Il settore della raffinazione europea attraversa una fase di riposizionamento strutturale, e non meramente congiunturale. La domanda di prodotti petroliferi tradizionali arretra per effetto dei guadagni di efficienza energetica, del minor utilizzo delle autovetture, dell’incremento delle quote di biocarburanti e, in prospettiva, dell’elettrificazione dei trasporti leggeri; per contro, la capacità di raffinazione installata resta in larga parte dimensionata su un modello di domanda che non tornerà ai livelli pre-transizione. Archiviati gli anni di crescita a cavallo del Duemila — culminati nel massimo del gasolio del 2006 — la flessione dei consumi ha assunto dopo il 2007 carattere strutturale; il crollo del 2020, a sua volta, è stato recuperato solo in parte nel quadriennio 2021-2024 (fig. seg).

In tale contesto, gli impianti convenzionali risultano esposti a un rischio crescente di stranded assets, ossia di capitale fisso il cui valore economico si esaurisce prima del termine della vita utile tecnica. La conversione in bio-raffineria si configura pertanto come una delle risposte possibili a un problema di obsolescenza anticipata del capitale.

Consumi di prodotti petroliferi in Europa (andamento di lungo periodo)

Fonte: Eurostat, 2026.

Nota: Dati al netto della quota biocarburanti, degli impieghi non energetici, dei consumi delle raffinerie e dei bunkeraggi.

Il primo argomento a favore della conversione è di natura strettamente economico-industriale. Il retrofit di unità esistenti — colonne di distillazione, reti logistiche, connessioni portuali e infrastrutture di stoccaggio — comporta, secondo le stime di settore, un fabbisogno di capitale inferiore a quello richiesto dalla costruzione di impianti green-field dedicati. Il capitale sommerso nell’impianto tradizionale viene così parzialmente recuperato anziché azzerato, con benefici anche in termini di occupazione locale e di continuità dei poli industriali, come illustrano le conversioni già realizzate in Italia a Porto Marghera e a Gela.

Il confronto rilevante, tuttavia, non è unicamente quello con l’impianto green-field. Per un raffinatore europeo l’alternativa concreta si articola oggi in tre vie: convertire, chiudere, oppure proseguire nel modello fossile accettando margini in erosione. Una parte della capacità continentale dovrà del resto essere razionalizzata anziché riconvertita: la scelta dipende dalla configurazione del singolo sito — complessità dell’impianto, accesso portuale alle materie prime, ampiezza del bacino logistico di sbocco.

Il secondo argomento è di natura regolatoria. La Direttiva RED III ha innalzato al 42,5% l’obiettivo vincolante di energia da fonti rinnovabili al 2030, con un ulteriore 2,5% indicativo verso il 45%. Per la raffinazione, il vincolo operativo è però quello relativo ai trasporti: una quota di rinnovabili del 29% al 2030 o, in alternativa, una riduzione del 14,5% dell’intensità di gas serra dei carburanti, con un sotto-obiettivo combinato vincolante del 5,5% per biocarburanti avanzati e RFNBO. Il regolamento ReFuelEU Aviation introduce a propria volta obblighi crescenti di miscelazione di carburante sostenibile per l’aviazione (SAF), dal 2% nel 2025 fino al 70% nel 2050.

A tali vincoli si aggiungerà l’estensione del sistema ETS ai combustibili per trasporto e edifici (ETS2), il cui avvio è stato tuttavia rinviato dal 2027 al 2028 nell’ambito dell’accordo sul target climatico 2040: uno slittamento che posticipa, senza annullarlo, l’incremento del costo marginale della raffinazione fossile e la corrispondente riduzione del costo-opportunità della conversione. Il quadro normativo, in sintesi, non si limita a incentivare la produzione di biocarburanti, ma penalizza progressivamente anche l’inerzia di chi resta ancorato al modello tradizionale.

Un terzo elemento attiene alla domanda. L’aviazione e il trasporto pesante restano difficilmente elettrificabili in via diretta, a causa dell’elevata densità energetica richiesta e dei vincoli infrastrutturali. I biocarburanti avanzati (HVO, SAF) rappresentano pertanto l’opzione di decarbonizzazione più matura nel breve-medio periodo, in attesa che tecnologie alternative — idrogeno verde ed e-fuel — raggiungano scala industriale e costi competitivi, traguardo che gli analisti non collocano prima del decennio successivo.

Anche con riferimento all’automobile, il dato dirimente non è la quota di veicoli elettrici sulle immatricolazioni bensì quella sul parco circolante, che rimane di pochi punti percentuali: uno stock di oltre 250 milioni di vetture si rinnova con la lentezza di un ciclo di vita ultradecennale. Ne consegue che le bio-raffinerie si collocano come un ponte tecnologico credibile, e non come una soluzione transitoria priva di prospettiva.

Un’ultima dimensione, meritevole di autonoma considerazione, riguarda la sicurezza energetica. Le materie prime delle bio-raffinerie — oli esausti, grassi animali, residui agricoli e forestali — seguono rotte di approvvigionamento distinte da quelle del greggio, storicamente esposte a shock geopolitici quali instabilità mediorientale, sanzioni e comportamenti collusivi dei produttori. Sarebbe però un errore interpretarle come una filiera integralmente europea: una quota rilevante degli oli esausti lavorati in Europa è importata dall’Asia — in primo luogo Cina, Indonesia e Malesia — con problemi ricorrenti di tracciabilità e certificazione che hanno già richiesto interventi antifrode e misure commerciali dell’Unione.

La diversificazione delle rotte è dunque reale, ma sussiste il rischio di sostituire una dipendenza con un’altra, potenzialmente più concentrata e meno trasparente. Resta il fatto che una minore dipendenza dall’import di petrolio riduce l’esposizione dei margini di raffinazione alla volatilità dei mercati internazionali, in un momento in cui la raffinazione europea è comunque sottoposta alla pressione strutturale dei nuovi impianti export-oriented del Medio Oriente e dell’Asia.

Per completezza analitica, va rilevato che il modello non è privo di rischi. La concorrenza per il feedstock di scarto può comprimerne la disponibilità e innalzarne il prezzo, mentre un eccesso di capacità di conversione rispetto alla crescita effettiva della domanda potrebbe generare margini inferiori alle attese. La convenienza economica va pertanto valutata caso per caso.

Resta tuttavia chiara la direzione di marcia: la domanda di prodotti petroliferi non tornerà ai livelli pre-transizione, e i settori hard-to-abate continueranno a richiedere molecole liquide per i prossimi decenni. In tale prospettiva, la conversione in bio-raffineria — lungi dal costituire una scelta puramente ideologica — rappresenta, per una quota significativa della capacità continentale, la risposta economicamente più razionale a un contesto di domanda declinante e di crescente attività regolatoria.