à 60 %. Si l'on tient compte, conformément aux prévisions, de la diminution de la production communautaire de pétrole brut d'ici à l'an 2005 et de l'augmentation modeste mais continue de la demande de produits pétroliers, la dépendance de la Communauté vis-à-vis des importations de pétrole pourrait attendre 83 % aux alentours de l'an 2005. B. 3. 4 Qualité du brut Jusqu'à relativement récemment, c'est-à-dire jusqu'en 1993 environ, le baril de pétrole brut (c'est-à-dire le mélange de tous les pétroles bruts) traité dans les raffineries européennes s'est alourdi. La production du brut de qualité supérieure produit dans la Communauté a diminué alors que les importations de brut plus lourd a augmenté. Cette tendance, associée à l'augmentation de la demande de produits de haute qualité pour le transport a obligé le secteur du raffinage à consentir d'importants investissements en vue de la création de nouvelles installations pouvant convertir les fractions lourdes en fractions légères. Toutefois, depuis 1993, la densité moyenne de la structure d'approvisionnement en brut s'est modifiée considérablement en raison des facteurs mentionnés ci-dessous (voir figure B. 7 qui illustre l'évolution de !a densité moyenne des livraisons de brut avant et après 1993). Depuis deux ans, la production de pétrole en mer du Nord connaît un renouveau. Il en résulte que les importations globales de pétrole en Europe ont légèrement chuté. Les importations nettes de pétrole brut pour l'Europe des Douze s'élevaient en 1994 à 27 millions de tonnes, soit 6,5 % de moins qu'en 1992. La qualité des bruts importés a également changé. Les bruts de l'OPEP tendent à s'alourdir. Non seulement leur part du marché mondial a diminué ces dernières années, mais leur qualité s'est également améliorée dans l'ensemble. Cela résulte d'une stratégie particulière de l'Arabie Saoudite qui tient à maximiser les exportations des qualités légères à forte valeur ajoutée au détriment des qualités moyennes et lourdes, afin de compenser la perte importante de revenus subie depuis la chute des prix pétroliers en 1986. Cela a également amené l'Arabie Saoudite à exploiter les champs pétroliers récemment découverts contenant des bruts très légers. Enfin, le total des livraisons de condensats et de gaz naturels liquides (GNL) augmente depuis quelques années. Mélangés au pétrole brut ou directement importés comme matières premières pour les raffineries, ils ont eu pour effet d'alléger le baril livré. L'allégement inattendu du baril de brut communautaire mentionné ci-dessus est l'une des causes principales de la faible rentabilité actuelle des raffineries communautaires. Il est difficile de prévoir l'évolution de la qualité des bruts traités dans les raffineries communautaires. A très long terme, à mesure que les réserves domestiques s'épuisent, les vastes réserves de brut à forte ou moyenne densité des pays du Moyen Orient vont représenter une part de plus en plus importante de la demande communautaire. A court terme, le baril livré pourrait bien rester d'une qualité supérieure à ce qui était prévu. 20 B. 3. 5 Sécurité d'approvisionnement le moment, il n'y a pas lieu de s'inquiéter de Pour la sécurité de l'approvisionnement en pétrole. Les conditions ont changé considérablement depuis les situations de crise/de crise latente qui existaient il y une vingtaine d'années, lorsque les sources d'approvisionnement en pétrole et en produits (tableaux étaient beaucoup moins diversifiées qu'aujourd'hui pétroliers B. 1/2/3/4/5/6). En outre, l'offre va probablement dépasser la demande pendant quelques années encore. Il n'empêche qu'il convient d'examiner en permanence les facteurs sous-jacents qui conditionnent la stabilité des sources d'approvisionnement. En effet, comme nous l'avons déjà indiqué, plus des trois quarts des réserves mondiales de pétrole sont situées dans des régions potentiellement instables du point de vue politique et/ou économique. Ces régions resteront la source prédominante de l'approvisionnement communautaire à l'avenir. intérêts par des Il est donc dans l'intérêt de la Communauté de promouvoir de bonnes relations entre producteurs et consommateurs grâce à un processus de dialogue et d'alignement des investissements et des arrangements opérationnels. Des possibilités d'investissement en amont s'ouvrent à présent aux entreprises communautaires dans les pays producteurs de même que certaines entreprises des pays producteurs continuent à le secteur communautaire en aval. Ces actions consolident l'intérêt mutuel qu'ont les deux parties à assurer le bon fonctionnement du secteur pétrolier dans son ensemble. On peut citer à titre d'exemple : investir dans • • • • le développement de la coopération dans le domaine énergétique entre les pays membres du conseil de coopération du Golfe (CCG) et l'Union européenne, qui se traduit par l'intégration verticale progressive des industries du CCG et de la CE, dans la mesure où les sociétés du CCG le secteur communautaire en aval et où des investissent dans investissements en amont sont réalisés par des sociétés communautaires dans les pays du CCG; la quatrième conférence le coparrainage par internationale sur l'énergie à Puerto la Cruz (Venezuela) du 25 au 27 septembre 1995; la Commission de la participation de la Commission à la conférence de Barcelone sur la coopération euroméditerranéenne, les 27 et 28 novembre 1995; les l'établissement de la Charte européenne de l'énergie prévoyant conditions dans lesquelles les sociétés communautaires pourront investir en toute confiance dans l'exploitation des ressources en hydrocarbures de la CEI et des PECO. 21 Il convient par ailleurs de réfléchir au meilleur moyen de faciliter ce processus de dialogue. Voilà pourquoi la Communauté européenne, principal importateur mondial de pétrole, doit soutenir et promouvoir le dialogue politique entre producteurs et consommateurs, auquel la France et le Venezuela ont donné un nouvel élan à la conférence de Paris en juillet 1991. Même si le nécessaire est fait pour promouvoir la sécurité de l'approvisionnement grâce aux arrangements politiques appropriés décrits ci-dessus, il faut continuer à prévoir des mesures adéquates pour la gestion des situations de crise, par exemple le maintien de stocks obligatoires et d'autres activités de coordination. À cet égard, on ne peut que se féliciter de la complémentarité des systèmes mis en place par l'Agence internationale de l'énergie et la Communauté ainsi que des efforts continus faits par les deux institutions pour adapter ces arrangements à l'évolution des marchés du pétrole et, en particulier en ce qui concerne la Communauté, pour adapter la législation de crise existante au fonctionnement du marché intérieur. Une autre question qui relève de la sécurité de l'approvisionnement est la question générale de la logistique de l'approvisionnement en pétrole brut. La Communauté ne doit pas perdre de vue la continuité de son approvisionnement à long terme et doit saisir les nouvelles opportunités qui se présentent. Elle doit garantir sa participation aux nouveaux accords d'approvisionnement qui résultent de l'émergence de nouvelles sources de production de brut et de l'évolution politique. À cet égard, il convient de citer les nouveaux réseaux de pipelines qui sont en train d'être mis en place ou envisagés pour écouler la nouvelle production de la CEI, notamment à partir de la mer Caspienne, la réouverture du pipeline ADRIA en Croatie ainsi que les possibilités d'exporter le pétrole russe dans le cadre du soutien aux réseaux transeuropéens qui est prévu par le Traité. 22 ANNEXE C Offre et demande de produits pétroliers Cl Situation mondiale La consommation mondiale d'énergie a plus que doublé au cours des trois dernières décennies, atteignant 8,4 milliards de tonnes équivalent pétrole en 1990. Entre 1974 - l'année suivant le premier choc pétrolier - et 1992, le taux de croissance annuel a atteint environ 2 %. La croissance s'est interrompue récemment en raison d'une baisse de la consommation dans les anciens pays communistes, mais à mesure que les économies se redressent, la tendance sous-jacente reprendra le dessus et la demande devrait augmenter à nouveau. L'Agence internationale de l'énergie estime que la demande d'énergie pourrait augmenter de 2 % ou plus chaque année dans les dix à quinze années à venir. En ce qui concerne la répartition par type de la consommation brute d'énergie primaire dans l'Europe des Quinze, qui s'établissait en 1995 à 1 369 millions de tonnes équivalent pétrole, le pétrole se taille la part du lion avec 574 millions de tonnes par an, soit 43 %, le gaz vient en deuxième lieu avec 277 millions de tonnes, soit (20 %). D'ici à l'an 2005, la consommation de pétrole devrait atteindre 606 millions de tonnes par an, la part du marché se réduisant à 39 %, principalement au bénéfice du gaz et des énergies renouvelables (les figures Cl et C2 respectivement indiquent la situation pour chaque année). La croissance globale de pétrole dans les pays de l'OCDE est estimée par l'AIE à environ 1 % par an entre 1992 et 2010. En dehors de l'OCDE, il faudra sans doute plusieurs années avant que la croissance énergétique des pays de la CEI et des PECO se redresse (une augmentation moyenne de 0,6 % par an est néanmoins prévue entre 1992 et 2010). Les pays en développement devraient connaître des taux de croissance pouvant aller jusqu'à 4 % par an. En termes quantitatifs toutefois la croissance de 1 % de la zone OCDE est beaucoup plus importante que celle de 4 % des pays en développement. On peut citer en particulier les pays riverains du Pacifique menés par la Chine et les quatre dragons asiatiques (Corée du sud, Taïwan et les pays de l'ANASE) ainsi que l'Amérique latine, qui seront largement responsables de ce résultat. Au sein de l'OCDE le pétrole sera de plus en plus utilisé dans le secteur des transports en expansion, ce qui compensera la baisse de la demande dans les autres secteurs. Dans les pays en développement, la demande augmentera dans tous les secteurs en raison d'un besoin grandissant d'énergie et du manque de produits de substitution appropriés dans la plupart des régions du monde. La croissance sera la plus marquée dans le secteur des transports. Bien que la demande mondiale de pétrole continuera à augmenter, elle sera dépassée par les autres principales sources d'énergie primaires, notamment le gaz. Même s'il connaît un recul, le pétrole restera la source énergétique la plus importante dans le monde. 