Dentro il distributore: numeri, guadagni e viaggio del carburante fino alle nostre auto

L’Italia conta circa 22 mila impianti. Dietro le colonnine c’è un sistema di raffinerie, depositi, oleodotti e autocisterne. Ma quanto resta ai gestori e perché benzina e gasolio non arrivano direttamente attraverso una condotta?

Una stazione ogni quattordici chilometri quadrati

Il distributore è una presenza abituale nel paesaggio italiano. Il Data Book UNEM 2026, con dati sulla rete a fine 2024, indica 21.750 punti vendita, contro 14.442 in Germania e 10.806 in Francia. Il valore italiano è richiamato anche nella fotografia del settore presentata all’assemblea UNEM del giugno 2026. Sono impianti, non singole colonnine: ciascuna stazione può avere numerosi erogatori. Rapportando questo numero ai circa 302 mila chilometri quadrati del territorio nazionale, si ottengono 7,2 impianti ogni 100 chilometri quadrati, ossia uno ogni 13,9. È una densità territoriale calcolata, non la distanza effettiva fra due distributori: città, autostrade e aree montane hanno distribuzioni molto diverse. La capillarità si accompagna a volumi relativamente contenuti. Nella stessa rilevazione, l’erogato medio italiano è di 1,368 milioni di litri annui per impianto, contro 3,750 milioni in Francia e 3,620 in Germania. Una rete più numerosa divide quindi le vendite fra molti esercizi.

Il giro d’affari: miliardi di incassi, pochi centesimi al gestore

Per quantificare il mercato bisogna scegliere cosa misurare: spesa alla pompa, fatturato senza IVA, vendite all’ingrosso oppure ricavi dell’intera filiera. Sommare queste grandezze significherebbe contare più volte lo stesso carburante. Un calcolo illustrativo dà la dimensione delle vendite di benzina e gasolio nella rete: 21.750 impianti moltiplicati per 1,368 milioni di litri equivalgono a circa 29,8 miliardi di litri annui. Applicando un prezzo ipotetico di 1,80 euro al litro, si arriva a 53,6 miliardi di euro di incassi, imposte comprese. È un ordine di grandezza costruito sui volumi UNEM, non un consuntivo ufficiale del fatturato; esclude inoltre GPL, metano e servizi accessori. Solo una piccola parte resta al gestore. Un documento parlamentare del luglio 2024 riportava una remunerazione di 3,5–4 centesimi lordi al litro; indicazioni FIGISC diffuse nell’aprile 2026 collocano ancora il margine intorno a 3–4 centesimi. Da questa somma devono essere sostenuti i costi della gestione.

Distributori carburante Nord, Centro e Sud: quanto si guadagna davvero?

Nelle fonti consultate non emerge una statistica pubblica omogenea del reddito netto dei gestori suddiviso fra Nord, Centro e Sud. Attribuire uno stipendio medio a ciascuna area darebbe dunque una precisione ingannevole. Le differenze dipendono dai litri venduti, dal contratto, dal personale impiegato, dagli orari, dai costi locali e dalla presenza di autolavaggio, bar o negozio. Occorre inoltre distinguere il gestore di un impianto convenzionato dall’imprenditore proprietario che acquista carburante sul mercato.

Per capire il meccanismo, si può applicare un margine ipotetico di 3,5 centesimi al litro:

Queste sono simulazioni valide in qualsiasi regione, non medie territoriali né guadagni personali. Da tali importi vanno sottratti i costi a carico del gestore, oltre a imposte e contributi. Un impianto molto frequentato nel Mezzogiorno può avere risultati migliori di uno poco frequentato al Nord: la posizione geografica, da sola, non determina la redditività.