23 C2 Demande communautaire de produits pétroliers C. 2. 1 Statistiques concernant la demande communautaire de produits pétroliers Il y a eu un tassement de la demande globale ces dernières années et on s'attend à une croissance relativement modeste (environ 0,5 % par an) dans les dix prochaines années. (Figure C. 3 indique l'évolution escomptée de la demande de pétrole dans les quinze pays de la Communauté, y compris la structure du baril pour la période 1990-2005. Les projections à partir de 1995 sont fondées sur les dernières prévisions du "cas de base" de la Commission). La demande s'est allégée progressivement ces vingt dernières années, la croissance la plus forte ayant été observée au niveau des distillais moyens, suivis par les carburants et autres produits. (La figure C. 4 montre cette évolution en pourcentage. La figure C. 5 montre par ailleurs que l'allégement du baril s'est fait principalement au niveau des distillais moyens depuis 1990 et indique que cette tendance devrait se poursuivre pendant un dizaine d'années, même si le rythme de l'allégement va se ralentir après l'an 2000. ) La demande de pétrole des Douze s'élevait à 494 millions de tonnes en 1994, à l'exclusion de quelques 35 millions de tonnes pour les soutes. Le pétrole représentait environ 43 % de la consommation énergétique de la Communauté. L'essence (c'est-à-dire l'essence d'aviation ou pour l'automobile ainsi que les matières premières légères pour l'industrie chimique) représentait 27 % de la demande globale de pétrole dans la Communauté, les distillats moyens (les carburéacteurs et le fuel domestique ainsi que le gazole et le diesel, y compris les soutes) 44 %, le fuel oil (les combustibles industriels et à usage des centrales électriques ainsi que les soutes) 18 %, et les autres produits (le gaz de raffinerie, le gaz de pétrole liquéfié, les solvants, le coke de pétrole, les lubrifiants, le bitume et les paraffines) 11 %. Il convient de noter que la part des produits légers a augmenté régulièrement depuis les chocs pétroliers des années 1970 en raison du déclin de la demande de fuel oil lourd au bénéfice d'autres sources d'énergie, alors que la demande d'essence, de kérosène et de diesel pour les transports a augmenté. Plus récemment, contre toute attente, la demande de diesel a continué à augmenter aux dépens de l'essence. C. 2. 2 Perspectives de la demande communautaire Les prévisions de la Commission indiquent que le niveau global de la demande d'énergie dans l'Union européenne augmentera lentement mais régulièrement au cours des dix prochaines années, cette augmentation se situant à environ 1 % par an. En raison de la "ruée sur le gaz", principalement dans le secteur de la production d'électricité, le gaz naturel devrait devenir le carburant le plus populaire - la demande pourrait augmenter de plus de 3 % par an. L'énergie nucléaire et les 24 énergies renouvelables devraient également augmenter leur part de marché mais le charbon va connaître un déclin. La demande de pétrole ne devrait qu'augmenter très modestement - environ 0,5 % par an. Même si la directive 75/405/CEE interdisant l'utilisation de pétrole pour la production d'électricité est abrogée, on s'attend à ce que la demande de pétrole dans ce secteur chute. On pourrait néanmoins enregistrer une certaine croissance dans les secteurs de la demande finale - surtout pour les carburants destinés aux transports. Le pétrole représentera à nouveau la plus grande part de l'énergie primaire totale consommée dans la Communauté. En l'an 2005, le pétrole devrait encore représenter environ 40 % de l'ensemble de l'énergie consommée. L'augmentation de. la demande de pétrole sera concentrée dans les utilisations non énergétiques et les transports où cette matière première est encore irremplaçable. Du point de vue régional, la croissance se manifestera surtout dans le sud de l'Europe où il y a davantage de possibilités grâce à une croissance économique plus forte. La concurrence de la part du gaz sera forte, notamment là où le fuel lourd est remplacé pour la production d'électricité (notamment en Italie) et où le gaz est introduit comme nouveau combustible (Grèce, Portugal, Espagne et certaines parties de la Scandinavie). De manière générale, le baril de produits devrait continuer à s'alléger. Conformément à la tendance mondiale, même si elle n'est pas aussi prononcée que dans les pays en développement, la croissance va se situer au niveau des qualités moyennes du baril. Les produits en question sont le kérosène utilisé pour l'aviation et en particulier le diesel destiné aux transports, qui vont plus que compenser le recul des quantités utilisées pour le chauffage. La demande d'essence va peut-être augmenter légèrement, principalement dans l'Europe du sud, mais la tendance à lui préférer le diesel devrait limiter cette croissance, à moins que l'on introduise des mesures fiscales visant à égaliser sur une base énergétique les accises sur ces deux types de carburant. Cela ne renverserait cependant pas totalement la tendance, car le diesel présente un meilleur rendement énergétique. Les problèmes actuels liés aux émissions de particules provenant des véhicules fonctionnant au diesel devraient pouvoir être résolus du point de vue technique. Le fuel-oil résiduel devrait connaître un certain déclin puisque le fuel oil est à la fois réglementé du point de vue environnemental et concurrencé par le gaz naturel. Il n'empêche qu'une partie importante des produits résiduels sont utilisés , dans des domaines où la substitution n'est pas encore facile, par exemple le fuel lourd pour les soutes, le bitume, les lubrifiants et le coke de pétrole. Ces utilisations représentent environ 40 % des produits résiduels en Europe et devraient augmenter en fonction de la croissance économique. C3 Approvisionnement communautaire en produits pétroliers En 1994, le bilan de l'approvisionnement en produits pétroliers de l'Europe des Douze (CE-12) se présentait comme suit : la demande totale de produits pétroliers CE-12 (494 millions de tonnes) et les exportations globales vers les pays non membres, y 25 compris les soutes (110 millions de tonnes) étaient couvertes par la production nette des raffineries (517 millions de tonnes), les importations de pays non CE-12 (76 millions de tonnes), les stocks CE-12 ainsi que d'autres variations (11 millions de tonnes). L'industrie du raffinage de l'Union européenne produit la plus grande partie (86 %) de l'approvisionnement global en produits pétroliers. Les importations nettes globales de produits pétroliers sont proches de 0 (figure C. 6) et s'expliquent par des exportations nettes d'essence (15 millions de tonnes par an) ayant augmenté fortement ces dernières années, contrebalancées principalement par des importations nettes de fuel oil et de naphta (figure C. 7/8/9). Les sources d'importation de ces produits sont largement diversifiées (tableau B. 2). 26 ANNEXE D Environnement D. l Contexte politique et économique La protection de l'environnement est un objectif communautaire qui revêt une grande importante politique et économique. Le chapitre XVI du traité CE expose la politique de l'environnement que la Commission est tenue de promouvoir. Il y a beaucoup de préoccupation à travers la Communauté concernant la qualité de l'air. Les citoyens de la l'environnement et en particulier Communauté exigent des améliorations et, de fait, des engagements spécifiques ont été pris, à cet effet, dans la Convention cadre sur le changement climatique. Pour le secteur énergétique en particulier, les mesures environnementales auront un impact fondamental et elles doivent donc être considérées comme l'un des éléments clés par l'industrie pétrolière, car elles auront des conséquences pour le secteur du raffinage et celui de la distribution. D. 2 Mesures mises en oeuvre et proposées Les mesures mises en oeuvre et proposées portent sur le fonctionnement du processus de raffinage lui-même, sur de nouvelles spécifications plus strictes pour les produits et sur les équipements visant à limiter les émissions dans le secteur de la distribution. Les directives communautaires actuelles relatives aux polluants contenus dans les différents produits pétroliers ont débouché sur des spécifications plus strictes quant à la teneur en soufre, en benzène et en plomb, ainsi que l'indiquent les tableaux D. 1/2/3). En outre, il existe à présent un directive, qui a été adoptée par le Conseil en 1994, sur la limitation des émissions de composés organiques volatiles (COV) résultant du stockage du pétrole et de sa distribution dans les stations-service (directive 94/63/CE dite de la première étape). Cette directive est un premier pas vers la mise en oeuvre d'une stratégie visant à atteindre une réduction globale des émissions de COV dans la Communauté. Elle s'applique aux opérations, aux installations, aux véhicules et aux navires concernés par le stockage, le chargement et le transport du pétrole d'un terminal à l'autre ou d'un terminal à une station-service. Le programme auto-oil et les mesures futures possibles qui en découleront sont présentées dans la partie D. 4. 2 ci-dessous. 27 D. 3 Conséquences pour l'économie en aval et pour le processus de décision Les mesures et propositions actuelles font déjà peser sur l'industrie des charges importantes que cette dernière craint ne pas pouvoir récupérer dans le prix des produits pétroliers. Les investissements que les mesures communautaires existantes et potentielles impliquent, y compris les dépenses faites à ce jour, sont considérables pour le secteur pétrolier en aval. Le tableau D. 5 indique les estimations faites par l'industrie et d'autres sources quant à l'ordre de grandeur des dépenses prévues. La capacité de désulfuration des distillats moyens déjà installée pour faire suite à ces mesures est considérable, à savoir 155 millions de tonnes par an en 1994 (le tableau D. 6 donne la répartition par pays), au regard de la demande globale de distillats moyens qui est de 225 millions de tonnes. Une autre conséquence économique potentielle découle du fait que le coût de la dépollution obligatoire imposée aux raffineurs qui ferment leurs installations a des répercussions sur le processus de décision, en ce qu'il augmente considérablement la facture. Conformément au principe du "pollueur payeur", les opérateurs qui décident de fermer des raffineries, des dépôts, des points de vente au détail ou d'autres installations doivent nettoyer le site de sorte qu'il corresponde à des normes acceptables déterminées. Cela entraîne des coûts potentiellement importants - pour une raffinerie moyenne, on les évalue à 60 - 80 millions d'écus et pour un point de vente au détail à environ 200 000 écus. D. 4 Perspectives environnementales D. 4. 1 Futures mesures éventuelles L'évaluation de toutes les options techniques ou non techniques respectueuses de l'environnement pouvant être appliquées dans le secteur du raffinage est une opération complexe, compte tenu notamment du rapport coût/efficacité, des conséquences pour la compétitivité, et de considérations géographiques. Pourtant, ces dernières années une nouvelle méthode de formulation et de sélection des mesures environnementales applicables au secteur a vu le jour. Elle vise à atteindre à l'horizon 1999/2005 de nouveaux objectifs relatifs à la qualité de l'air pour les émissions polluantes de NOx, S02, CO, de particules, de plomb, d'ozone, de benzène, d'hydrocarbures, de cadmium, d'arsenic, de nickel et de mercure. En ce qui concerne la deuxième série de réduction des émissions autorisées de COV, les services de la Commission sont en train de réfléchir sur les moyens les plus rentables pour y parvenir, soit en prévoyant des adaptations techniques dans les stations-service (les mesures dites de la deuxième étape que certains Etats membres ont déjà adoptées) soit en installant des grands "canisters" à charbon actif dans les voitures. 28 D. 4. 2 Programme européen "Auto Oil" D'autres mesures environnementales sont prévues. La Commission, en coopération avec EUROPIA (l'association européenne de l'industrie pétrolière) et l'ACEA (l'association européenne de l'industrie automobile) a lancé une initiative importante en juillet 1993 en vue d'améliorer la qualité de l'air. Cette initiative fait partie de la nouvelle stratégie de la Commission pour lutter contre les émissions des véhicules, fondée sur une approche multidimensionnelle et cohérente des mesures de réduction de la pollution qui devraient être mises en oeuvre en l'an 2000. L'initiative a été baptisée Programme européen "Auto Oil" et la stratégie est tout à fait conforme au cinquième programme d'action "Environnement" de la Commission, qui accorde une attention particulière aux analyses coût/efficacité. Le but de ce programme est d'identifier de nouvelles mesures qui pourraient permettre d'atteindre des objectifs de qualité de l'air établis sur une base rationnelle, en réduisant les émissions de la manière la plus économique et la plus efficace possible. Ces mesures identifiées par le programme constitueront la base de la prochaine étape de la nouvelle législation européenne relative aux émissions et à la qualité des carburants. Le programme européen Auto-oil a également identifié des mesures améliorées en matière d'inspection/maintenance ainsi qu'un nombre de mesures non techniques (tarification routière, restructuration de trafic dans certaines zones et programmes d'élimination des véhicules usagés). Ces mesures constituent des éléments importants des politiques nationales afin de satisfaire aux futurs objectifs de qualité de l'air. Toutefois, la nature de la plupart des mesures non techniques devrait plutôt faire l'objet de réglementation au niveau national plutôt que communautaire. A ce jour, quatre volets du programme européen Auto Oil sont terminés, à savoir : (i) le programme européen sur technologies des moteurs (EPEFE), les émissions, les carburants et les (ii) l'étude de la qualité de l'air dans sept villes européennes, (iii) le contrôle de la qualité des carburants disponibles sur le marché, (iv) l'analyse coûts/bénéfices des mesures techniques et non techniques proposées pour atteindre les normes imposées relatives à la qualité de l'air. Le but principal du programme EPEFE consistait à établir la relation entre la technologie des moteurs, la qualité des carburants et les émissions. Les résultats du programme ont servi à évaluer les réductions d'émissions qui peuvent être réalisées par des changements dans la qualité des carburants. Cet excellent exemple de coopération entre la Commission, les industries pétrolière et automobile devrait déboucher rapidement sur l'établissement de 29 plusieurs séries de spécifications relatives aux propriétés des carburants. Ces mesures devraient entrer en vigueur en l'an 2000 et devraient comporter des réductions importantes du niveau des émissions produites au cours de l'utilisation et de la fabrication des carburants. Non seulement ces nouvelles séries de spécifications devront être conformes aux exigences environnementales, mais elles devront également limiter le coût des mesures à un niveau raisonnable et tenir compte des autres besoins socio-économiques des pays de la CE. D. 4. 3 Propositions de l'industrie concernant l'application d'une approche coûts/bénéfices aux mesures communautaires L'industrie pétrolière propose que l'approche coûts/bénéfices adoptée dans le cadre du programme européen "Auto Oil" soit utilisée comme base d'une politique globale plus exhaustive (appelée évaluation d'impact sur le secteur de l'énergie) qui s'appliquerait aux propositions de la Commission pouvant avoir directement ou indirectement des conséquences pour le secteur énergétique. L'approche proposée pourrait tenir compte, dans le cadre de l'évaluation coûts/bénéfices des mesures CE proposées, de l'impact global sur les activités du secteur de l'énergie et les activités connexes et notamment de l'impact environnemental. Cette évaluation devrait comporter une analyse approfondie et objective des coûts/avantages, du point de vue quantitatif et qualitatif, et tenir compte des effets des mesures proposées par la Commission au niveau de la réalisation des objectifs de la politique communautaire dans le domaine de l'énergie. Cette approche mérite un examen plus approfondi de la part des services de la Commission. 30 ANNEXE E Raffinage du pétrole E. l Nombre de raffineries, capacité et utilisation E. l. l Définition des types de capacité Il convient de définir deux éléments importants du procédé de raffinage pour pouvoir examiner et comprendre correctement l'économie de ce sous-secteur. Il y a tout d'abord le procédé de distillation du brut, qui correspond au premier traitement du pétrole, c'est-à-dire le procédé de distillation primaire, l'installation elle-même étant connue sous le nom d'unité de distillation du brut. Généralement, en entend par "capacité de raffinage", "capacité de distillation du brut" ou "capacité de distillation directe", ce type de capacité. Il y a ensuite les procédés de valorisation, qui améliorent la qualité et augmentent la valeur des produits intermédiaires. Ces procédés incluent notamment les opérations qui améliorent les distillats (par exemple, le réformage catalytique) et les procédés de conversion (par exemple, le craquage catalytique). Les procédés de conversion convertissent le fuel oil issu du procédé de distillation primaire ou d'autres produits intermédiaires du procédé de raffinage qui peuvent faire office de fuel oil, en produits de distillation moyens et légers, permettant ainsi aux raffineurs de mieux adapter leurs produits à la demande. La conversion est souvent exprimée en capacité équivalente de craquage catalytique nécessaire pour produire les mêmes quantités de distillats, le craquage catalytique étant le type d'installation rencontré. Il y en a d'autres comme l'hydrocraquage, le craquage des résidus, le craquage combiné, la viscoréduction, la cokéfaction et l'alkylation. le plus fréquemment Les termes figurant dans ces définitions sont utilisés dans le présent document. E. l. 2 Nombre de raffineries Il restait 93 raffineries dans l'Europe des Douze à la fin de 1994, après une longue période de fermetures initiée en 1980, date à laquelle il y en avait encore 141. Le nombre total des raffineries, la capacité de distillation primaire et les détails sur. la complexité des raffineries au début et à la fin de la période au-delà de 1988 figurent dans le tableau E. l. Alors que le nombre total des raffineries a diminué au cours de cette période, on constate que le nombre de raffineries complexes a augmenté (de 55 à 66) et que le nombre de raffineries semi-complexes (de 24 à 13) et simples (de 62 à 14) a diminué. Il y a donc eu globalement un renforcement important de la capacité de raffinage complexe dans la Communauté. 