Le aziende: il marchio non racconta tutta la proprietà

Fra le principali insegne presenti in Italia figurano Eni/Enilive, IP, Q8, Tamoil ed Esso. Enilive descrive una rete italiana di circa quattromila stazioni. Accanto alle grandi insegne operano numerosi gruppi indipendenti e distributori senza marchio petrolifero nazionale. Secondo la fotografia presentata all’assemblea UNEM 2026 e riportata da FIGISC, le grandi insegne rappresentano circa il 58% degli impianti, i marchi minori il 28% e i no-logo il 14%. Bisogna però separare insegna, proprietario e gestore. Un impianto che espone un marchio può appartenere a un’altra società ed essere affidato a un imprenditore distinto. Retitalia, per esempio, opera con stazioni convenzionate a marchio IP, Esso e Retitalia. Anche la provenienza fisica del carburante non si ricava automaticamente dal logo sulla pensilina.

Come arriva il carburante alla stazione di servizio

Benzina e gasolio provengono da raffinerie italiane o da importazioni di prodotti già raffinati. Prima della distribuzione finale passano attraverso infrastrutture di stoccaggio e movimentazione. Un esempio concreto è Sigemi, che gestisce circa 400 chilometri di oleodotti collegando impianti e depositi nell’Italia settentrionale. Riceve benzine e gasoli nazionali ed esteri via mare e tramite condotte; i depositi di Lacchiarella e Genova San Quirico dispongono poi di strutture per caricare le autobotti. Gli oleodotti, dunque, trasportano anche carburanti finiti, non soltanto petrolio greggio. L’ultimo tratto fino alla stazione viene normalmente percorso da autocisterne, che trasferiscono il prodotto nei serbatoi dell’impianto. Questa organizzazione combina grandi flussi fra pochi poli logistici con consegne più piccole e flessibili ai singoli punti vendita.

Che cosa c’è sotto il piazzale

La colonnina è soprattutto il terminale di erogazione e misurazione. Il carburante è conservato in serbatoi collegati mediante tubazioni, generalmente interrati sotto il piazzale: non necessariamente proprio sotto ciascuna pompa. Non è stata individuata una media nazionale documentata della loro capacità. Per dare una dimensione concreta, esistono serbatoi commerciali da 10 mila e 20 mila litri; un impianto dotato, per esempio, di quattro serbatoi da 20 mila avrebbe una capacità nominale complessiva di 80 mila litri. È un esempio, non la configurazione media italiana. Il decreto ministeriale 29 novembre 2002, applicabile alle nuove installazioni, stabilisce una capacità massima di 50 metri cubi, cioè 50 mila litri, per singolo serbatoio interrato. Consente anche serbatoi suddivisi in compartimenti per prodotti diversi. Capacità nominale e quantità effettivamente presente, naturalmente, non coincidono.

Sicurezza: incendi, perdite e vapori

Gli impianti rientrano nell’attività 13 del DPR 151/2011, soggetta ai procedimenti di prevenzione incendi. L’apertura richiede gli adempimenti autorizzativi e la SCIA antincendio, con il coinvolgimento del SUAP e dei Vigili del Fuoco secondo il procedimento applicabile. Per i carburanti liquidi il quadro comprende il DM 31 luglio 1934, la circolare 10 febbraio 1969 n. 10 e i successivi aggiornamenti. Le prescrizioni riguardano, fra l’altro, distanze di sicurezza, installazione delle apparecchiature, impianti elettrici, mezzi antincendio e modalità di esercizio. Per i nuovi serbatoi, il decreto del 2002 prevede doppia parete con monitoraggio continuo dell’intercapedine, oppure parete singola entro una cassa impermeabile con rilevamento continuo delle perdite. Impone inoltre dispositivi contro il sovrappieno e verifiche annuali della funzionalità dei sistemi di contenimento e rilevamento. Per le installazioni preesistenti va verificata la disciplina applicabile. Alle protezioni contro incendi e contaminazione del terreno si aggiungono quelle contro le atmosfere esplosive e i sistemi di recupero dei vapori della benzina, disciplinati anche dal D.Lgs. 152/2006 e dai successivi provvedimenti. I carburanti gassosi hanno regole specifiche: DPR 340/2003 per il GPL, DM 24 maggio 2002 per il metano e DM 30 giugno 2021 per gli impianti alimentati da serbatoi fissi di GNL, con le rispettive modifiche e integrazioni.

Il gasolio è sempre uguale?