31 A la suite des fermetures opérées, seules trois raffineries ayant une capacité de moins de 1 millions de tonnes par an restent opérationnelles. Par ailleurs, certaines raffineries mal situées ou dont la capacité est faible souffrent d'une rentabilité peu élevée, compte tenu de la conjoncture actuelle. E. 1. 3 Tendances La capacité de distillation du pétrole brut dans l'Europe des Quinze, déclarée par les Etats membres pour 1994, atteignait 637 millions de tonnes par an dont 560 millions de tonnes par an ont été utilisées. Cela représente un taux d'utilisation de 87 % qui est plus ou moins conforme à la hausse constante de l'utilisation observée depuis 1985, date à laquelle l'utilisation ne représentait que 63 %. Cette augmentation résulte du programme de réduction des capacités de distillation du brut lancé par les raffineurs au cours de cette période, grâce notamment à la fermeture de raffineries complètes, comme nous l'avons mentionné ci-dessus. Le tableau E. 2 donne la situation au 1er janvier 1995 pour chaque Etat membre en ce qui concerne les capacités de distillation primaire et de conversion tandis que la figure E. 2 indique les capacités de distillation primaire, les débits et l'utilisation pour la période 1985-1995. Les chiffres représentant la capacité de distillation du brut, à partir desquels on calcule les taux d'utilisation, ne tiennent toutefois pas compte du "glissement" de la capacité ("capacity creep") ces dernières années, c'est-à-dire de l'expansion lente mais régulière de la capacité nominale existante déclarée ni des capacités mises hors service mais qui peuvent être récupérées à relativement court terme. Il en résulte que les taux d'utilisation sont surévalués. La capacité de conversion des installations pour l'Europe des Quinze s'est élevée en 1995 à 199 millions de tonnes par an (en équivalent de craquage catalytique), ce qui représente une augmentation de 50 millions de tonnes par an ou de 35 % par rapport à 1985 (tableau E. 3/figure E. 2). Ce volume représente 31 % des capacités de distillation primaire. Cette forte hausse de la capacité de conversion reflète les attentes de l'industrie quant à l'augmentation de la demande d'essence et de l'alourdissement constant du brut livré. Ces attentes se sont vérifiées jusqu'au début des années 90. Depuis la demande d'essence a stagné et le brut a commencé à s'alléger (voir figures B. 7, C. 3, C. 4 et C. 5, dans les annexes précédentes). L'industrie est néanmoins d'accord pour affirmer que la capacité de conversion existante a été utilisée, car même si les marges étaient très faibles, elles étaient suffisantes pour couvrir les coûts variables. E. 2 Marges et rentabilité du raffinage E. 2. 1 Définition des marges Aux fins du présent document, on entend par marges bénéficiaires du raffinage les "marges brutes". Elles équivalent à la différence entre les recettes des ventes de produits pétroliers et le coût des matières premières brutes, divisée par la quantité de pétrole brut traité. 32 E. 2. 2 Marges répertoriées La figure E. 3 donne les marges bénéficiaires du raffinage en dollars US par baril de pétrole brut traité pour la période 1988-94 dans le nord ouest de l'Europe et dans la méditerranée. Pour la première région, les marges concernent à la fois les raffineurs directs (c'est-à-dire ceux qui procèdent uniquement à la distillation directe du brut ainsi qu'au réformage catalytique) et les raffineurs procédant à la valorisation du brut (c'est-à-dire ceux qui procèdent à la distillation du brut, au craquage catalytique, à la désulfuration du gasoil et au réformage catalytique). Pour la deuxième région, les marges sont indiquées uniquement pour les raffineurs procédant à la valorisation du brut. On peut observer en premier lieu que si les marges de valorisation dans le nord ouest de l'Europe et dans la région méditerranéenne ne diffèrent aujourd'hui que très peu, en revanche entre 1992 et 1994 les marges de la région méditerranéenne étaient supérieures d'environ 0,6 dollar par baril. Il convient ensuite de signaler également que les marges de distillation directe et de valorisation qui ont atteint un maximum en 1991, ont chuté aux environs de 0 dollar par baril et de 1,8 dollar par baril respectivement en 1995. On considère que les marges de valorisation devraient atteindre des niveaux nettement plus élevés pendant un certain temps avant que les raffineurs ne puissent récupérer les investissements réalisés ces dernières années. La figure E. 3 montre que les marges de valorisation n'ont atteint qu'une seule fois de tels niveaux - au début de 1991 pendant la guerre du Golfe - pendant quelques mois seulement. E. 2. 3 Explication des tendances Le sous-secteur du raffinage de l'industrie pétrolière communautaire située en aval souffre depuis quelques temps déjà de marges bénéficiaires chroniquement faibles. Dans le même temps, la capacité de production de l'essence est devenue excédentaire alors que l'offre de diesel s'est raréfiée. Cette situation est le résultat : (i) (ii) (iii) de l'évolution de la récession économique qui s'est traduite par un tassement de la demande globale communautaire de produits pétroliers, en particulier celle de l'essence, d'une capacité de distillation du brut toujours excédentaire dans la Communauté par rapport à la demande de produits pétroliers, d'une augmentation non prévue de la disponibilité de bruts légers provenant de la mer du Nord et d'Arabie Saoudite, grâce auxquels on a pu produire des produits légers supplémentaires sans utiliser toutes les unités de conversion disponibles (installées à l'origine par l'industrie qui s'attendait à une augmentation des livraisons d'huiles plus lourdes, ce qui 33 aurait entraîné un déficit de produits légers) (la figure E. 4 montre l'effet de ce développement sur les prix du brut et des produits), (iv) (v) le déplacement d'une partie de la demande d'essence vers le diesel, provoqué en partie par les disparités fiscales existant dans la plupart des Etats membres entre les taxes sur le diesel et les taxes sur l'essence, qui ont favorisé la demande de diesel au détriment de celle de l'essence, et d'une augmentation des contraintes environnementales, notamment l'introduction de l'essence sans plomb, nécessitant des unités de raffinage supplémentaires pour améliorer la qualité, ce qui a débouché sur une extension non intentionnelle de la capacité de production de produits légers. Malgré les réductions importantes opérées dans les années 1980 au niveau de la capacité de distillation primaire, la situation reste excédentaire et le restera si on ne procède pas à des fermetures supplémentaires. Il semblerait donc qu'une contribution à la solution de ce problème sera de réduire encore la capacité de distillation primaire et la capacité de conversion. Certains raffineurs ont déjà réagi en procédant à la fermeture de capacités de distillation; d'autres en vendant des Raffineries complètes à des acheteurs dont les critères sont à la fois économiques et stratégiques. De manière générale, on peut dire que la réduction de la capacité de distillation primaire n'est pas encore suffisante pour restreindre l'offre de produits pétroliers et porter ainsi les marges de la distillation directe à des niveaux acceptables. Par ailleurs, il n'y a pas eu de fermeture d'installations de conversion. Par conséquent, H n'y a pas eu de restriction au niveau des fournitures de distillats légers qui auraient pu augmenter les marges de valorisation. Il y a eu très peu de fermetures complètes de raffineries car les raffineurs hésitent à prendre de telles décisions stratégiques vu leur caractère définitif et les charges environnementales et sociales extrêmement lourdes qu'elles entraînent. La réduction des capacités de distillation nécessaire n'a pas encore été opérée en raison de l'incertitude liée à une reprise éventuelle de la demande, de la tendance actuelle à la réduction des coûts qui a permis aux raffineurs de rester excédentaires en termes de trésorerie, et de la répugnance des raffineurs individuels à faire face à des conséquences stratégiques et opérationnelles ainsi qu'aux coûts importants liés à la fermeture des raffineries. Il résulte de la situation existante dans le domaine de la distillation primaire et de la conversion que les raffineurs, dont la plupart disposent en partie d'une capacité de conversion, se sentent piégés car les marges bénéficiaires restent légèrement positives, mais ne sont pas suffisantes pour rentabiliser les investissements réalisés dans les unités de conversion. 34 Il ressort de ce qui précède que l'avenir du secteur est particulièrement incertain et que l'industrie à décidé d'adopter une politique d'attente plutôt que de prendre des décisions concernant les capacités. Le tableau E. 5 identifie les expansions ou réductions de capacité qui, au début de 1995, ont été notifiées. Le tableau E. 6 donne le détail, fin 1995, de la capacité de raffinage OPEP à l'étranger. E. 2. 4 Effets des échanges internationaux sur la rentabilité du raffinage La balance commerciale globale des produits pétroliers de la Communauté s'est améliorée considérablement ces dernières années (figures C. 6/7/8/9, présentées dans les annexes précédentes). Il reste néanmoins quelques inquiétudes car la réduction des capacités de raffinage dans la Communauté pourrait être contrebalancée par une augmentation des importations, empêchant ainsi toute amélioration des marges bénéficiaires. Il convient de noter à cet égard que les dispositions du système de préférence généralisée (SPG) qui ont récemment favorisé les importations de produits pétroliers provenant de certains pays devraient bientôt devenir plus restrictives, conformément à l'objectif initial du système SPG qui était de favoriser les investissements dans les pays moins développés. Les importations pourraient gagner de l'importance à mesure que les pays d'Extrême-Orient renforcent leur autosuffisance en produits pétroliers, ce qui pourrait avoir pour effet de détourner les exportations des raffineries du Moyen- Orient vers l'Union européenne, ou à mesure qu'augmentent les exportations de produits pétroliers de la CEI. En ce qui concerne ce dernier point, l'évolution de la coopération en aval entre la Communauté, d'une part, et la CEI et les PECO, d'autre part, reste incertaine car on ne connaît ni le rythme ni la direction qu'elle va prendre. A court et à moyen terme, les modifications ne devraient pas avoir un impact considérable sur les caractéristiques des livraisons de pétrole en aval. A plus long terme, on suppose que la CEI et les PECO investiront dans des installations de raffinage de manière à mieux équilibrer leur production et leur demande domestique, autorisant ainsi l'exportation du brut, ce qui serait plus profitable que la pratique actuelle qui consiste à exporter les excédents de produits sur les marchés internationaux. Aux Etats-Unis d'Amérique, l'introduction de l'essence reformulée en vue de réduire les émissions nocives a eu des effets pour les raffineurs communautaires en ce sens que certains importateurs américains ont été conduits temporairement, en raison de modifications logistiques, à réduire les importations d'essence. Certains pays et sociétés prétendent que la nouvelle réglementation, introduite en 1995, favorise les raffineurs américains. La situation évolue néanmoins et il reste à vérifier si les effets sur la rentabilité du raffinage dans la Communauté seront appréciables à plus long terme. 35 E. 3 Perspectives du raffinage Il est généralement admis que les perspectives de ce secteur sont caractérisées par un degré inhabituel d'incertitude, ce qui entrave l'engagement de l'industrie dans l'ensemble du secteur. Cela se traduit chez la plupart des acteurs par une politique d'attente en ce qui concerne les décisions stratégiques. Plus spécifiquement, les opérateurs admettent pour la plupart qu'il faudra fermer encore d'autres raffineries pour que les marges puissent retrouver des niveaux acceptables à court et moyen terme, même si la capacité excédentaire actuelle n'est que temporaire. Il est également admis qu'il sera difficile de réaliser d'autres fermetures, en raison notamment des coûts importants liés à la fermeture. Un autre facteur qui semble inhiber les décisions de fermeture des raffineries est la question des coûts de dépollution du site, comme nous l'avons vu ci-avant. Plutôt que de fermer des raffineries qui ne sont pas rentables, les propriétaires sont tentés de les maintenir au moindre coût, en minimisant les investissements et en produisant les quantités et qualités de produits nécessaires pour rester positifs en termes de trésorerie. Cette façon de procéder ne fait que contribuer à la généralisation des excédents. Ainsi, plutôt que de supporter les coûts d'une fermeture, certains raffineurs pourraient, pour des raisons stratégiques ou autres, être tentés de vendre leurs raffineries à des acquéreurs dont l'intention stratégique et/ou la situation économique rendent cette opération attractive. En outre comme les charges financières liées à la rémunération du capital investi seraient assez faibles, les nouveaux propriétaires seraient donc en mesure d'atteindre la rentabilité avec à des marges qui ne font que couvrir les coûts de fonctionnement, ce qui réduirait directement les marges de raffinage dans tout le secteur. Compte tenu de ce qui précède, les raffineurs ont gelé leurs investissements - autres que les investissements obligatoires de maintenance et de fonctionnement ou les investissements requis pour des raisons légales - compte tenu de l'absence de toute perspective d'amélioration à court, voire à moyen terme. Même pour les investissements obligatoires, les raffineurs craignent ne pas obtenir de retour adéquat, ce qui provoque un certain attentisme dans l'industrie. l'Union européenne pour attirer En plus de la situation décrite, d'autres régions dans le monde sont en concurrence avec industriels. Ces investissements pourraient s'avérer plus rentables ailleurs. Les sociétés pétrolières internationales peuvent ainsi concentrer leurs faibles ressources en capital dans des régions non communautaires où les industries de raffinage risquent de devenir plus concurrentielles et plus efficaces que celles de l'Union européenne, avec les conséquences que cela entraîne pour l'économie communautaire dans son ensemble. les investissements 36 ANNEXE F Distribution des produits pétroliers F. l Définition du sous-secteur de la distribution Le sous-secteur de la distribution englobe le transport par mer, route, rail ou pipeline des raffineries aux clients. La livraison aux clients est parfois directe, mais généralement elle se fait via des dépôts de stockage intermédiaires qui servent de base pour la distribution locale. En ce qui concerne l'essence et le diesel, la plupart des clients passent la plupart du temps par des réseaux de stations-service (stations-essence) qui appartiennent ou sont gérées en franchise par les sociétés qui possèdent les raffineries. La concurrence est telle que les opérateurs cherchent à offrir de meilleurs services que leurs concurrents. F. 2 Statistiques sur la distribution au détail Depuis 1985, le nombre de stations-service dans la Communauté diminue sans cesse. Le nombre total de stations-service dans l'Europe des Quinze s'élève aujourd'hui à 122 900, soit 23 % de moins qu'en 1985 (158 700 stations ouvertes) (le tableau F. l donne l'évolution du nombre de stations au cours de cette période par Etat membre, alors que la figure F. l indique l'évolution dans l'ensemble de la Communauté). Ces réductions résultent de la volonté des opérateurs d'augmenter le volume des carburants vendus par station et donc de réduire les coûts unitaires (la figure F. 2 indique l'évolution des volumes vendus par unité pour l'Europe des Douze). Un des facteurs qui expliquent l'évolution du secteur de la distribution au détail ces dernières années est l'expansion rapide dans certains pays des ventes opérées par les hypermarchés et ce, au détriment des points de vente traditionnels. F. 3 Parts du marché au détail et rentabilité Ces dix dernières années, les sociétés traditionnelles intégrées et les sociétés indépendantes ont perdu du terrain face aux hypermarchés ainsi qu'aux sociétés pétrolières dites nationales et les opérateurs travaillant pour les intérêts des pays producteurs. Les ventes des hypermarchés ont le plus progressé en France et au Royaume-Uni où elles continuent d'ailleurs à augmenter grâce à une politique de concurrence par les prix. C'est ainsi que la structure de la concurrence sur les marchés des carburants a subi une modification importante. Pour faire face à cette évolution, on a observé récemment une plus grande rationalisation du marché opérée par les sociétés intégrées dans le cadre des ventes de carburant. Grâce à une politique d'échanges et de fermeture sélective de les sociétés ont concentré leurs ventes dans des régions stations-essence, géographiques particulières. Bien que le secteur de la distribution se porte 37 généralement mieux que le secteur du raffinage, il n'y a aucun doute que dans certaines régions l'incursion des supermarchés dans les activités commerciales considérées auparavant comme le territoire des sociétés pétrolières traditionnelles affecte la rentabilité du sous-secteur de la distribution. F. 4 Questions d'harmonisation La plupart des Etats membres appliquent au diesel et à l'essence un régime fiscal différent qui a encouragé la demande de diesel au détriment de la demande d'essence et qui a, par conséquent, renforcé le déséquilibre entre l'offre et la demande des raffineries communautaires (tableau E. 4). Par ailleurs, la disparité des mesures fiscales entre les Etats membres au regard des mêmes produits n'a pas permis d'abolir les taxes frontalières et a créé des distorsions au niveau des coûts, des parts de marché et de la concurrence ainsi que des problèmes de fraude. Comme l'ont demandé les représentants de l'industrie et des administrations nationales dans le cadre des discussions sur les questions fiscales à Lisbonne du 13 au 15 novembre 1995, l'harmonisation des régimes fiscaux est considérée à présent comme un élément nécessaire pour la réalisation des objectifs du Traité dans le domaine du marché intérieur. Pour ce qui est des normes de produits, on assiste actuellement dans la Communauté à une prolifération de spécifications, notamment pour les carburants auto, en raison de légères différences entre les Etats membres dans les spécifications relatives à des produits essentiellement similaires. Certains opérateurs prétendent que la normalisation des spécifications des produits dans la Communauté permettrait de simplifier considérablement leurs arrangements logistiques entraînant une réduction des coûts qui pourrait être répercutée au moins en partie sur le consommateur. D'autres considèrent en revanche que ces variations constituent le cadre d'une