Rispetta specifiche comuni, ma non è necessariamente identico. La norma UNI EN 590 definisce i requisiti del gasolio per autotrazione; la versione B7 ammette fino al 7% in volume di biodiesel FAME. Sono previste anche caratteristiche stagionali di filtrabilità alle basse temperature. Possono differire formulazione, additivi e comportamento al freddo. Enilive, per esempio, commercializza un gasolio alpino con caratteristiche specifiche per l’impiego a basse temperature. Il rispetto della stessa norma non significa quindi che ogni prodotto abbia prestazioni identiche in ogni condizione. Va distinto anche l’HVO in purezza, gasolio paraffinico conforme alla EN 15940, identificato dalla sigla XTL: prima dell’impiego bisogna verificare la compatibilità dichiarata dal costruttore del veicolo.

Perché il GPL può cambiare

Il GPL è una miscela composta prevalentemente da propano e butano, non una sostanza dalla composizione invariabile. Il prodotto per autotrazione deve rispettare la EN 589, ma questo non impone un’unica proporzione universale fra i componenti. Le proporzioni influenzano pressione, comportamento alle basse temperature ed energia per litro. Il propano è più adatto al freddo; una diversa composizione può quindi contribuire a variazioni dell’autonomia, senza dimostrare automaticamente una frode o una qualità insufficiente. Anche temperatura, percorso e condizioni del veicolo incidono sui consumi.

Il caso del metano: condotta oppure camion

Per il metano entrambe le risposte sono corrette. La normativa distingue espressamente impianti alimentati da condotta e impianti alimentati da carro bombolaio. Nel primo caso il gas arriva dalla rete e viene compresso per il rifornimento; nel secondo è trasportato su strada in recipienti ad alta pressione. Esiste poi il GNL, gas naturale liquefatto, ottenuto raffreddando il gas a temperature intorno a −162 °C. Viene consegnato mediante mezzi criogenici e conservato in serbatoi termicamente isolati. Può essere erogato liquido, soprattutto ai mezzi pesanti, oppure riportato allo stato gassoso e fornito come metano compresso negli impianti L-GNC. Il metano, dunque, non arriva sempre attraverso un metanodotto.

Perché non costruire un “benzodotto” fino a ogni distributore?

La possibilità tecnica esiste: gli oleodotti italiani già movimentano benzina e gasolio. La domanda riguarda la convenienza di estendere le condotte fino a migliaia di piccoli terminali. Dall’organizzazione logistica descritta emergono quattro ragioni economiche e tecniche. Sono una valutazione del sistema, non la ricostruzione di un’unica decisione nazionale. La prima è il volume per destinazione. Una raffineria o un grande deposito movimenta quantitativi che giustificano infrastrutture dedicate; un distributore vende molto meno. Collegare ogni piazzale richiederebbe diramazioni, valvole, misuratori, controlli e manutenzione da ripagare con quei volumi. La seconda è la pluralità dei prodotti. Benzina e gasolio possono viaggiare nella stessa condotta in lotti successivi, ma occorre gestire separazione e mescolamento alle interfacce. È una pratica consolidata sulle grandi linee, assai più articolata da organizzare in una rete ramificata di piccole utenze. La terza è la flessibilità: l’autocisterna può servire impianti diversi, modificare quantità e percorsi, raggiungere nuove stazioni e rifornirsi presso depositi alternativi. La quarta è che lo scavo rappresenta soltanto una parte dell’investimento. Approfittare dei lavori per fibra o elettricità potrebbe ridurre alcune spese, ma non eliminerebbe progettazione, autorizzazioni, protezioni dalle perdite e gestione permanente della condotta. Il confronto con il metano ha quindi un limite: la rete del gas serve anche abitazioni, industrie e produzione energetica, mentre una rete capillare per carburanti liquidi avrebbe un insieme di destinazioni molto più ristretto. Il sistema attuale sfrutta le condotte dove concentra grandi quantità e la strada dove deve distribuirle fra molti clienti. Migliorarlo può significare rafforzare i collegamenti ai depositi e organizzare meglio le consegne, senza necessariamente portare un tubo sotto ogni colonnina.

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