concurrence normale basée sur la qualité. ANNEXE G Glossaire Les définitions suivantes peuvent s'avérer utiles, notamment pour les personnes qui n'ont pas de connaissances particulières dans le domaine de l'industrie pétrolière. Pour faciliter la consultation, la liste est présentée dans l'ordre alphabétique. "ACEA" : Association des constructeurs européens d'automobiles "ANASE" : Association des nations de l'Asie du Sud-Est "Baril" : mesure volumétrique utilisée dans l'industrie pétrolière, lm3 est égal à 6,29 barils. Une tonne métrique de pétrole brut contient environ 7,33 barils. "Dérive de la capacité" (Capacity creep) : terme utilisé dans l'industrie pour décrire l'expansion lente mais régulière de la capacité réelle par rapport à la capacité nominale l'installation, qui résulte normalement d'améliorations continues apportées à de l'installation par les opérateurs, par exemple en supprimant les goulets d'étranglement dans le flux des liquides traités, etc. "PECO" : pays d'Europe centrale et orientale - c'est-à-dire les pays satellites de l'ex-Union soviétique de l'Europe centrale et orientale, plus les Etats baltes. "CEI" : Communauté des Etats indépendants - c'est-à-dire les pays de l'ex-Union soviétique. Capacité de conversion/installation de conversion : il s'agit d'une sous-catégorie de la capacité de valorisation/installation de valorisation (voir ci-dessous). L'installation de conversion transforme le fuel oil ou d'autres produits intermédiaires du procédé de raffinage en distillats moyens et légers, permettant ainsi aux raffineurs de mieux équilibrer l'offre et la demande de produits. "Pétrole brut" : huile minérale que l'on trouve à l'état naturel dans le sol ou sous la mer. "Qualité du brut" : les huiles brutes ont des qualités différentes qui revêtent une importance particulière pour les raffineurs; les mieux connues et les plus importantes sont la teneur en soufre et la densité. Pour les non-spécialistes, la densité décrit la légèreté/lourdeur du brut; plus le brut est léger, plus la proportion de produits légers et généralement plus coûteux fabriqués sans avoir recours à des procédés onéreux de conversion sera grande (voir capacité de conversion/installation de conversion ci-dessus). Ainsi, les bruts légers sont généralement plus chers. Un autre point qu'il convient de noter est que les bruts légers ont généralement, mais pas toujours, une plus faible teneur en soufre. Ils ne doivent donc pas subir de traitement de désulfuration aussi poussé que les autres, ce qui réduit le coût du raffinage. C'est un élément qui prend de plus en plus d'importance, compte tenu des spécifications de plus en plus restrictives concernant le soufre. Si le brut est pauvre en soufre, sa valeur commerciale augmente. "Secteur pétrolier en aval" : Le secteur pétrolier en aval comprend : (i) (ii) (iii) les opérations de transport et de stockage nécessaires pour l'approvisionnement en brut et en huiles partiellement raffinées des raffineries, le procédé de raffinage lui-même, les opérations de transport, de stockage, de distribution et de commercialisation nécessaires pour acheminer les produits pétroliers finis des raffineries vers les consommateurs. 39 Les activités visées au point (i) sont souvent qualifiées simplement de "livraisons", celles du point (ii) de "raffinage" et celles du point (iii) de "distribution". Nous avons adopté cette terminologie simplifiée dans le rapport, sauf indication du contraire. Les activités de "livraison" entreprises dans le cadre du (i) incluent le transport du pétrole brut par bateau et/ou par pipeline et/ou conteneurs vers les raffineries. Les activités de "raffinage" visées au point (ii) comportent le raffinage du brut et des huiles partiellement raffinées (transportés d'une raffinerie à une autre en vue d'un traitement plus poussé) selon une séquence complexe de procédés chimiques et d'opérations de mixage. Il en résulte une large gamme de produits pétroliers finis destinés aux utilisateurs pour une série d'applications, par exemple les carburants pour le transport ou le fuel domestique, les matières premières pour l'industrie chimique, les matériaux pour la construction de routes, les lubrifiants et autres. Les activités de "distribution" décrites au point (iii) comportent le transport des produits par bateau, route, rail ou pipeline des raffineries vers les consommateurs. La livraison au consommateur est parfois directe, mais la livraison se fait généralement via des dépôts de stockage utilisés comme base pour une distribution locale. Pour l'essence et le diesel, les clients passent généralement par des réseaux de stations-service (stations d'essence) qui, dans la plupart des cas, appartiennent ou sont gérées en franchise par les sociétés qui possèdent les raffineries. "CE" : Communauté européenne. Aux fins du présent rapport, il s'agit des quinze Etats membres, sauf indication du contraire. "ECU" : European Currency Unit (unité de compte européenne). "EUROPIA" : European Petroleum Industry Association (Association européenne de l'industrie du pétrole). "Fuel oil" : Les distillats lourds qui sont fabriqués à partir du pétrole brut au cours du procédé de distillation primaire. Ces produits sont utilisés pour la production de produits finis lourds, par exemple pour les centrales électriques, les soutes de navires, etc. "SPG" : Système des préférences généralisées. "Distillats légers" : produits légers qui sont fabriqués à partir du pétrole brut au cours du procédé de distillation primaire. Ils sont utilisés pour la production de produits finis légers tels que l'essence auto, les matières premières pour l'industrie chimique, etc. "Distillats moyens" : produits de poids moyen qui sont fabriqués à partir du pétrole brut au cours du procédé de distillation primaire. Ils sont utilisés pour la production de produits finis tels que le diesel, le fuel domestique. "NGL's" : Gaz naturels liquides. "Raffinage" : les procédés chimiques et physiques utilisés pour séparer les composés hydrocarbures du pétrole brut ainsi que la conversion de certains de ses composés en d'autres hydrocarbures de manière à obtenir une gamme de mélanges de produits finis utilisables. "Résidu" : fuel oil et autres produits intermédiaires lourds produits au cours de la première phase de distillation du procédé de raffinage. "Produits de distillation directe" : produits fabriqués au cours du procédé de distillation primaire. "ATR" : accès de tiers au réseau. 40 "Capacité de valorisation/installation de valorisation" : terme utilisé pour décrire les procédés qui améliorent la qualité et la valeur des produits intermédiaires du procédé de raffinage. "COV" : Composé organique volatile. 41 LISTE DES TABLEAUX ET DES FIGURES Tableaux B. l CE-12 - Évolution des échanges de pétrole brut 1985 - 1990 - 1994 B. 2 CE-12 - Évolution des échanges de tous les produits pétroliers 1985 - 1990 - 1994 B. 3 CE-12 - Évolution des échanges globaux d'essence 1985 - 1990 - 1994 B. 4 CE-12 - Évolution des échanges de naphta 1985 - 1990 - 1994 B. 5 CE-12 - Évolution des échanges de gazole/diesel 1985 - 1990 - 1994 B. 6 CE-12 - Évolution des échanges de fuel oil résiduel 1985 - 1990 - 1994 Figures B. l B. 2 B. 3 B. 4 B. 5 B. 6 B. 7 Cl C. 2 C. 3 C. 4 C. 5 C. 6 C. 7 C. 8 C. 9 Réserves pétrolières conventionnelles prouvées dans le monde aux prix du marché actuel Répartition des réserves mondiales de pétrole à la fin de 1994 Livraisons mondiales de pétrole Part de l'OPEP dans la production mondiale de pétrole Prix du pétrole brut de 1970 à 1994 Dépendance à l'égard des importations de pétrole - UE-15 Valeurs moyennes API des livraisons de pétrole brut dans l'Union européenne Consommation brute d'énergie 1995 - UE-15 Consommation brute d'énergie 2005 - UE-15 Demande de produits pétroliers - UE-15 Structure du baril de pétrole consommé Augmentation de la demande de produits pétroliers - UE-15 Echanges globaux de produits - CE-12 Exportations nettes d'essence - CE-12 Exportations nettes de gazole - CE-12 Exportations nettes de fuel oil - CE-12 Tableaux D. 1 Teneur maximale en soufre du gazole D. 2 Teneur maximale en plomb du pétrole D. 3 Teneur maximale en benzène du pétrole sans plomb D. 4 Non utilisé D. 5 Coûts d'investissement liés à l'environnement D. 6 UE-15 - Capacité de désulfuration des distillats moyens E. l CE-12 - Evolution de la structure de raffinage 1980 - 1988 - 1995 E. 2 Capacité de raffinage dans l'Union européenne au 1. 1. 95 E. 3 UE-15 - Capacité de conversion E. 4 Taxes et impôts en écus au mois de novembre 1995 E. 5 Expansions ou réductions de capacité prévues UE-15 E. 6 Capacité de raffinage de l'OPEP à l'étranger Figures E. l UE-15 - Utilisation de la capacité de distillation - Évolution 1985 - 1994 E. 2 UE-15 - Capacité de valorisation du raffinage E. 3 Marges de raffinage 1988 - 1995 (nord-ouest de l'Europe et Méditerranée E. 4 Ecarts de prix entre le Brent/Dubai & l'essence plombée/fuel oil 42 Tableau F. l Nombre de points de vente au détail UE-15 1985 - 1994 Figures F. 1 Distribution des produits pétroliers dans l'UE-15 - Nombre de points de vente au détail 8 5 - 94 F. 2 CE-12 - Débit moyen par station-service - Évolution 1986 - 1994 43 EU - 12 - Evolution of crude oil * trade 1985 - 1990 - 1994 1985 Mta 1990 Mta 1994 Mta TOTAL IMPORTS 377. 0 467. 5 502. 0 312. 6 100. 0 428. 4 100. 0 4 5 5. 2 100 EXTRA - EU imports ( 1 +2 + 3 + 4) 1. OECD countries of which :. Norway 2. OPEC countries of which : Algeria Iran Iraq Kuwait Libya Nigeria Saudi Arabia Venezuela Ex - USSR Other countries of which : • Egypt Mexico 25. 4 23. 2 206. 0 18. 3 25. 6 24. 8 9. 9 37. 7 38. 8 28. 4 10. 3 27. 5 53. 7 11. 7 18. 3 8 7 66 6 8 8 3 12 12 9 3 9 17 4 6 46. 6 43. 8 253. 5 19. 0 54. 0 21. 3 10. 9 51. 1 26. 1 51. 9 8. 0 61. 2 67. 1 11. 1 17. 0 TOTAL EXPORTS 87. 4 67. 8 18 18 56 4 10 3 11 7 18 2 15 11 2 2 11 10 59 4 13 5 3 12 6 12 2 14 16 3 4 82. 5 80. 1 253. 9 18. 2 45. 8 13. 6 49. 6 32. 5 82. 8 7. 5 66. 7 52. 1 8. 2 10. 2 96. 1 NET IMPORTS/(EXPORTS) 289. 6 399. 7 405. 9 * Refinery Feedstocks and NGL included. ** For 1985, EU - 12 does not include ex-GDR. Sources : IEA Statistics and Eurostat TABLE B. l 1 FH - 12 - Evolution of all petroleum products trade 1985 - 1990 - 1994 TOTAL IMPORTS EXTRA - EU imports (1 +2 + 3 + 4 + 5 + 6) 1. OECD countries of which : Norway Sweden. United States OPEC countries of which : Algeria Kuwait Libya Saudi Arabia Venezuela Ex - USSR Romania Other Eastern Europe countries Other countries of which : • Egypt 3. 4. 5. 6. 1985 Mta 166. 4 91. 7 1990 Mta 1994 Mta % 179. 5 165. 4 100 89. 2 100 76. 0 100 17. 3 19 24. 6 27 20. 4 27 2. 7 4. 5 6. 9 3 5 8 6. 3 5. 5 8. 1 7 6 9. 6. 6 5. 4 6. 5 28. 6 31 28. 4 32 22. 2 8. 6 6. 7 2. 7 3. 0 4. 5 9 7 3 3 5 7. 7 5. 3 5. 2 6. 6 2. 6 9 6 6 7 3 22. 5 25 17. 8 20, 4 7. 2. 4 5. 2 3 6 8. 4 0. 7 4. 0 4. 4 3. 2 10. 4 I i 0. 9 1. 2 9 7 9 29 11 1 5 6 4 14 1 2 14 10. 8 12 20. 9 27 0. 5 2. 1 4. 0 6. 0 13. 3 0. 5 TOTAL EXPORTS of which : , United States 123. 4 9. 8 157. 5 12. 6 165. 6 12. 1 NET IMPORTS/(EXPORTS) 43. 0 22. 0 (0. 2) For 1985, EU - 1 2 does not include ex-GDR. Sources : IEA Statistics and Eurostat TABLE B. 2 2. HI - 12 - Evolution of total gasoline trade 1985 - 1990 - 1994 1985 Mta 17. 2 1990 1994 Mta Mta 28. 4 22. 5i 4. 4 100 7. 9 100 5. 1 100 1. 5 0. 1 0. 5 0. 1 0. 4 0. 1 0. 1 0. 2 0. 0 34 2 11 2 9 2 2 5 0 1. 0 23 0. 7 16 2. 7 1. 2 0. 5 0. 4 1. 7 0. 6 0. 2 0. 2 0. 6 0. 0 0. 8 0. 4 0. 5 34 15 6 5 22 8 3 3 8 0 2. 3|. 0. 9! 0. 9| 0. 0' 0. 3| O. 2! 0. 0' 0. 1 10 0. 1 0. 0' 5 6 45 18 18 0 6 4 0 2 2 0 0. 8 18 1. 8 23 2. 4 47 TOTAL IMPORTS EXTRA - EU imports (1 +2 + 3 + 4 + 5 + 6) 1. OECD countries of which : Norway. Sweden. United States OPEC countries of which : Algeria Kuwait Libya Saudi Arabia Venezuela 3. Ex - USSR 4. Romania 5. 6. Other Eastern Europe countries Other countries of which : • Egypt TOTAL EXPORTS of which :. United States 23. 9 5. 9 35. 3 5. 1 O. Oi 37. 5i i i 6. 8' NET IMPORTS/(EXPORTS) (6. 7) (6. 9) (15. 0) * For 1985, EU - 12 does not include ex-GDR. Sources : IEA Statistics and Eurostat TABLE B. 3 3 Ft J - 12 - Evolution of naphtha trade 1985 - 1990 - 1994 1985 * Mta 1990 Mta 1994 Mta TOTAL IMPORTS 21. 9 24. 3 22. 8' EXTRA - EU imports (1 +2 + 3 + 4 + 5 + 6) 1. OECD countries of which : Norway. Sweden. United States OPEC countries of which : Algeria Kuwait Libya Saudi Arabia Venezuela 3. Ex - USSR 4. 5. 6. Romania Other Eastern Europe countries Other countries of which : • Egypt 16. 5 100 16. 5 100 13. 9| 100 2. 7 0. 5 0. 2 0. 2 6. 5 2. 9 1. 4 1. 1 0. 5 0. 0 4. 8 0. 8 1. 7 0. 3 16 3 1 1 40 18 8 7 3 0 29 3. 1 0. 5 0. 2 0. 6 7. 2 2. 2 2. 1 1. 3 1. 3 0. 2 2. 9 0. 3 0. 0, 19 1. 6| 3 1 4 43 13 13 8 8 1 18 2 0 0. 4! 0. 3! 0. 1 7. 5! 4. 1 0. 5; 1. 0] 1. 8! o. o| 0. 3! 0. 0] O. o! 12 3 2 1 54 29 4 7 13 0 2 0 10 3. 0 1 4. 5] 32 0. 3 O. 9! TOTAL EXPORTS of which :. United States 12. 0 1. 0 NET IMPORTS/(EXPORTS) 9. 9 14. 7 0. 7 9. 6 13. 4i i 0. 51 9. 4i * For 1985. EU - 1 2 does not include ex-GDR. Sources : IEA Statistics and Eurostat TABLE B. 4 4 EU - 12 - Evolution of oas/diesel oil trade 19A5 - 1 9 90 - 1 9 94 1985 * Mta 1990 Mta 1994 Mta TOTAL IMPORTS 59. 4 55. 6 47. 7 EXTRA - EU imports (1 +2 + 3 + 4 + 5 + 6) 1. OECD countries of which : Norway Sweden. United States OPEC countries of which : Algeria Kuwait Libya Saudi Arabia Venezuela 3. Ex - USSR 4. 5. 6. Romania Other Eastern Europe countries Other countries of which : • Egypt TOTAL EXPORTS of which :. United States 34. 1 100 30. 7 100 20. 2 100 5. 1 1. 3 2. 1 0. 9 9. 6 3. 4 2. 8 0. 7 0. 6 1. 2 11. 3 15 4 6 3 28 10 8 2 2 4 33 5. 5 16 2. 6 0. 0 33. 7 0. 3 6. 5 2. 4 2. 4 0. 8 7. 8 2. 6 2. 1 1. 6 1. 1 0. 4 9. 5 1. 5 2. 6 2. 8 21 8 8 3 26 8 7 5 4 2 31 5 8 6. 5 2. 5 2. 4 0. 8 2. 8 1. 1 0. 2 0. 7 0. 7 0. 0 6. 0 0. 4 0. 4 32 12 12 4 14 5 1 3 3 0 30 2 2 4. 1 20 40. 5 1. 8 48. 7 1. 5 NET IMPORTS/(EXPORTS) 25. 7 15. 1 (1. 0) For 1985. EU - 12 does not include ex-GDR. Sources : IEA Statistics and Eurostat TABLE B. 5 EU - 12 - Evolution of residual fuel oil trade 1985 - 1990 - 1994 1985 * Mta 45. 3 25. 4 1990 Mta 40. 2 100 21. 2 100 1994 Mta 42. 1 21. 5 TOTAL IMPORTS EXTRA - EU imports (1 +2 + 3 + 4 + 5 + 6) 1. OECD countries of which : Norway Sweden. United States OPEC countries of which : Algeria Kuwait Libya Saudi Arabia Venezuela Ex - USSR Romania Other Eastern Europe countries Other countries of which : • Egypt 3. 2 0. 2 1. 4 1. 4 9. 1 0. 6 2. 3 0. 5 1. 1 3. 3 5. 1 2. 4 5. 6 0. 1 13 1 6 6 36 2 9 2 4 13 20 22 0 4. 5 0. 9 2. 1 0. 3 7. 6 0. 6 0. 9 1. 8 1. 8 1. 9 4. 1 0. 1 1. 7 3. 2 0. 2 38. 5 3. 6 100 19 6 7 3 35 5 7 4 14 17 1 2 26 5 21 4 10 1 36 3 4 8 8 9 19. 1 8 15 1 4. 0 1. 3 1. 5 0. 7 7. 5 1. 0 1. 5 0. 8 3. 0 3. 7 0. 3 0. 5 5. 5 1. 1 37. 8 2. 8 4. 3 TOTAL EXPORTS of which :. United States 33. 3 1. 6 NET IMPORTS/(EXPORTS) 12. 0 1. 7 For 1985, EU - 1 2 does not include ex-GDR. Sources : IEA Statistics and Eurostat TABLE B. 6 C t o c DO -a in o CO < O < CO D TO 51 ?o ! w j 5' I o > so H 00 1963 1965 1967 1969 1971 1973 1975 1977 1979 1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 Reserves - Bn. Barrels R/P Ratio - Years 3 O r a H o o < G W * o si ^ o H > 2o n p w w SO < C/5 DISTRIBUTION OF WORLD OIL RESERVES END 1994 Asia & Australasia 4% s»*!. Africa 6% North America 3% Latin America 13% OECD Europe 2% Former Soviet Union 6% CHART B. 2 Middle East 66% Total Reserves = 137 Bn. t o n n es Source: BP Statistical Review °^ WORLD OIL SUPPLY OPEC Supply 31. 5 Mb/d 17 Mb/d 27 Mb/d Non-OPEC Supply 70 60 + 50 40 + 5 30 + 20 4 10 + 0 1970 1972 1974 1976 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 CHART B. 3 -O OPEC SHARE OF WORLD OIL PRODUCTION CRUDE OIL PRICES 1970 to 1994 Nominal $/bbl 1994 $/bbl *-< ON ON <s ON ON r*i ON ON rt ON ON CHART B. 5 OIL IMPORT DEPENDENCY EUROPEAN UNION 15 1990 1992 1995 Source: European Commission Estimates mmssm 2000 ~i M EU M EU plus Norway 2005 CHART B. 6 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% ^ AVERAGE API VALUES OF CRUDE OIL SUPPLIES IN THE EU 1985 - 1995 38 37 36 35 34 33 32 l l l l l l l l l l | l l l l l l l l l l l | I I IM W T T l| I l ll I II I II l i M M I I I I I II II M I N I UM JAN JAN JAN JAN I 85 I 86 I 87 I 88 JAN I 89 JAN JAN I 90. I 91 JAN I 92 JAN I 93 JAN I 94 JAN I 95 S o u r ce : C r u de Oil R e g i s t er ^j CHART B. 7 GROSS ENERGY CONSUMPTION 1995 EUROPEAN UNION 15 RENEWABLES 5% 74 M t 0e NUCLEAR 15% 205 Mtoe 574 Mtoe 277 Mtoe TOTAL = 1369 Mtoe < SOLIDS 17% 239 Mtoe CHART C. l GROSS ENERGY CONSUMPTION 2005 EUROPEAN UNION 15 RENEWABLES 7o/o 102 Mtoe NUCLEAR 14% 212 Mtoe 606 Mtoe TOTAL 1521 Mtoe SOLIDS 16% 237 Mtoe CHART C. 2 Oil Product Demand European Union 15 $ Pi WE 111 mm w IPS Mm • f, mm fs* • ft m 700000 600000 500000 4 400000 T 300000 200000 100000 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Source: Commission Estimates H Others D Fuel oil M Middle distillates il Gasolines CHART C. 3 Demand Barrel Shape - W. Europe INCREMENTAL OIL PRODUCT DEMAND European Union 15 Excludes LPG and Refinery Gases 12000 10000 I 8000 1 6000 4000 -] 2000 •2000 95/92 2000/95 2005/00 Source: Commission Estimates Gasolines H Middle distillates • Fuel oil H Others CHART C. 5 *>o Total Products Trade European Union 12 1980 1982 1984 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 Source: 1EA Imports D Exports CHART C. 6 <T Net Exports Mt 16 Gasoline Net Exports European Union 12 Consumption Mt 120 14 4 12 10 4 8 H 4 4 o • y/Mû ma PII mm mm wzzm 1984 1980 1982 Source: 1EA 1986 1987 1988 1989 Ww* 1990 1991 1992 1993 1994 mm Net Exports —*— Consumption! CHART C. 7 Net Exports Mt 10 Gas Oil Net Exports European Union 12 5 4 10 4 -15 •20 -25 4 -30 Consumption Mt —* -x r 200 175 %B%a 150 125 100 75 50 25 1980 1982 1984 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 Source: IEA R> W£2& Net Exports —X— Consumption CHART C. 8 Net Exports Mt Fuel Oil Net Exports European Union 12 Consumption Mt 210 1980 1982 1984 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 Source: IEA r^ Mi Net Exports -*— Consumption] CHART C. 9 So 5o Maximum Sulphur Contents for Gas Oil TABLE D. l Directive Product 93/12/EEC of 23. 03. 1993 93/12/EEC of23. 03. 1993 Automotive Gas Oil Non- Automotive Gas Oil I % Sulphur Content [by weight] </= 0. 2% by 01. 10. 1994 </= 0. 05% by 01. 10. 1994 </= 0. 2% by 01. 10. 1994 1 Maximum Lead Contents for Petrol TABLE D. 2 Directive 85/210/EEC of 20. 03. 1985 85/210/EEC of 20. 03. 1985 Product Unleaded Petrol Leaded Petrol J [ Lead Content fgms/litrel </= 0. 013 g/1 by 01. 04. 1990 </= 0. 15 g/1 by 01. 01. 1986 Maximum Benzene Content of Petrol TABLE D. 3 Directive Product Benzene Content [by volume] 85/210/EEC of 20. 03. 1985 1 Petrol </= 5% from 01. 10. 1989 1 13 ENVIRONMENTAL INVESTMENT COSTS Measure Some Recent Measures: TABLE D. 5 Investment Cost (ECUbn) Reduction of sulphur level in gasoline to 0. 05 % Reduction of sulphur level in diesel to 0. 05 % Reduction of hydrocarbons (VOC) emissions by Stage-I (Costs for changing from top to bottom loading excluded) 2. 5 3 -5 0. 8 Total Some Recent Measures: 6. 3 - 8. 3 Potential Measures: Reduction of benzene level in gasoline to 1 % Reduction of gasoline volatility (RVP) by 10 kPa Reduction of sulphur level in gasoline to 200 ppm Reduction of sulphur level in gasoline from 200 to 50 ppm Reduction of sulphur level in diesel to 200 ppm Increase of diesel cetane number to 52 Increase of diesel cetane number from 52 to 58 Reduction of diesel FBP (T95: 340 °C) Reduction of sulphur level in inland heavy fuel oil to 1 % Reduction of sulphur level in bunker fuel to 1. 5 % for 30 % of demand Application of strict BAT to refinery emissions over existing measures Reduction of hydrocarbons (VOC) emissions by Stage II Reduction of sulphur level in heating gas oil to 0. 1% 6 -7 1. 5 1 4 6 1. 5-2 15 3 * 8 - 10 38-39. 5 7 - 12 1. 5-2. 5 8 - 10 1-1. 5 1. 5-2 Total Potential Measures: 27 - 29 57. 0 - 67. 5 Grand Total All Measures: 63. 3 - 75. 8 Source: Industry Figures and ^Commission updates based on latest available Auto Oil Programme Results 1"! E U - 15 DESULPHURISATION CAPACITY OF MIDDLE DISTILLATES ( m i l l i on m e t r ic t o n s / y e a r) BE DK DE EL ES FR IR IT NL PO UK SF SV OS EU 1. 1. 1995 12. 4 2. 4 2 7. 8 3. 8 16. 4 24. 0 0. 3 27. 1 15. 2 2. 6 23,4 3. 7 6. 3 4. 2 169. 6 S o u r c es : EC R e g u l a t i on 1 0 5 6 / 72 & N a t i o n al A d m i n i s t r a t i o ns TABLE D. 6 EU-12 REFINERY STRUCTURE EVOLUTION 1 9 8 0 - 1 9 8 8 - 1 9 95 N u m b er & C a p a c i ty of R e f i n e r i es by T y pe ( S i t u a t i on at 1st J a n u a r y) Refinery Type No 1980 P r i m a ry Distil. Capacity m ta % No 1988 P r i m a ry Distil. Capacity m ta % No 1995 P r i m a ry Distil. Capacity m ta % S i m p le S e m i- 62 249 27 16 43 7 14 37 c o m p l ex 24 148 16 20 89 15 13 52 6 9 Complex 55 523 57 58 460 78 66 506 85 Total of w h i c h: Refineries >1 mta 141 920 100 94 592 100 93 595 100 129 915 90 590 90 593 Refinery type d e f i n i t i on : S i m p l e ' r e f i n e ry : p r i m a ry d i s t i l l a t i on p l u s, w h e re a p p r o p r i a t e, 'Semi—complex'refinery r e f o r m i ng and h y d r o d e s u l p h u r i z a t i on : ' s i m p l e ' p l us v i s b r e a k i ng a n d / or t h e r m al c r a c k i ng o t h er ' C o m p l e x ' r e f i n e ry : ' s i m p l e' or ' s e m i - c o m p l e x ' p l us c a t a l y t ic c r a c k i n g , h y d r o c r a c k i ng a n d / or c o k i ng S o u r ce : C o m m i s s i on - DGXVII-B2 TABLE E. l 2G REFINING CAPACITY IN THE E. U. AT 1. 1. 1995 (capacity in service in million tons per a n n u m) ATMOS. DIST. REFOR. HYDRO CRACK. CAT. CRACK. THERM. VIS- COKING CRACK. BREAK, BE DK DE EL ES FR IR IT NL PO UK SF SV OS EU 34. 5 9. 2 113. 1 18. 2 60. 0 90. 4* 2. 8 102. 3 59. 6 14. 4 90. 7 11. 0 21. 0 10. 0 637. 2 4. 7 1. 4 17. 6 2. 1 8. 0 11. 0 0. 6 12. 0 7. 3 2. 2 16. 4 2. 1 3. 2 1. 4 8. 6 1. 3 0. 7 0. 8 7. 1 5. 1 0. 5 2. 5 1. 1 5. 9 15. 4 3. 0 8. 4 18. 2 14. 7 7. 5 1. 7 23. 7 2. 7 1. 5 1. 3 1. 9 3. 9 6. 2 3. 1 2. 2 1. 4 0. 3 90. 0 27. 7 104. 0 19. 0 4. 2 2. 2 10. 9 2. 6 8. 4 8. 1 15. 9 4. 1 1. 4 3. 1 1. 9 2. 3 1. 0 66. 1 * of which 5. 9 m ta in r e s e r v e, i m m e d i a t e ly u s e a b le S o u r c es : N a t i o n al A d m i n i s t r a t i o ns k EC R e g u l a t i on 1 0 5 6 / 72 5. 0 1. 5 2. 6 2. 1 3. 3 14. 5 TABLE E. 2 v E U - 15 - CONVERSION CAPACITY ( m i l l i on m e t r ic t o n s / y e a r) CAT. CRACKING VISBREAKING HYDROCRACKING THERM. CRACK. COKING FLEXICOKING ) ) ) TOTAL CAPACITY CATC RACK. EQUIV* AS % CDU CAPACITY 1985 8 0. 0 5 2. 0 11. 0 1990 8 8. 2 6 3. 8 2 3. 2 1 9 95 104. 0 6 6. 1 2 7. 7 27. 8 28. 0 3 3. 5 1 7 8. 8 2 0 3. 2 2 3 1. 3 146. 21 171 28 199 31 * R a t i os u s ed a re : V i s b r e a k er 0. 33 T h e r m al C r a c k er 0. 65 -^. H y d r o c r a c k er 1. 3 1. 7 - C o k er - S o u r c es : N a t i o n al A d m i n i s t r a t i o ns & EC R e g u l a t i on 1 0 5 6 / 72 TABLE E. 3 TAXES AND DUTIES AT FEBRUARY 1996 - ECUS 3 q- Ô) 0) CO 21. 0 21. 0 21. 0 21. 0 21. 0 21. 0 21. 0 21. 0 546. 0 485. 3 302. 0 14. 2 0. 0 18. 1 19. 4 6. 5 E c O 25. 0 25. 0 25. 0 25. 0 25. 0 25. 0 25. 0 25. 0 0. 0 448. 5 300. 4 241. 4 208. 5 315. 5 284. 5 284. 5 •o c ro JC o tn 3 Û 15. 0 15. 0 15. 0 15. 0 15. 0 15. 0 15. 0 15. 0 573. 0 519. 9 328. 9 42. 4 169. 8 26. 5 15. 9 15. 9 ro c ro Q. 16. 0 16. 0 16. 0 16. 0 16. 0 16. 0 16. 0 16. 0 408. 7 375. 3 272. 5 79. 5 31. 5 7. 4 13. 6 13. 6 o c ro 20. 6 20. 6 20. 6 20. 6 20. 6 20. 6 20. 6 20. 6 616. 9 576. 2 354. 4 78. 0 682 0. 0 24. 3 18. 0 •a c 0) 21. 0 21. 0 21. 0 12. 5 21. 0 12. 5 12. 5 12. 5 380. 6 349. 3 302. 5 50. 2 69. 4 22. 9 17. 8 17. 8. 5 75 19. 0 19. 0 19. 0 19. 0 19. 0 10. 0 10. 0 10. 0 537. 3 494. 2 361. 3 361. 3 157. 3 173 7 43. 5 21. 8 ÛJ 18. 0 18. 0 18. 0 18. 0 18. 0 18. 0 18. 0 18. 0 410. 6 358. 9 248. 9 135. 8 58. 2 12. 9 42. 0 42. 0 3 O n E 0) X 3 _J 15. 0 12. 0 15. 0 12. 0 6. 0 6. 0 12. 0 12. 0 415. 9 361. 7 263. 3 54 56. 8 0. 0 14. 2 6. 5 c ro 0) TJ i) Z 17. 5 17. 5 17. 5 17. 5 17. 5 17. 5 17. 5 17. 5 608. 7 542. 0 327. 1 81. 6 29. 1 0. 0 31. 5 31. 5 JC o 55 w 0) O 20. 0 20. 0 20. 0 20. 0 20. 0 20. 0 | (0 o> 3 O Û. 17. 0 17. 0 5. 0 17. 0 17. 0 5. 0 5. 0 08. 02. 96 495. 1 457. 8 326. 1 89. 0 0. 0 28. 1 12. 8 430. 2 300. 7 79. 0 104. 8 0. 0 37. 7 E o 3 CO. 22. 0 22. 0 22. 0 22. 0 22. 0 0) O) 'C o > GO 25. 0 25. 0 25. 0 25. 0 25. 0 22. 0 25. 0 548. 0 291. 2 36. 5 0. 0 0. 0 479. 1 291. 4 189. 3 162. 4 131. 3 36. 9 213. 3 17. 5 17. 5 17. 5 8. 0 17. 5 8. 0 17. 5 17. 5 463. 3 406. 2 406. 2 27. 6 333. 6 0. 0 21. 6 21. 6 1. VAT(%) Premium gasoline Unleaded gasoline Automotive dieseloil Heating gasoil LPG (Vehicles) LPG (Heating) Heavy fueloil HTS Heavy fueloil BTS 2. EXCISE TAX (1000L Premium gasoline Unleaded gasoline Automotive dieseloil Heating gasoil LPG (Vehicles) (1) LPG (Heating) (T) Heavy fueloil HTS (T) Heavy fueloil BTS (T) DANMARK: Fuel oil lourd - Depuis le 1er Janvier 1993, le montant de la taxe récupérable par le secteur industriel s'élève à 1820 CD par tonne. Heavy fuel oil - As from 1 January 1993 the tax récupérable by the industrial sector amounts to 1820 CD per ton. Premium gasoline - Cancelled as from 1/1/96 (1) ROYAUME-UNI: par/by tonne Exchange rates as at 08. 01. 1996. 1 ECU = 13. 2595 OS, 38. 7384 BEF, 1. 88485 DM, 7 29054 DKR, 158 542 PTA, 5. 7135 FMK. 6 46731 FF,. 844401 UKL, 309. 318 DRA. 818238 IRL, 2068. 64 LIT, 38. 7384 LUF, 2. 11041 HFL, 195. 925 ESC, 8. 6825 SKR T A B LE E. 4 JU ^ JL U U LKJ JL I J u J un 1 1 W IN b MI n V y ll 1 U 1 I J L i I Z j ^i 1 1 W IN EVOLUTION 1 9 8 5 - 1 9 94 MIO TONS 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 D i s t. C a p a c i t y ( m io t) C r u de I n t a k e ( m io t) *- U t i l i z a t i on r a t e ( %) c r u de o n l y, m id y e ar c a p a c i ty CHART E. l E U - 15 REFINING UPGRADING CAPACITY IN CAT. CRACKING EQUIVALENT 1985 21 1990 28 1995 31 146 171 199 35 30 25 20 15 10 5 % % OF CDU CAPACITY 0 40 80 120 160 200 MIO/TONS YEAR. EH CAT. CRACKING EQUIV. 240 S o u r c es : N a t. A d m i n. & EC Reg. 1 0 5 6 / 72 cà CHART E. 2 REFINING MARGINS 1 9 8 8 - 1 9 95 NW EUROPE & MEDITERRANEAN ZONES $/bbl (Quarterly Average) — IEA-NWE-BRENT "I— IEA-NWE-HYDROSKIM *- WMC-NWE-ARAB L <>~ WMC-MED-ARAB L 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 -1 -2 1 2 3 4 1 2 3 4 1 23 I 88 89 I I 90 4 I 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 34 93 91 92 94 I' I I I 95 I WMC : Wood M a c k e n z ie CO CHART E. 3 BRENT/DUBAI Se LEADED GASOLINE/FUEL OIL PRICE DIFFERENTIALS arrel •* * 14 13 12 11 B r e n t / D u b ai Differ. - *~ Gasoline/FO l%s Dif, ** * ^. ^ ^ NJ/ JAN APR JUL OCT JAN APR JUL OCT JAN APR JUL OCT JAN APR JUL OCT I I - 95 94 92 93 I- I S o u r ce : IEA Monthly Oil Market R e p o rt CHART E. 4 FUTURE NET EXPANSION OR NET REDUCTION IN THE REFINING CAPACITY OF THE E U - 15 (thousand metric tons/year) 1995 1996 1997 After or date not defined ATMOS. DIST. - 2400 2300 + 4400 + 1600 REFORMING + 100 HYDROCRACK. - 280 + 700 CAT. CRACK + 580 + 1800 + 4700 THERM. CRACK + 273 VISBREAKING COKING DESULPHURIS. OF MID. DIST. - 300 + 100 + 1000 + 6672 +17029 + 1805 + 1040 SOURCE : EC REGULATION 1-056/72 - QUESTIONNAIRES OF BEGINNING 1995 TABLE E. 5 31 OPEC FOREIGN REFINING Net S h a re in t h o u s a nd b a r r e l s / d ay as of end 1995 Iran Kuwait Libya Saudi Arabia U. A. E Venezuela Total OPEC A s i a/ Pacific Western Europe USA Total (3 reg. ) 32 152 184 210 234 50 142 230 866 32 210 234 502 142 980 300 750 1 050 2 100 Total of the region 14 803 14 151 15 354 44 308 OPEC s h a re in the region 1. 2% 6. 1% 6. 8% 4. 7% Source : DGXVII on the basis of OPEC official data & press a r t i c l es 00 TABLE E. 6 (in t h o u s a nd of u n i ts at year end) 1985 1987 1989 1991 1992 1993 1994 7. 3 3. 6 19. 8 6. 8 5. 2 34. 6 3. 4 36. 4 8. 1 1. 9 21. 1 2. 0 4. 4 4. 1 6. 7 3. 4 20. 0 6. 3 5. 2 31. 1 3. 3 34. 7 7. 6 1. 8 20. 2 2. 0 4. 3 4. 1 6. 5 3. 2 19. 9 6. 4 5. 3 27. 7 3. 2 33. 9 6. 9 1. 8 19. 8 1. 9 4. 2 4. 0 6. 0 2. 9 18. 9 6. 4 5. 7 22. 6 2. 7 30. 4 6. 0 1. 8 19. 3 2. 0 4. 0 3. 9 5. 7 2. 9 18. 8 6. 5 5. 8 21. 2 2. 8 30. 1 5. 6 2. 0 18. 5 1. 9 3. 8 3. 8 5. 5 2. 8 18. 5 6. 6 6. 3 19. 8 2. 8' 29. 9 5. 1 2. 1 18. 0 1. 9 3. 8 3. 7 5. 4 2. 7 18. 3 6 8 6. 6 19. 1 2. 7 28. 8 4. 1 2. 3 17. 0 1. 9 3. 6 3. 6 158. 7 151. 5 144. 7 132. 6 129. 4 126. 8 122. 9 BE DK DE EL ES FR IR IT NL PO UK SF sv OS EU Source : National Statistics TABLE F. l MARKETING OF OIL PRODUCTS IN THE E U - 15 NUMBER OF PETROL RETAIL OUTLETS 8 5 - 94 T h o u s a nd of u n i ts at y e ar end 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 158. 7 157. 3 151. 5 147. 7 144. 7 138. 6 132. 6 129. 4 126. 8 122. 9 Source : National Statistics CHART F. l E U - 12 EVOLUTION 1 9 8 6 - 1 9 94 OF AVERAGE THROUGHPUT PER SERVICE STATION MILLIONS OF LITRES PER ANNUM 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 Source : Wood Mackenzie CHART F. 2 ISSN 0254-1491 COM(96) 143 final DOCUMENTS FR 12 N° de catalogue : CB-CO-96-172-FR-C ISBN 92-78-02658-1 Office des publications officielles des Communautés européennes L-2985 Luxembourg