Le strategie delle compagnie petrolifere dal 1970 a oggi

5.2 Le strategie delle compagnie petrolifere dal 1970 a oggi A partire dal 1970, l industria mondiale del petrolio e del gas è stata trasformata da una serie di enormi cambiamenti che hanno interessato il contesto economico, politico e tecnologico. L adattamento a queste forze esterne ha comportato mutamenti di rilievo nelle strategie delle imprese operanti nel settore degli idrocarburi. L impatto di questi mutamenti risulta evidente se si confrontano le principali imprese dell industria nel 1970 e nel 2004 (tab. 1). Nel 1970, dominavano le Sette Sorelle, 1 le più importanti compagnie petrolifere statunitensi ed europee, pioniere nello sviluppo dell industria per gran parte del 20 secolo. Cinque di queste erano americane: Exxon (allora Standard Oil New Jersey), Mobil, Chevron (allora Standard Oil California), Texaco e Gulf Oil; le restanti due europee: Royal Dutch/Shell Group, joint venture anglo-olandese, e British Petroleum (BP). Il dominio statunitense nella classifica delle principali imprese petrolifere si estendeva anche oltre le Sette Sorelle: 12 delle 20 più grandi compagnie petrolifere avevano sede negli Stati Uniti. È degno di nota il fatto che tutte le compagnie non statunitensi (eccetto Royal Dutch/Shell Group, PetroFina e Nippon Oil) fossero completamente o parzialmente di proprietà pubblica. Tutte le principali imprese nel 1970 erano verticalmente integrate e caratterizzate da una distribuzione internazionale delle loro attività. Faceva eccezione la Nippon Oil le cui principali attività erano concentrate nelle fasi a valle del ciclo petrolifero e localizzate all interno del Giappone. Nel 2004, le Sette Sorelle erano diventate quattro: ExxonMobil, Royal Dutch/Shell Group, BP e Chevron- Texaco. A queste si erano aggiunte la Total (che si era fusa con Elf Aquitaine e PetroFina) e la ConocoPhillips, arrivando così a creare un gruppo leader costituito da 6 supermajors. Tuttavia, nonostante il persistente dominio da parte di un piccolo gruppo di major localizzate in Occidente e integrate, la lista delle prime 20 imprese nel 2004 era profondamente diversa da quella di 35 anni prima. Il cambiamento più importante è stato l ampliamento della varietà internazionale delle principali imprese. Le nuove entrate nelle fila delle più grandi compagnie del petrolio e del gas erano soprattutto imprese di Stato localizzate nei principali paesi produttori di petrolio (Pemex in Messico, Statoil in Norvegia, PDVSA in Venezuela, Gazprom in Russia) o nei maggiori paesi consumatori (China Petroleum & Chemical e PetroChina in Cina, SK Corporation nella Corea del Sud e Indian Oil in India). A dire il vero, il nostro elenco sottostima grossolanamente l importanza delle compagnie petrolifere nazionali di diversi paesi produttori che non pubblicano i loro conti finanziari. Facendo una stima delle loro entrate, Saudi Aramco e National Iranian Oil Corporation verrebbero certamente incluse nella lista del 2004 delle prime 20 imprese. 5.2.1 Le forze che guidano i cambiamenti nell industria Fattori politici Il fattore più importante che ha causato un cambiamento nella struttura dell industria e nelle strategie delle imprese petrolifere e del gas è stato il mutamento del quadro politico internazionale. La fine degli anni Sessanta e l inizio degli anni Settanta hanno visto la crescente presa di coscienza da parte dei paesi produttori di petrolio del potere economico e politico loro conferito dal fatto di possedere riserve petrolifere. Sebbene l Organizzazione dei paesi esportatori di petrolio (OPEC) sia stata fondata nel 1960, sono state le rinegoziazioni delle concessioni petrolifere da parte della Libia nel 1970 e dell Iran nel 1971, seguite dalla guerra arabo-israeliana 1 Il termine Sette Sorelle è stato coniato da Enrico Mattei, il fondatore della compagnia energetica italiana Eni, ed è stato poi divulgato da Anthony Sampson con il suo libro The Seven Sisters (1975). VOLUME IV / ECONOMIA, POLITICA, DIRITTO DEGLI IDROCARBURI 301

GLI ATTORI DELL INDUSTRIA DEGLI IDROCARBURI E LE STRATEGIE DELLE IMPRESE tab. 1. Le prime 20 compagnie petrolifere e del gas classificate in base alle vendite negli anni 1970 e 2004 Compagnia Vendite nel 2004 (10 9 $) Compagnia Vendite nel 1970 (10 9 $) BP (Regno Unito) 285,1 Exxon (Stati Uniti) 16,6 Royal Dutch/Shell Group (Paesi Bassi/Regno Unito) 265,2 Royal Dutch/Shell Group (Paesi Bassi/Regno Unito) 10,8 ExxonMobil (Stati Uniti) 264,0 Mobil (Stati Uniti) 7,3 ChevronTexaco (Stati Uniti) 142,9 Texaco (Stati Uniti) 6,3 Total (Francia) 131,6 Gulf Oil (Stati Uniti) 5,4 ConocoPhillips (Stati Uniti) 118,7 Chevron (Stati Uniti) 4,2 Eni (Italia) 79,3 British Petroleum (Regno Unito) 4,1 Pemex (Messico) 70,0 Amoco (Stati Uniti) 3,7 Valero Energy (Stati Uniti) 54,6 Atlantic Richfield (Stati Uniti) 2,7 Statoil (Norvegia) 50,1 Phillips Petroleum (Stati Uniti) 2,3 China Petroleum & Chemical (Cina) 49,8 Sun Oil (Stati Uniti) 1,9 Repsol-YPF (Spagna) 48,0 Eni (Italia) 1,8 Marathon Oil (Stati Uniti) 45,1 Unocal (Stati Uniti) 1,8 PDVSA (Venezuela) 42,6 * Elf Aquitaine (Francia) 1,5 PetroChina (Cina) 36,7 PetroFina (Belgio) 1,3 SK Corp (Corea del Sud) 33,8 Continental Oil (Stati Uniti) 1,3 Petrobras (Brasile) 33,1 Getty Oil (Stati Uniti) 1,2 Nippon Oil (Giappone) 30,4 Nippon Oil (Giappone) 1,0 Gazprom (Russia) 28,9 Total ** (Francia) 0,9 Indian Oil (India) 26,1 Petrobras (Brasile) 0,9 * Valore stimato. ** La Total allora era chiamata Compagnie Française des Pétroles. Fonti: Rapporti annuali delle compagnie; «Fortune» e «Forbes», 1970 e 2004. del 1973, a porre le condizioni per l aumento dei prezzi del petrolio attuato dall OPEC nel 1973-1974. Il potere e la determinazione dei paesi produttori di petrolio si sono anche manifestati attraverso un più aggressivo approccio nei confronti delle major petrolifere internazionali. Dal 1960 in poi (ancora prima nel caso dell Iran), molti paesi produttori hanno nazionalizzato nei settori del petrolio e del gas le società controllate dalle imprese straniere e quelle in regime di joint venture localizzate all interno dei loro confini, dando così vita a compagnie statali responsabili dello sfruttamento delle riserve nazionali di idrocarburi e della conclusione di accordi con le compagnie petrolifere occidentali (tab. 2). Il desiderio dei paesi produttori di appropriarsi di una quota maggiore del valore delle loro risorse petrolifere non è stato altro che una manifestazione della volontà politica e degli obiettivi di sviluppo economico dei paesi in via di sviluppo e dei paesi non allineati. Parimenti, i nuovi paesi produttori di petrolio del mondo industrializzato (in particolare Norvegia e Regno Unito) hanno voluto massimizzare a beneficio di se stessi lo sfruttamento delle loro riserve. La messa all asta delle licenze di esplorazione e produzione, gli accordi di partecipazione e nuove tasse sul petrolio non erano azioni limitate ai soli paesi politicamente aggressivi dell OPEC. Alcuni dei tentativi più ambiziosi e incisivi da parte dei paesi produttori di appropriarsi degli introiti derivanti dalle loro risorse petrolifere sono stati realizzati dai governi norvegese e britannico in relazione allo sfruttamento del petrolio del Mare del Nord. 302 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI

LE STRATEGIE DELLE COMPAGNIE PETROLIFERE DAL 1970 A OGGI tab. 2. La costituzione di imprese petrolifere nazionali da parte dei paesi OPEC (Tetreault, 1985) Paese Compagnia Data della costituzione Algeria SONATRACH 1963 Ecuador CEPE 1972 Gabon PetroGab 1979 Indonesia Pertamina 1971 Iran National Iranian Oil Corp. 1951 Iraq Iraqi National Oil Corp. 1964 Kuwait Kuwait Petroleum Corp. 1976 Libia NOC 1968-1970 Nigeria Nigerian National Petroleum Corp. 1977 Qatar QGPC 1974 Arabia Saudita * Petromin 1962 Emirati Arabi Uniti ADNOC 1971 Venezuela PDVSA 1975 * Nel 1974 il governo saudita ha acquisito la maggioranza di Aramco che nel 1988 è stata rinominata Saudi Aramco. Tuttavia, la nuova forza dell OPEC ha fatto ben poco per assicurare la stabilità dei prezzi. Uno dei problemi cruciali del periodo 1970-2005 è stata la maggiore volatilità del prezzo del greggio. Se il primo shock petrolifero è stato il frutto del potere dell OPEC, il secondo, che è seguito alla rivoluzione iraniana del 1979, ha dimostrato la forza del mercato mondiale nel rispondere a cambiamenti nell offerta globale. Dall inizio degli anni Ottanta, il greggio ha toccato i minimi di 8 dollari al barile nel 1986 e di 10 dollari nel 1998, e i massimi di 31 dollari nel 1990 (in seguito all invasione del Kuwait) e di 60 dollari nel 2005 (Verleger, 1991). Il secondo fattore politico di cambiamento è stato il crollo del comunismo e l ondata di liberalizzazioni che ha aperto agli investimenti esteri molti grandi paesi produttori di petrolio, ha portato alla privatizzazione di diverse compagnie prima pubbliche e ha incoraggiato all internazionalizzazione diverse imprese energetiche sostanzialmente imperniate sulla realtà nazionale. Concorrenza La crescente competizione nell ambito dell industria petrolifera è stata resa evidente dal declino della supremazia delle principali compagnie petrolifere durante il periodo considerato. Fino all inizio degli anni Settanta, l industria petrolifera mondiale era dominata da un piccolo gruppo di grandi compagnie integrate, le sopra menzionate Sette Sorelle. L esiguità di questo gruppo e lo stretto legame che lo caratterizzava (quattro sorelle erano ex membri della Standard Oil Trust) avevano incoraggiato un deliberato parallelismo nel loro comportamento concorrenziale. Dopo il 1970, le Sette Sorelle hanno perso la loro posizione dominante all interno dell industria: durante il periodo 1973-1987, la loro quota sulla produzione mondiale di greggio scese dal 29,3% al 7,1% e la loro quota sulla capacità di raffinazione mondiale dal 25,5% al 17% (Verleger, 1991). Questo declino è stato il risultato di due fattori chiave. Primo, la nazionalizzazione di una larga parte delle attività petrolifere delle major a partire dal 1972. Secondo, l espansione di operatori più piccoli, tra cui le imprese di Stato dei paesi produttori (alcune formatesi dalla nazionalizzazione delle attività petrolifere delle major) e le compagnie petrolifere originariamente localizzate nei propri territori nazionali (per esempio, Elf Aquitaine, Nippon Oil, Neste e Repsol) che sono cresciute a livello internazionale. Ne è derivata una riduzione del potere economico e politico delle major petrolifere. Le pressioni concorrenziali sono state esacerbate dall emergere di un eccesso di capacità. I due shock petroliferi hanno depresso la domanda di prodotti petroliferi incentivando il risparmio energetico e la sostituzione del petrolio con fonti alternative. L intensità petrolifera dell economia statunitense 2 si è dimezzata tra il 1970 e il 1990. Dal lato dell offerta, la capacità produttiva di 2 Misurata rispetto al PIL ed espressa in Btu (British thermal units)/pil in dollari a prezzi costanti. VOLUME IV / ECONOMIA, POLITICA, DIRITTO DEGLI IDROCARBURI 303

GLI ATTORI DELL INDUSTRIA DEGLI IDROCARBURI E LE STRATEGIE DELLE IMPRESE greggio a livello mondiale è cresciuta in ragione dei maggiori sforzi nelle esplorazioni e delle nuove tecniche di esplorazione e produzione. L eccesso di capacità di raffinazione è stato poi aggravato dagli investimenti realizzati dai molti paesi produttori di petrolio. Il risultato è stato un eccesso di capacità in ogni fase della catena del valore dell industria. Tecnologia Le sfide fisiche poste dall esplorazione e dalla produzione (E&P) offshore e dal trasporto del gas naturale verso i paesi consumatori; gli incentivi economici all utilizzo di greggi pesanti e alla loro conversione in distillati più leggeri; le possibilità tecnologiche rese disponibili dai progressi della scienza e della tecnologia informatica hanno determinato una innovazione senza precedenti nella tecnologia petrolifera. La complessità e i costi delle nuove tecnologie hanno avuto diverse implicazioni, tra cui l esternalizzazione di diverse attività tecniche da parte delle principali imprese di petrolio e gas. All inizio del 21 secolo, alcuni dei più importanti attori dell industria sono divenute le compagnie di ingegneristica e parapetrolifere (fornitura di servizi integrati all industria petrolifera) come Schlumberger, Halliburton, Baker Hughes e Kerr McGee. I costi di investimento dei principali progetti sono cresciuti enormemente. Sviluppare un grande giacimento di petrolio o di gas, costruire un oleodotto, una raffineria o un grande impianto di liquefazione del gas naturale richiede spese di investimento dell ordine di diversi miliardi di dollari. Inevitabilmente, sono divenute sempre più importanti le joint ventures e altre forme di collaborazione. 5.2.2 Le major del petrolio e del gas: il modello tradizionale Nel 1970, le principali compagnie petrolifere avevano raggiunto una configurazione di strategia, struttura e sistemi di gestione che, per la maggior parte di loro, era il risultato di oltre mezzo secolo di sviluppo. In termini di strategia, le caratteristiche principali delle major erano la grande dimensione, l integrazione verticale e la presenza a livello mondiale. Nonostante le diverse attività originarie delle compagnie la Exxon (come la Standard Oil) aveva le sue radici nella raffinazione, la Shell nel trasporto e nel commercio, Royal Dutch, Texaco e BP nell E&P le loro strategie convergevano verso un modello di business comune. Erano tutte verticalmente integrate dalla fase iniziale di esplorazione fino alla vendita al dettaglio dei prodotti raffinati. La logica centrale che le guidava era quella di limitare il rischio massimizzando l autosufficienza (in questo modo le attività a valle garantivano sbocchi sicuri ai rischiosi investimenti delle compagnie nelle fasi di esplorazione e sviluppo). Anche la maggior parte delle fasi intermedie veniva gestita dall interno: le compagnie provvedevano alla maggior parte dei loro servizi ingegneristici e parapetroliferi ed erano alcune delle più grandi proprietarie mondiali di navi. Tutte le major avevano poi avviato importanti attività petrolchimiche. Le economie di scala, combinate all integrazione verticale e all espansione internazionale, consentivano alle major petrolifere di essere tra le più grandi corporazioni industriali a livello mondiale. Nel 1970, sette delle venti maggiori compagnie statunitensi (classificate in base alle vendite) erano imprese petrolifere, la più alta rappresentanza di settore rispetto a qualsiasi altra industria. Ancora, durante gli anni Settanta, le major raggiunsero la loro massima dimensione in termini di numero di occupati; dalla fine di quel decennio, invece, questo numero ha cominciato a scendere (tab. 3). Una caratteristica chiave dell organizzazione delle imprese era il loro alto grado di centralizzazione decisionale, insolito per compagnie della loro dimensione e diversità di prodotti e attività. Tutte avevano strutture divisionali, di norma basate su una combinazione di tre dimensioni: aree geografiche, funzioni, gruppi di prodotti. Tuttavia, rispetto ad altre corporazioni industriali, erano state più lente nell adottare strutture multidivisionali (Chandler, 1962) e hanno continuato a mantenere una proporzione insolita di poteri decisionali presso la sede centrale. La concentrazione del potere nelle mani di pochi rifletteva l alta interdipendenza delle attività delle compagnie petrolifere. Il tradizionale modello multidivisionale, con la caratteristica separazione dei poteri decisionali strategici da quelli operativi, non era applicabile alle principali compagnie petrolifere a causa della stretta interrelazione sia in senso verticale, tra le loro principali attività (esplorazione, produzione, raffinazione e distribuzione/marketing), sia in senso orizzontale, tra i loro diversi prodotti finali. Sebbene la maggioranza delle imprese avesse adottato una struttura divisionale per regioni, a livello geografico il decentramento era limitato dalla necessità di coordinare i flussi di greggio dai paesi produttori con le attività a valle nei paesi consumatori. Queste esigenze di coordinamento avevano portato le major petrolifere a sviluppare sistemi economici di pianificazione amministrativa altamente sofisticati. Invece di decentralizzare la gestione operativa a livello divisionale, la sede centrale dell impresa era responsabile non solo delle decisioni strategiche e dell allocazione delle risorse, ma anche della pianificazione operativa. Il modello di pianificazione amministrativa che caratterizzava le major petrolifere enfatizzava il ruolo del management nell ottimizzare il coordinamento all interno di un sistema essenzialmente chiuso. Un elevata integrazione verticale teneva al riparo le imprese petrolifere dalla 304 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI

LE STRATEGIE DELLE COMPAGNIE PETROLIFERE DAL 1970 A OGGI tab. 3. L occupazione nelle compagnie petrolifere in diversi anni (numero di occupati) 1970 1980 1985 1990 2000 2004 Exxon 143.000 176.615 146.000 104.000 106.000 * 85.800 * Mobil 75.600 81.500 71.100 67.300 Royal Dutch/Shell Group 158.000 161.000 142.000 137.000 128.000 114.500 BP 105.000 118.200 129.450 116.750 112.150 ** 102.900 ** Amoco 47.551 56.401 48.545 54.524 Atlantic Richfield (Arco) 31.300 53.400 31.300 27.300 Eni 76.000 128.000 129.000 82.700 80.178 70.948 Texaco 73.734 66.745 54.481 39.199 19.011 Chevron 44.610 40.218 60.845 54.208 36.490 67.569 *** * ExxonMobil. ** Comprende Amoco e Arco. *** ChevronTexaco. Fonte: Rapporti annuali delle compagnie; «Fortune Global 500», 1970-2004. volatilità e dall incertezza dei mercati intermedi. Questo isolamento dall incertezza del mercato richiamava il tema centrale del testo di J.K. Galbraith, The new industrial state (1968): dove gli investimenti di capitale sono ingenti e di lunga durata, le grandi compagnie integrate e competitive che esercitano un significativo potere di mercato forniscono un isolamento dai rischi insiti nella concorrenza e nella instabilità dei mercati. La gestione di queste organizzazioni è tecnocratica, richiede capacità di previsione, pianificazione e coordinamento supportate da sofisticati sistemi di informazione e da processi decisionali basati sulla scientificità. Il problema per le compagnie petrolifere, evidenziato nella teoria di Galbraith, consisteva nel fatto che queste non erano capaci di sopprimere e controllare le forze di mercato che i loro sistemi amministrativi avrebbero dovuto sostituire. A seguito della maggiore concorrenza e volatilità del mercato, e dei grandi shock economici e politici, la struttura e i sistemi di gestione delle corporate petrolifere venivano sottoposti a sforzi sempre maggiori. L aumentata turbolenza dell ambiente esterno rendeva la centralizzazione dei poteri decisionali sempre più inefficiente: i sistemi gerarchici fronteggiavano un sovraccarico di informazioni e i tempi di reazione della struttura organizzativa erano troppo lenti per soddisfare le esigenze di efficienza dinamica richieste da ambienti esterni in rapido mutamento. Questo portò alla ricerca di strutture e sistemi capaci di rispondere velocemente al cambiamento esterno, di incoraggiare la ricerca imprenditoriale del profitto, ma che allo stesso tempo avrebbero consentito di pianificare e investire nello sviluppo a lungo termine. 5.2.3 La diversificazione e la ricerca delle riserve (1974-1984) Il primo shock petrolifero del 1973-1974 aveva indebolito il modello di pianificazione amministrativa delle major in due modi. Primo, esse avevano perso il loro tradizionale controllo del mercato a vantaggio di un nuovo protagonista: l OPEC. Secondo, non possedevano più gran parte delle loro riserve di idrocarburi a seguito dei processi di nazionalizzazione attuati dai governi dei paesi produttori. Le loro risposte al nuovo contesto economico in cui si trovavano a operare sono state, inizialmente, quella di mantenere le strutture verticalmente integrate cercando riserve in nuove aree geografiche e, successivamente, quella di tentare di crescere attraverso la diversificazione (Grant e Cibin, 1996). La ricerca del petrolio Il nuovo status di acquirenti di petrolio aveva alimentato nelle major la determinazione a mantenere un alto grado di integrazione verticale. Durante la seconda metà degli anni Settanta, gli investimenti nelle fasi a monte erano cresciuti in modo sostanziale, specialmente nei giacimenti petroliferi politicamente sicuri del Mare del Nord e del North Slope in Alaska. L esplorazione fu sviluppata in entrambe le succitate regioni petrolifere mature ed estese a comprendere regioni di frontiera : principalmente il Mare d Irlanda, il Mar Cinese Meridionale, il Golfo del Messico, l offshore dell Africa occidentale e l offshore tra l Indonesia e la costa nord-occidentale dell Australia. La tab. 4 mostra la crescita degli investimenti nell upstream dopo gli shock petroliferi del VOLUME IV / ECONOMIA, POLITICA, DIRITTO DEGLI IDROCARBURI 305

GLI ATTORI DELL INDUSTRIA DEGLI IDROCARBURI E LE STRATEGIE DELLE IMPRESE tab. 4. Media annua delle spese per investimenti nell industria del petrolio e del gas sostenute dalle imprese selezionate, 1970-2004 (10 6 $) 1970-1973 1974-1978 1979-1982 1983-1986 1987-1990 1991-1994 1995-1999 2000-2004 Exxon * upstream 981 3.040 6.371 6.955 4.870 6.322 8.016 10.005 downstream 897 1.114 1.365 1.264 1.438 1.660 2.664 2.508 Mobil * upstream 426 863 2.106 1.548 1.208 1.214 downstream 557 502 832 811 726 1.104 Shell upstream 470 1.477 4.507 4.052 3.215 4.677 6.377 8.516 downstream 1.083 1.006 2.296 1.541 2.486 2.551 2.614 3.108 BP ** upstream 306 780 3.387 2.974 2.401 3.620 4.998 10.118 downstream 430 422 696 961 886 937 1.421 4.830 Amoco ** upstream 595 1.206 2.258 2.567 2.390 2.956 downstream 242 289 563 542 451 548 Arco ** upstream 232 678 2.210 2.877 1.559 2.380 downstream 267 591 433 286 556 545 Chevron *** upstream 302 889 2.560 2.712 1.805 1.663 3.386 6.505 downstream 413 678 1.132 803 731 662 908 1.180 Texaco *** upstream 673 927 1.560 1.467 1.295 1.544 2.318 downstream 433 416 567 826 604 588 864 Eni upstream 332 981 2.104 2.150 2.531 2.431 2.992 4.808 downstream 145 246 368 260 628 501 544 596 * Dati consolidati di ExxonMobil dopo il 1995. ** Dati consolidati di BP, Amoco e Arco dopo il 1995. *** Dati consolidati di Chevron e Texaco dopo il 1999. Fonte: Conti finanziari delle compagnie. 1973-1974 e del 1979-1980. I maggiori investimenti nelle fasi a monte erano in parte responsabili della convergenza delle compagnie verso una più omogenea espansione internazionale delle loro attività. L espansione degli investimenti in America Settentrionale era una priorità strategica per le due compagnie petrolifere europee, mentre le imprese fortemente incentrate sugli Stati Uniti, principalmente Amoco e Atlantic Richfield, hanno sempre di più cercato il petrolio oltreoceano. Tuttavia, nonostante l accresciuta attività di esplorazione e le grandi scoperte nel Mare del Nord, in Alaska e altrove, non si poteva più recuperare la situazione pre- 1973. Nel 1975, le major internazionali del petrolio e del gas soddisfacevano meno della metà del proprio fabbisogno complessivo di greggio tramite le loro stesse riserve; il resto veniva acquistato dalle compagnie nazionali di produzione dotate di un potere sino ad allora sconosciuto. Diversificazione Una domanda di greggio e di prodotti petroliferi pressoché piatta e l emergere di un eccesso di capacità in quasi tutte le fasi della catena del valore delle compagnie erano conseguenza del drastico aumento dei prezzi del petrolio e del ristagno dell economia globale avvenuto tra la fine degli anni Settanta e l inizio degli anni Ottanta. Tuttavia, le major petrolifere erano rimaste improntate alla crescita e, incentivate dai consistenti flussi di cassa generati dal rialzo dei prezzi del petrolio, si erano orientate verso la diversificazione come strumento di crescita preferenziale. Nel 1970, quasi tutte le compagnie si concentravano su tre attività: petrolio, gas e petrolchimica. Nel 1984, percorsi molto simili di diversificazione le avevano orientate verso fonti energetiche alternative (principalmente carbone, ma anche energia solare, nucleare, e idrocarburi non convenzionali come sabbie e argille bituminose) e verso i minerali come metalli non ferrosi, fosfati, zolfo e cemento. Altre aree di diversificazione erano prevalentemente una conseguenza del desiderio di sfruttare le risorse tecnologiche e le capacità gestionali sviluppate internamente: a titolo di esempio, la produzione di cibo per animali da parte di BP e Amoco; l attività nel segmento dei detergenti della Shell; la generazione elettrica per Exxon e Texaco. Amoco, Atlantic Richfield, BP, Exxon, Shell e Texaco avevano creato società di venture capital col fine di portare sul mercato le tecnologie sviluppate internamente e di acquisire nuove piccole compagnie technology-based. Non poche compagnie si 306 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI

LE STRATEGIE DELLE COMPAGNIE PETROLIFERE DAL 1970 A OGGI erano poi diversificate in modo più ampio: Exxon e BP nella tecnologia informatica, Mobil nella distribuzione (Montgomery Ward) e nel packaging. La tab. 5 mostra il processo di diversificazione di alcune delle principali major del petrolio e del gas. 5.2.4 La ristrutturazione interna per conseguire efficienza e flessibilità (1985-1994) Il cambiamento degli obiettivi di impresa Durante gli anni Ottanta, le principali compagnie del petrolio e del gas sono state sottoposte a crescenti pressioni. Dopo aver raggiunto un picco nel 1981, i prezzi del petrolio avevano seguito un brusco trend di ribasso e, parallelamente, erano scesi anche i profitti dell industria (Al-Chalabi, 1991). Tra il 1985 e il 1994, pressoché tutte le major avevano annunciato consistenti iniziative di ristrutturazione che includevano estesi disinvestimenti di attività, riduzione della forza lavoro, riformulazione delle proprie strategie operative. Un elemento scatenante era stato il precipitoso declino dei prezzi del petrolio nel 1986, quando l incremento produttivo dell Arabia Saudita si tradusse in un calo delle quotazioni al di sotto dei 9 dollari al barile. Questo aveva indotto le principali compagnie petrolifere a mettere in discussione le proprie strategie e strutture organizzative. Alla base di questi processi di ristrutturazione vi era l affermazione della capacità da parte delle imprese di creare profitto e della creazione di valore per gli azionisti come obiettivi primari. Negli anni Settanta, le dichiarazioni degli obiettivi aziendali avevano sottolineato l importanza della crescita e degli obiettivi operativi, come il rimpiazzo delle riserve, l espansione geografica, il miglioramento dell efficienza e il progresso tecnologico. Negli anni Ottanta, questi obiettivi sono diventati secondari rispetto al profitto e al ritorno per gli azionisti. Erano tipiche le seguenti dichiarazioni: «Il nostro primo obiettivo è quello di migliorare il valore dei vostri investimenti sia nel breve che nel lungo termine» (Mobil, 1987); «Il nostro scopo negli ultimi anni è stato e rimane quello di massimizzare il profitto delle nostre attività» (BP, 1988); «Noi siamo fortemente consapevoli che vi aspettate di ricevere un ritorno pienamente competitivo sui vostri investimenti [.] ed è quello che intendiamo darvi. La nostra regola [.] è diventare non solo una delle compagnie più ammirate nel mondo dell industria ma anche una delle più apprezzate dagli azionisti» (Texaco, 1989); «La compagnia attribuisce la massima priorità al miglioramento dei risultati finanziari e al rendimento degli investimenti dei suoi azionisti» (Chevron, 1989). La ricerca di maggiori introiti per gli azionisti è stato il filo conduttore sotteso ai cambiamenti strategici e organizzativi del periodo 1985-1994. Un evidente indicazione del riorientamento degli obiettivi di impresa dalla crescita alla creazione del valore per gli azionisti è stata l introduzione del riacquisto di azioni, finalizzato a incrementare gli utili per azione attraverso la riduzione del numero delle azioni in circolazione. In questo, come in altri aspetti del processo di ristrutturazione in corso, Exxon è stato il leader: solo tra il 1984 e il 1986 ha speso 6 miliardi di dollari in riacquisto di azioni proprie. Anche tutte le altre major si sono mosse in modo analogo: invece di destinare il denaro liquido in eccesso in investimenti diversificati, lo restituivano ai loro azionisti. Dalla diversificazione alla rifocalizzazione L aspetto più evidente del cambiamento strategico durante la metà e la fine degli anni Ottanta è stato la sempre più diffusa dismissione delle attività che esulavano dal core business delle imprese. Nel 1990, le principali compagnie petrolifere avevano pressoché interamente eliminato le attività in cui si erano diversificate nel periodo precedente. Le prime a essere abbandonate sono state le diversificazioni non correlate, quasi tutte risultate senza successo, come l attività della Exxon Office System, l incursione della Mobil nella grande distribuzione, l avventura di BP nel software e nelle telecomunicazioni; perfino Eni, di gran lunga la più diversificata tra le principali compagnie del petrolio e del gas, cominciava a eliminare alcune delle attività che esulavano dal core business. Successivamente si è verificata la dismissione di quasi tutte le iniziative più significative di diversificazione nei settori correlati. In particolare, le principali compagnie hanno liquidato le loro controllate dedite all estrazione dei metalli. All inizio degli anni Novanta, solo la Shell aveva conservato una controllata di questo tipo (vendette la Billiton nel 1993). Nel 1994, la sola major alla quale rimanevano ancora interessi sostanziali al di fuori dell energia e della chimica era la Elf Aquitaine con le sue attività nel settore benessere ed estetica (prodotti farmaceutici e cosmetici). Alcune compagnie si erano spinte anche oltre nella loro determinazione di rifocalizzarsi sul core business (Arco e Texaco avevano eliminato la maggior parte delle loro attività chimiche sollevando la questione se il legame tecnico tra raffinazione del petrolio e petrolchimica fosse di per sé sufficiente a giustificare il continuo coinvolgimento nella chimica da parte delle major). Le imprese avevano ridefinito i loro obiettivi anche in relazione alla distribuzione geografica delle loro attività. A valle, tutte le imprese avevano circoscritto la loro presenza a livello geografico. Nel 1990, nessuna delle VOLUME IV / ECONOMIA, POLITICA, DIRITTO DEGLI IDROCARBURI 307

GLI ATTORI DELL INDUSTRIA DEGLI IDROCARBURI E LE STRATEGIE DELLE IMPRESE ROYAL DUTCH/SHELL GROUP tab. 5. La diversificazione attuata da Shell, Exxon, Mobil e BP (1974-1984) 1974 Acquisizione di NV Billiton, compagnia di esplorazione e produzione di metalli e minerali 1975 Realizzazione di investimenti aggiuntivi in reattori nucleari refrigerati a gas 1976 Acquisizione di carbone via mare per 123 milioni di dollari Costruzione di un impianto di gassificazione del carbone in Germania Costituzione della Scallop Coal a New York dedita al commercio di carbone 1977 Acquisizione di Crows Nest Industries (produttore di carbone) 1979 Investimenti in silvicoltura in Nuova Zelanda e Cile EXXON 1975 Costituzione della Exxon Nuclear International 1977 Costituzione della Exxon Minerals USA e della Exxon Minerals International 1979 Acquisizione di Reliance Electric Co., per 1,2 miliardi di dollari 1980 Costituzione di Exxon Office Systems ed Exxon Information Systems 1981 Avvio di un progetto di generazione elettrica a Hong Kong del valore di 2,5 miliardi di dollari Acquisizione del 16% della American Solar King (energia solare) 1984 Avviamento della produzione di carbone a Cerrejon, in Colombia MOBIL 1974 Acquisizione, per 883 milioni di dollari, della Marcor, che controllava la casa madre della Montgomery Ward (retail) e Container Corp. 1975 Investimenti nell estrazione di carbone e nel settore immobiliare 1977 Acquisizione di Mt. Olive e Staunton Coal Company per 47,5 milioni di dollari 1978 Acquisizione di W.F. Hall Printing per 50,5 milioni di dollari Acquisizione di Electro-Phos Corporation (raffinazione del fosforo) e di Rexene Styrenics Investimenti nell immobiliare a Hong Kong 1980 Acquisizione di compagnie che producono materie plastiche, fosforo, fertilizzanti Investimenti in energie alternative come metanolo (Nuova Zelanda), impianti per la lavorazione delle argille bituminose (Utah), impianti di trattamento dell uranio (Stati Uniti) e impianti coal-to-liquids (Kentucky) 1982 Costituzione della Mobil Diversified Businesses dedita alle attività diverse dal petrolio e dalla chimica 1983 Avviamento di progetti sul carbone in Australia e Indonesia Acquisizione di Baggies, compagnia che produce borse di plastica, dalla Colgate-Palmolive 1984 Acquisizione dell attività della DuPont nel can coating (rivestimento di lamiera per imballaggi, barattoli e tubi) BRITISH PETROLEUM 1976 Costituzione della BP Nutrition Ltd (proteine e cibo per animali) Costituzione della Sonarmarine Ltd (rilevamenti topografici sott acqua) 1977 Acquisizione del 50% della Clutha Development (estrazione di carbone in Australia) 1978 Acquisizione della R. McBride Ltd (ingegneristica e costruzioni) Acquisizione della Bakelite Xylonite Ltd (materie plastiche) dalla Union Carbide 1979 Acquisizione del 25% di Ruhrgas (raffinazione e distribuzione del gas in Germania) 1980 Acquisizione della Selection Trust Ltd (compagnia finanziaria con interessi nell estrazione di metalli) 1981 Acquisizione della Systems Control Inc. (sistemi informatici) Acquisizione della Kennecott Corp. per 1,77 milioni di dollari (attraverso la Sohio) Acquisizione della Verdugt NV (chimica delle specialità) Costituzione della BP Detergents International Acquisizione del 49% della Brascan Resoursos (stagno) Acquisizione del 49% del progetto Olympic Dam (estrazione di metalli in Australia) Partecipazione al 49% della Mercury Communications (telecomunicazioni) 1983 Acquisizione della NANTA (compagnia spagnola produttrice di cibo per animali) 1984 Acquisizione della NORIA/UFAC (compagnia francese produttrice di cibo per animali) Costituzione della BP Energy Management (sistemi di gestione dell energia) Fonte: Rapporti annuali delle compagnie. 308 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI

LE STRATEGIE DELLE COMPAGNIE PETROLIFERE DAL 1970 A OGGI compagnie operava sul mercato dei 50 Stati degli USA, e la maggior parte aveva rifocalizzato le operazioni in Europa, venendo via dai paesi in cui la loro quota di mercato era inferiore al 10%. Una tendenza simile si era verificata anche nell upstream. Alla fine degli anni Ottanta e all inizio degli anni Novanta, la maggior parte delle compagnie aveva ridotto il numero di paesi in cui svolgeva attività di esplorazione e produzione al fine di ottenere migliori economie dall uso delle infrastrutture e della conoscenza. La descrizione dell approccio utilizzato da Chevron in questo processo di rifocalizzazione è esemplare: «Abbiamo osservato con occhio critico il dispiegamento delle nostre attività per definire quanto ognuna di esse si inserisca adeguatamente all interno del piano strategico dell impresa. Come risultato, abbiamo eliminato diverse aree geografiche e attività al fine di concentrare le nostre risorse laddove esiste un vantaggio competitivo. E questo processo sta continuando. Adesso stiamo vendendo attività nella chimica agricola, nel campo dei fertilizzanti e in alcune attività commerciali legate ai minerali. Negli Stati Uniti sono stati venduti siti di produzione marginale per il valore di circa 400 milioni di dollari e pianifichiamo di continuare a venderne nel 1991» (Chevron, 1990). Tutte le strategie delle compagnie sono state guidate sempre più da rigorose analisi finanziarie sui ritorni del capitale e sull impatto in termini di ricchezza per gli azionisti. La BP ha descritto il suo approccio flessibile alla gestione di portafoglio con l espressione active asset management. L ex Amministratore delegato, Peter Walters, si è espresso a questo proposito nel seguente modo: «Noi cerchiamo di assicurare che le nostre operazioni soddisfino pienamente i criteri di eccellenza selettiva: ciò significa essere tra i migliori; e di massa critica, che significa avere una dimensione sufficiente per competere con successo sul mercato [ ]. All interno dei nostri criteri strategici, riesaminiamo continuamente tutte le attività della BP, sia quelle basate sugli idrocarburi sia quelle di altro genere. Se per qualsiasi motivo alcune operazioni valgono di più per gli altri che per noi, o se non rispondono più pienamente ai nostri requisiti ed evidenziano scarse prospettive di riuscirvi in futuro, siamo pronti a ritirarci da esse o a venderle. Active asset management è un efficace espressione che sintetizza questa strategia» (BP, 1988). La vendita da parte di BP delle attività nel segmento dei minerali ha spiegato la nuova impostazione adottata: «Questi grandi sviluppi aumenteranno e proteggeranno il valore della vostra impresa aiutando BP a rifocalizzarsi in modo crescente sul suo business principale o core business [ ] Perché stiamo abbandonando questa attività considerati i buoni profitti generati da BP Minerals? [...] Avendo acquisito, alimentato e sviluppato il business dei minerali per diversi anni, abbiamo previsto in futuro un incremento dei prezzi delle commodities. Ciò nonostante stiamo ricevendo da RTZ, in contropartita alla cessione di BP Minerals, un valore netto che, riteniamo, confermi le nostre aspettative di positivo andamento delle future entrate. Non solo stiamo ottenendo un buon prezzo, ma stiamo altresì accumulando denaro da investire in migliori opportunità in altre aree d affari» (BP, 1988). La ricerca di efficienza Il riorientamento delle strategie verso la creazione di valore per gli azionisti ha accentuato l importanza dell efficienza in termini di costi. Exxon è stata la più esplicita nell esprimere la sua intenzione di diventare la «più competitiva in termini di efficienza in tutti i nostri business: nel petrolio, nel gas, nella chimica e in ogni altra attività» (Exxon, 1983). Tradizionalmente, quando si parlava di efficienza si faceva riferimento all efficienza statica: per esempio, lo sfruttamento delle economie di scala nelle raffinerie, nelle navi, nella rete di distribuzione e in altri impianti indivisibili, assieme alla pianificazione operativa dei flussi di prodotto per ottimizzare la programmazione delle raffinerie e minimizzare le scorte e i costi di trasporto. In condizioni di mercato instabili, l efficienza dinamica è diventata sempre più importante: adeguare la capacità alla domanda, adeguare il mix di input e di output in relazione al mutamento dei differenziali di prezzo, e in generale minimizzare i costi massimizzando la flessibilità e la capacità di risposta. Le misure di riduzione dei costi includevano: l adeguamento della capacità attraverso la chiusura delle raffinerie, della capacità di stoccaggio e delle stazioni di rifornimento al dettaglio, nonché la vendita e rottamazione di navi cisterna (tab. 6); la riduzione dei costi in eccesso, specialmente in termini di tagli a livello di quadri intermedi e di attività della sede centrale. Diverse compagnie hanno attuato una riduzione degli impiegati a livello di gruppo. Alla BP tagli di oltre 2.500 impiegati della sede centrale ridussero il personale da 3.000 a 380 (in aggiunta, 700 posti di lavoro nei servizi aziendali sono stati trasferiti fuori dalla sede principale). In tutto sono stati soppressi 1.150 posti di lavoro a livello di gruppo. Presso la sede centrale di Exxon, il personale è stato ridotto da 1.500 a 300 unità. Questi tagli erano spesso accompagnati dal trasferimento delle sedi centrali delle imprese: la Exxon si è spostata da New York a Dallas, in Texas; la Mobil da New York a Fairfax, in Virginia; la BP si è trasferita due volte all interno di Londra, mentre la Shell ha venduto più della metà del suo Shell Centre londinese; lo sviluppo e l applicazione di tecnologie miranti a ridurre i costi. Nonostante la crescente parsimonia negli investimenti di capitale, si è verificato un sostanziale VOLUME IV / ECONOMIA, POLITICA, DIRITTO DEGLI IDROCARBURI 309

GLI ATTORI DELL INDUSTRIA DEGLI IDROCARBURI E LE STRATEGIE DELLE IMPRESE tab. 6. Riduzione di capacità da parte delle compagnie petrolifere negli anni Ottanta (Cibin e Grant, 1996) Variazione nella capacità di raffinazione operativa * Variazione nella portata lorda della flotta cisterniera * Variazione nel numero dei punti vendita al dettaglio * Exxon (1982-1987) 28% 58% 24% Royal Dutch/Shell Group (1981-1986) 33% 54% ** 16% BP (1982-1986) 27% 63% 18% Mobil (1986-1988) 1% 18% 30% Texaco (1986-1989) 36% 12% 65% *** Chevron (1986-1989) 33% 28% 28% Amoco (1986-1990) 5% 21% 19% Arco (1985-1987) 63% 13% 55% * I dati indicano le variazioni nella capacità di raffinazione avvenute tra l inizio del primo anno menzionato e la fine del secondo anno menzionato. ** Variazione nel numero di navi. *** Solo nell America Settentrionale. aumento delle spese per lo sviluppo e l acquisizione di nuove tecnologie in grado di ridurre i costi di capitale e aumentare l efficienza operativa. Le analisi sismiche e la modellistica dei giacimenti realizzate dai computer, le piattaforme di perforazione leggere, le nuove tecniche di perforazione (compresa la perforazione orizzontale e direzionata) e il miglioramento delle tecniche di recupero dei campi hanno sostanzialmente ridotto i costi di rimpiazzo delle riserve durante gli anni Ottanta e i primi anni Novanta; la crescente flessibilità e capacità di risposta è stata un altra fonte di vantaggio di costo. La flessibilità includeva miglioramenti tecnici nella raffinazione e l outsourcing di molte attività e funzioni. Allineare la strategia commerciale con le risorse e le competenze Le accresciute pressioni concorrenziali e una maggiore attenzione al profitto hanno incoraggiato un significativo riorientamento delle basi su cui poggiava la strategia aziendale. Piuttosto che imitare le iniziative strategiche altrui, l accento si è spostato verso la ricerca di un vantaggio competitivo che, inevitabilmente, comportasse la messa a frutto da parte delle imprese delle loro risorse e capacità distintive. Esempi di sfruttamento di risorse e capacità distintive sono i seguenti: la Mobil ha combinato il suo forte orientamento al marketing con le sue tradizionali risorse tecniche nel campo dei lubrificanti per svilupparne un business su scala mondiale. Nel suo segmento petrolchimico, ha sfruttato le competenze nel marketing e nella gestione del prodotto per integrarsi a valle nella produzione di prodotti di plastica; mentre la maggior parte delle major stava vendendo i giacimenti maturi localizzati negli Stati Uniti, i progressi della Texaco nel settore delle avanzate tecnologie di recupero l hanno indotta a focalizzarsi sul loro sfruttamento; l Arco ha utilizzato i suoi due punti di forza del petrolio a basso costo dell Alaska e del forte orientamento al marketing per aumentare la sua quota di mercato sulla costa occidentale degli Stati Uniti, attraverso una strategia di vendita al dettaglio basata sulla leadership di prezzo nel segmento della benzina e sulla differenziazione attraverso l offerta di un ampia gamma di prodotti e di servizi di ristorazione fast food presso le sue stazioni di servizio; la Exxon ha puntato sulle sue enormi forze finanziarie e ingegneristiche; l Eni ha utilizzato la sua esperienza nella gestione delle relazioni in situazioni politiche complesse per negoziare accordi con i paesi del Nord Africa, con l Unione Sovietica prima e con gli Stati post-sovietici poi; nonché, fondandosi sulle sue competenze nel settore del gas naturale, per dar vita a una major operante nel mercato del gas, verticalmente integrata; la BP, con la sua lunga tradizione di scopritrice di elefanti (giacimenti di grandissime dimensioni), si è focalizzata sull esplorazione di nuovi grandi giacimenti in regioni di frontiera, oltre che sulla sua vocazione di innovatore strategico, ovvero di pioniera nell identificare e nell avviare grandi cambiamenti strategici nell industria petrolifera. 310 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI

LE STRATEGIE DELLE COMPAGNIE PETROLIFERE DAL 1970 A OGGI 5.2.5 Cambiamenti nella struttura organizzativa I cambiamenti a livello di strategia sono stati accompagnati da cambiamenti nella struttura organizzativa. I principali cambiamenti nella struttura organizzativa e nei sistemi di gestione nel periodo considerato sono stati i seguenti. Cambiamenti nella struttura divisionale. I cambiamenti delle compagnie nelle strutture divisionali sono stati di due tipi: 1) si sono sempre più spostate da una struttura divisionale basata sulle aree geografiche a una basata sui settori; 2) hanno ridotto il numero delle divisioni facenti capo direttamente alla sede centrale. Nel 1991, il modello organizzativo predominante prevedeva una grande centrale direzionale e tre divisioni operative principali: upstream, downstream, chimica. Tuttavia, all interno del nostro modello tipico esistevano diverse varianti: Exxon manteneva una struttura geografica con Exxon USA distinta da Exxon International e da Imperial Oil of Canada; anche la struttura di Texaco era in parte geografica; mentre la Royal Dutch/Shell Group (composta da oltre 200 sussidiarie nazionali) costituiva un esempio unico di massima decentralizzazione. La tendenza delle compagnie a riorganizzarsi in un minor numero di divisioni era il risultato della dismissione delle attività diversificate avvenuta tra il 1985 e il 1990, del trasferimento di diverse funzioni di servizio e di coordinamento dalla sede centrale al livello divisionale, e del desiderio di ridurre le spese amministrative generali laddove possibile. Il passaggio da una struttura divisionale geograficamente definita a una struttura divisionale definita intorno a gruppi di prodotti è coerente con le tendenze osservate in altre diversificate compagnie multinazionali (Stopford e Wells, 1972). Deintegrazione verticale. Le strutture centralizzate tradizionali delle compagnie erano una conseguenza dell integrazione verticale: fino a quando produzione di greggio, trasporto, raffinazione e distribuzione necessitavano di essere coordinate, la sede centrale manteneva un ruolo importante nella pianificazione operativa. Con lo sviluppo di mercati efficienti del greggio e dei prodotti petroliferi, e con la maggiore volatilità all interno di essi, i costi di transazione connessi all uso dei mercati diminuivano, mentre i costi del trasferimento interno aumentavano. La Shell fu la prima impresa a sollevare le proprie raffinerie dall obbligo di acquistare greggio all interno del gruppo. Tra il 1984 e il 1988, tutti i componenti il nostro modello avevano riconosciuto autonomia operativa alle loro divisioni a monte e a valle, e impostato le transazioni interne sulla base delle condizioni e del prezzo prevalenti. Le divisioni a monte erano incentivate a vendere petrolio a qualsiasi cliente offrisse il prezzo migliore, mentre quelle a valle erano incentivate ad acquistarlo dalle fonti a più basso costo. A metà degli anni Ottanta, le major petrolifere stavano emergendo come principali attori nei mercati a pronti e a termine del greggio e dei prodotti raffinati; tutte avevano costituito divisioni dedite al commercio petrolifero, la cui funzione era quella di soddisfare le necessità di transazione delle divisioni di produzione e lavorazione, e di scambiare in modo profittevole il petrolio sui mercati. Del greggio totale acquistato da Shell International Trading Group nel 1994, il 65% proveniva dall esterno del gruppo Shell e il 45% delle vendite era rivolto a terzi. Texaco Trading and Transportation non solo soddisfaceva i bisogni interni di Texaco ma si impegnava anche in consistenti scambi con terzi e nel 1988 acquistava il 9% di tutto il greggio prodotto negli Stati Uniti. La nuova logica era stata chiaramente espressa da BP: «Una caratteristica importante dell industria petrolifera negli ultimi anni è stata la tendenza alla deintegrazione, vale a dire la separazione delle fasi a monte di produzione del greggio da quelle a valle di raffinazione e marketing. In questo modo ogni parte del business petrolifero è in grado di autosostenersi, il che consente di misurarne la performance in base al valore dei suoi prodotti sul mercato internazionale. Ne è conseguito lo sviluppo all interno dell industria di un quadro molto più chiaro dei costi e della profittabilità reale delle operazioni petrolifere a valle» (BP, 1983). Cambiamenti nei sistemi di gestione. Nuove strategie e nuove strutture implicavano anche mutamenti nei sistemi con cui le compagnie venivano gestite. In particolare: le principali major smantellarono i loro sistemi di pianificazione aziendale centralizzati, basati sulle previsioni, a favore di approcci meno formali e più concentrati sui risultati per elaborare una strategia via via più focalizzata sul business delle singole divisioni. Questi cambiamenti comportavano l eliminazione o il ridimensionamento dei dipartimenti aziendali di pianificazione e il trasferimento di responsabilità di elaborazione strategica a livello di dirigenti operativi; una minore integrazione verticale permetteva un maggiore decentramento dei processi decisionali. Il decentramento comportava il trasferimento del potere decisionale dai livelli direzionali ai livelli divisionali e dalle divisioni alle singole unità operative. Gli obiettivi erano velocizzare il processo decisionale, incoraggiare l imprenditorialità e l iniziativa, ridurre i costi; il decentramento del processo decisionale comportava la riduzione dei livelli gerarchici (destrutturazione). Alla Texaco, il numero di livelli gerarchici tra l amministratore delegato i supervisori di prima linea venne ridotto da 14 nel 1987 a 6 o 7 nel 1990. L Amministratore delegato raccontava: «Dalla ristrutturazione della Texaco sta emergendo una nuova dinamica VOLUME IV / ECONOMIA, POLITICA, DIRITTO DEGLI IDROCARBURI 311

GLI ATTORI DELL INDUSTRIA DEGLI IDROCARBURI E LE STRATEGIE DELLE IMPRESE compagnia. Negli uffici e sul campo, il personale della Texaco è impegnato nella sfida di produrre risultati, di essere creativo, di diventare imprenditore nel vero senso della parola. E queste persone stanno rispondendo. Lavorando in una compagnia decentrata, le persone capaci e motivate che operano nell attività di prima linea della Texaco si stanno assumendo consapevolmente quei rischi calcolati che conducono a una maggiore redditività» (Texaco, 1988). All Amoco il decentramento è stato ancora più radicale: le principali divisioni dell impresa (upstream, downstream, chimica) sono state suddivise in 17 unità distinte, ciascuna delle quali riferisce direttamente alla sede centrale; tutte le compagnie hanno attribuito maggiore importanza al controllo budgetario e ai risultati economici di breve e medio termine (controllo finanziario e gestione dei risultati). Questo rifletteva l accresciuta priorità data alla profittabilità e alla responsabilità finanziaria di ciascuna divisione e unità operativa, e trovava sostegno nel crescente ricorso a premi collegati al profitto e all uso di stock options per incentivare i dirigenti. In questo modo, Texaco identificava se stessa come «un attività imprenditoriale orientata al profitto». La sua nuova struttura decentrata consentiva di monitorare mensilmente ogni divisione con «gli utili rivisti alla fine di ogni anno». Un analista ha così commentato: «Gli impiegati della Texaco sono incoraggiati a cambiare la loro mentalità burocratica, tipica delle grandi compagnie petrolifere, e ad assumere il rischio come farebbe un imprenditore» (Texaco [...], 1989). Una maggiore responsabilità finanziaria significava anche una maggiore pressione sui manager affinché conseguissero obiettivi di profitto impegnativi. Come ha osservato Eugene McBarayer, Presidente della Exxon Chemical: «Sento di avere un cappio al collo. Se non rendo, manderanno qualcun altro al posto mio che lo farà» 3. 5.2.6 Il consolidamento: l ondata delle fusioni (1995-2002) Le fusioni e le acquisizioni prima del 1998 Le fusioni e le acquisizioni hanno rappresentato per lungo tempo una caratteristica centrale delle strategie aziendali delle principali major operanti nel mercato del petrolio e del gas. Molte di queste sono state create attraverso fusioni: la Mobil è nata dalla fusione della Standard Oil of New York (Socony) con la Vacuum Oil Company; l Atlantic Richfield fu costituita a seguito della fusione della Richfield Oil Corporation e della Atlantic Refining Company; Eni è stata creata dalla fusione di Agip, Snam e di diverse altre compagnie energetiche italiane; la Royal Dutch/Shell Group era una joint venture tra la Royal Dutch Petroleum e la Shell. Durante la fine degli anni Settanta e negli anni Ottanta, le major usavano le acquisizioni come strumento di diversificazione in un certo numero di nuovi settori industriali. Dalla metà degli anni Ottanta, le acquisizioni erano principalmente orizzontali, vale a dire che gli obiettivi dell acquisizione erano prevalentemente altre compagnie operanti nel settore degli idrocarburi, e i motivi che vi stavano alla base erano soprattutto la costituzione di massa critica nei mercati esistenti, l espansione del campo geografico di azione, e l acquisizione di riserve di idrocarburi. Significative acquisizioni sono state: a) l acquisizione della Gulf Oil da parte della Chevron (1984); b) l acquisizione della Getty Oil da parte della Texaco (1984); c) l acquisizione da parte della BP e della Royal Dutch/Shell Group delle azioni circolanti delle loro affiliate statunitensi, Sohio (1987) e Shell Oil (1984), rispettivamente; d) l acquisizione da parte della BP della Lear Petroleum e della Britoil nel 1988 e della Burmah Oil nel 1989; e) l acquisizione della Dome Petroleum (1987) da parte di Amoco. La creazione delle supermajor Durante la metà degli anni Novanta, capacità in eccesso e bassi margini di profitto stavano esercitando pressioni per la realizzazione di fusioni nel downstream. Nell ottobre del 1996, Shell, Texaco e Star Enterprise (una joint venture tra Texaco e Saudi Aramco) annunciarono la fusione delle loro attività di downstream all interno degli Stati Uniti al fine di creare la più grande compagnia americana dedita alla raffinazione e al marketing. Pressioni simili erano evidenti anche in Europa dove BP e Mobil fusero le loro attività a valle in una singola joint venture. Tuttavia, l evento scatenante che innescò fusioni e acquisizioni su più vasta scala fu la fusione di BP con Amoco (cui ha fatto velocemente seguito l acquisizione di Arco, una delle più piccole tra le major internazionali). Le manovre della BP segnarono l inizio di una straordinaria ondata di fusioni e acquisizioni in tutto il settore, in conseguenza della quale si ebbe il più intenso periodo di concentrazione dell industria degli idrocarburi mai verificatosi dai tempi della crescita della Standard Oil negli anni Ottanta. Nell ambito della nuova ondata, l annuncio più significativo fu quello dell accordo di fusione tra Exxon e Mobil verso la fine del 1998. È stata la più grande fusione della storia e ha portato alla creazione della corporation industriale più grande del mondo. Era una chiara indicazione per le altre principali compagnie del 3 Per ulteriori approfondimenti sulla politica di ristrutturazione delle major, si veda Cibin e Grant, 1996. 312 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI

LE STRATEGIE DELLE COMPAGNIE PETROLIFERE DAL 1970 A OGGI tab. 7. Le principali fusioni e acquisizioni nell industria del petrolio e del gas, 1998-2002 (acquisizioni solo di compagnie che superano 1 miliardo $) Principali compagnie del petrolio e del gas, 1995 Ricavi nel 1995 (10 9 $) Data della fusione Principali compagnie del petrolio e del gas, 2002 Ricavi nel 2002 (10 9 $) Exxon 123,92 ExxonMobil Corp. 182,47 Mobil 75,37 1999 Royal Dutch/Shell Group 109,87 Royal Dutch/Shell Group 179,43 Enterprise Oil 1,18 2002 British Petroleum 56,00 BP Amoco 178,72 Amoco 28,34 1998 Arco 15,82 2000 Chevron 31,32 ChevronTexaco 92,04 Texaco 35,55 2001 Total 27,70 Total 96,94 PetroFina 1999 Elf Aquitaine 2000 Conoco 14,70 ConocoPhillips 58,38 Philips Petroleum 13,37 2002 Tosco 2001 Eni 35,92 Eni 46,33 Repsol 20,96 Repsol-YPF 34,50 YPF 4,97 1999 Fonte: Rapporti annuali delle compagnie. petrolio e del gas che le fusioni si stavano distinguendo in due categorie: le supermajor rappresentate da Exxon- Mobil, BP-Amoco-Arco e Royal Dutch/Shell Group, e le altre (tab. 7). I vantaggi della dimensione Mentre i mercati azionari premiavano queste fusioni e acquisizioni con più alti quozienti di valutazione, la portata dei reali vantaggi economici non era chiara. La motivazione primaria sembrava essere il desiderio di crescita, soprattutto quando i bassi prezzi del petrolio riducevano le entrate 4. Appena iniziata, l ondata di fusioni venne sostenuta dal timore delle compagnie di essere relegate allo status di appartenenti al secondo gruppo all interno dell industria. La reazione positiva del mercato azionario alle fusioni era sorprendente, poiché secondo studi applicati ad altre industrie, soltanto una ristretta minoranza delle fusioni raggiungeva risultati concreti, come una maggiore produttività, più alti profitti o un più alto prezzo delle azioni, nel lungo termine. La risposta risiede negli enormi costi di capitale e negli enormi rischi associati all esplorazione e alla produzione di petrolio: solo imprese ad alta capitalizzazione possono sperare di prosperare, in quanto sono grandi abbastanza da potersi permettere di spendere tempo e denaro e di assumersi il rischio insito in questo mercato aleatorio. Poiché la posta in gioco è così alta, trovare il giacimento di grandissime dimensioni ( elefante ) è diventata l ossessione dell industria. Le argomentazioni a favore della dimensione sono state trattate da Thierry Desmarest, Presidente della Total e artefice della fusione con PetroFina e Elf Aquitaine, come segue: «In futuro, le più grandi compagnie petrolifere e del gas saranno quelle maggiormente in grado di soddisfare con successo i bisogni dell industria. Sarà la significativa dimensione che darà loro: la necessaria forza finanziaria per portare a termine grandi progetti; il controllo di tecnologie d avanguardia e di abilità manageriali distintive; un adeguato potere di negoziazione con i governi; l indispensabile buona elasticità e flessibilità ai cambiamenti ambientali; la pazienza e una visione di lungo termine per sviluppare grandi progetti che richiederanno importanti progressi nella tecnologia o nello sviluppo del mercato» (Desmarest, 2002). 4 Nel dicembre del 1998, i prezzi scesero al di sotto dei 10 dollari al barile. VOLUME IV / ECONOMIA, POLITICA, DIRITTO DEGLI IDROCARBURI 313

GLI ATTORI DELL INDUSTRIA DEGLI IDROCARBURI E LE STRATEGIE DELLE IMPRESE tab. 8. Le maggiori compagnie del petrolio e del gas quotate in Borsa, 2004 (classificate in base al valore del mercato azionario, 10 9 $) Compagnia Paese Vendite Profitti Attivo Capitalizzazione di Borsa Exxon Mobil Stati Uniti 263,99 25,33 195,26 405,25 BP Regno Unito 285,06 15,73 191,11 231,88 Royal Dutch/Shell Group Paesi Bassi/Regno Unito 265,19 18,54 193,83 221,49 Total Francia 131,64 8,84 98,69 151,13 ChevronTexaco Stati Uniti 142,90 13,33 93,21 131,52 PetroChina Cina 36,70 8,41 64,23 111,03 Eni Italia 79,31 9,89 82,25 104,71 ConocoPhillips Stati Uniti 118,72 8,13 92,86 76,54 Gazprom Russia 28,88 5,84 90,29 69,90 Petrobras Brasile 33,11 6,15 46,43 48,38 China Petroleum & Chemical Cina 49,75 2,61 48,16 44,97 Schlumberger Paesi Bassi 11,61 1,22 16,04 44,42 Statoil Group Norvegia 50,06 4,11 40,91 39,44 Repsol-YPF Spagna 48,00 2,54 46,68 33,32 EnCana Canada 10,93 2,52 24,11 30,75 Surgutneftegas Oil Russia 7,67 0,66 18,32 29,76 Lukoil Holding Russia 23,14 3,87 26,46 28,52 Oil & Natural Gas India 9,78 2,16 19,18 27,86 BG Group Regno Unito 7,83 1,74 16,49 27,80 Occidental Petroleum Stati Uniti 11,51 2,57 21,39 27,74 CNOOC Honk Kong/Cina 4,96 1,40 8,88 23,83 Devon Energy Stati Uniti 9,19 2,19 29,74 22,65 Apache Stati Uniti 5,33 1,67 15,50 20,59 Halliburton Stati Uniti 20,47 0,98 15,80 19,41 Burlington Resources Stati Uniti 5,62 1,53 15,74 19,25 Fonte: «Fortune», 2004; Hoovers.com. Desmarest ha addotto i seguenti esempi di crescente dimensione dei progetti che venivano intrapresi dalla Total: a) il giacimento di Elgin Franklin nel Mare del Nord per il valore di 2,5 miliardi di dollari; b) il progetto Sincor da 4,3 miliardi di dollari in Venezuela per convertire greggio molto pesante in greggio sintetico a basso contenuto di zolfo; c) il progetto da 2,6 miliardi di dollari del giacimento Girassol nell offshore dell Angola a una profondità d acqua di 1.350 metri; d) lo sviluppo del giacimento di gas South Pars in Iran per il valore di 2 miliardi di dollari. Egli ha anche parlato della capacità di distribuire i rischi intraprendendo grandi progetti multipli in differenti regioni del mondo. In questo modo, relativamente al Gas Naturale Liquefatto (GNL), la Total ha investito in cinque impianti localizzati in Indonesia, Nigeria, Qatar e Abu Dhabi. Un altro vantaggio della grande dimensione è rappresentato dalle maggiori opportunità di apprendimento che derivano dal perseguire progetti multipli. Più progetti di uno stesso tipo una compagnia intraprende (per esempio, la perforazione in mare aperto nel 314 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI

LE STRATEGIE DELLE COMPAGNIE PETROLIFERE DAL 1970 A OGGI Mare del Nord, nel Golfo del Messico e nell offshore dell Africa occidentale), maggiori sono le opportunità di imparare, innovare e di condividere le pratiche migliori. La maggiore dimensione e il maggior rischio associati ai grandi progetti realizzati nell upstream sono evidenti nell esperienza della Shell con il suo immenso progetto gas offshore Sakhalin-2, al largo delle coste della Siberia. Al 2005, il costo stimato del progetto era salito a 20 miliardi di dollari, con uno sforamento dei costi di 10 miliardi di dollari (Shell [...], 2005). In generale, tuttavia, l evidenza di significative economie di scala associate al fatto di essere una supermajor piuttosto che una major è difficile da trovare. Nelle fasi a valle, ci sono significativi vantaggi di costo e di potere di mercato associati alla quota di mercato detenuta nei singoli mercati nazionali e regionali, ma poche economie di scala a livello globale. Nelle fasi a monte, la dimensione aumenta il potere contrattuale e permette di diversificare il rischio, ma le principali economie di scala riguardano soprattutto l utilizzo delle infrastrutture che è specifico di particolari regioni o bacini di idrocarburi. 5.2.7 L attuale orientamento strategico Le compagnie del petrolio e del gas nel 2005 Le tabb. 8 e 9 mostrano i principali attori mondiali nel settore degli idrocarburi rispettivamente al 2004 e al 2003. La tab. 8 classifica le più grandi compagnie quotate in Borsa. Tuttavia, è importante notare che alcune delle più grandi e importanti compagnie operanti nei mercati del petrolio e del gas a livello mondiale sono compagnie di produzione di proprietà statale. Molte di queste non pubblicano esaustivamente i loro conti, ma la loro importanza è evidente dai dati operativi. La tab. 9 tab. 9. Le prime 20 compagnie del petrolio e del gas classificate in base alle riserve (2003) Compagnia Paese Proprietà statale (%) Riserve (10 9 $/bbl) Saudi Aramco Arabia Saudita 100 249 NIOC Iran 100 126 INOC Iraq 100 115 KPC Kuwait 100 99 PDVSA Venezuela 100 78 Adnoc Emirati Arabi Uniti 100 55 Libya NOC Libia 100 23 NNPC Nigeria 100 21 Pemex Messico 100 16 Lukoil Russia 8 16 Gazprom Russia 73 14 Exxon Mobil Stati Uniti 0 13 Yukos Russia * 12 PetroChina Cina 90 11 Qatar Petroleum Qatar 100 11 Sonatrach Algeria 100 11 BP Regno Unito 0 10 Petrobras Brasile 32 10 Chevron Stati Uniti 0 9 Total Francia 0 7 * Yukos è controllata dallo Stato dal 2005. Fonte: «Petroleum Intelligence Weekly», 2003. VOLUME IV / ECONOMIA, POLITICA, DIRITTO DEGLI IDROCARBURI 315

GLI ATTORI DELL INDUSTRIA DEGLI IDROCARBURI E LE STRATEGIE DELLE IMPRESE riporta le più grandi compagnie a livello mondiale in termini di riserve; la maggioranza sono imprese petrolifere nazionali di proprietà pubblica (National Oil Companies, NOCs). Sebbene ExxonMobil, Shell e BP siano tra le più grandi corporazioni mondiali, in termini di riserve (e anche di produzione di greggio) esse sono schiacciate dalle principali NOCs: le riserve della ExxonMobil sono circa 1/10 di quelle della National Iranian Oil Company e inferiori a quelli di Pemex, la compagnia petrolifera nazionale del Messico. La presenza di due tipologie di imprese tra loro molto diverse nel settore del petrolio e del gas risulta in quello che «The Economist» descrive come «il paradosso di base» del business petrolifero: «Il petrolio è la sola industria in cui gli asset più grandi e migliori (in questo caso le riserve di petrolio e gas) non sono nelle mani delle imprese più efficienti e ad alta capitalizzazione (le major occidentali), ma delle compagnie petrolifere nazionali. I due terzi delle riserve mondiali di petrolio sono localizzate nel Golfo Persico, dove le imprese estere non sono nella maggior parte dei casi benvenute. Exxon può detenere la più alta valutazione azionaria tra le imprese quotate ma è schiacciata dalla Aramco, compagnia saudita non quotata, le cui riserve di petrolio sono 20 volte più grandi e non accessibili per gli stranieri». Come vedremo, questa asimmetria sta al centro delle difficoltà strategiche che affrontano le major del petrolio e del gas. Come indicato nella tab. 8, le major internazionali e le compagnie petrolifere nazionali non sono gli unici significativi attori dell industria petrolifera mondiale. Una caratteristica chiave dell evoluzione dell industria dai giorni del dominio delle Sette Sorelle è stata la crescente diversità nelle tipologie di imprese che la compongono. Le compagnie indipendenti che operano nelle fasi a monte come Apache, Devon Energy e Burlington Resources hanno conquistato un ruolo sempre più importante. Molte di queste sono state pionieristiche nello scoprire e sviluppare riserve di petrolio e di gas in regioni di frontiera. La specializzazione verticale è anche evidente in altre fasi della catena del valore. Schlumberger e Halliburton sono specializzate nella fornitura di tecnologie e di servizi parapetroliferi, specialmente perforazioni, rivolti alle compagnie di petrolio e gas. Gli specialisti delle fasi a valle (raffinatori e distributori) tendono a essere più piccoli e attivi ciascuno in un area circoscritta. Altri nuovi attori sulla scena internazionale sono le compagnie che operano nelle fasi a valle della filiera del gas. Nonostante la bancarotta della sciagurata Enron, un certo numero di altre imprese di marketing e distribuzione del gas (in particolare British Gas, Gaz de France ed Eon) si sono integrate a monte nell esplorazione e produzione e si sono anche espanse a livello internazionale. La fig. 1 mostra i principali gruppi strategici di diverse tipologie di compagnie che caratterizzano l industria del petrolio e del gas in relazione al loro posizionamento in termini di integrazione verticale ed estensione geografica delle loro attività. In questo modo, mentre le supermajor hanno attività che vanno dall esplorazione alla vendita al dettaglio e sono presenti a impresa integrata grado di integrazione verticale impresa specializzata compagnie petrolifere nazionali (per es., Gazprom, Saudi Aramco, PDVSA, Pemex, Kuwait Petroleum) compagnie di raffinazione e marketing (per es., SK, Reliance, Cepsa, Nippon Oil) compagnie del gas specializzate nel downstream (per es., BG, Gaz de France, E.ON AG) supermajor (per es., Exxon, Shell, BP, Chevron, major Total, ConocoPhillips) (per es., Eni, Repsol, Petrobras) compagnie internazionali specializzate nell'upstream (per es., Burlington, Apache, EnCana) compagnie parapetrolifere (per es. Schlumberger, Halliburton) nazionale estensione geografica globale fig. 1. Gruppi strategici dell industria mondiale del petrolio e del gas. 316 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI

LE STRATEGIE DELLE COMPAGNIE PETROLIFERE DAL 1970 A OGGI livello mondiale, altre compagnie operano solo in poche fasi della catena del valore e sono concentrate principalmente in un solo paese. La performance d impresa Una delle caratteristiche principali dell industria del petrolio e del gas è stata la sua forte performance finanziaria. Nel periodo 2002-2004, l industria è stata particolarmente profittevole, con la maggior parte delle major che ha riportato un ritorno sul capitale netto più che doppio rispetto al loro costo del capitale (tab. 10). La recente redditività delle compagnie petrolifere è stata sicuramente il risultato degli alti prezzi del petrolio e del gas. Tuttavia, se osserviamo la performance finanziaria dell industria negli ultimi 20 anni, troviamo che la profittabilità (che la si misuri in termini di rendimento sul capitale netto, ritorno sul capitale impiegato o reddito operativo rispetto al fatturato) è stata notevolmente al di sopra della media rispetto agli altri settori industriali. Si deve alle strategie delle compagnie se dalla metà degli anni Ottanta i loro profitti nella maggior parte dei casi sono rimasti positivi anche durante periodi di bassi prezzi del petrolio (per esempio, alla fine degli anni Novanta). Questo mette in evidenza l efficacia dei processi di ristrutturazione, del ridimensionamento, delle nuove tecnologie nel taglio dei costi e nella rifocalizzazione delle compagnie attorno alle loro attività più profittevoli. Fonti primarie di profittabilità sono state l esplorazione e la produzione (alti prezzi del petrolio nel periodo 2003-2005 hanno ulteriormente gonfiato gli alti ritorni tradizionalmente associati alle attività a monte). Per contro, le attività a valle non sono state redditizie per gran parte degli ultimi 30 anni (risultato dell eccesso di capacità e di una feroce concorrenza tra commodities). Nel periodo 2000-2005, le condizioni economiche del settore downstream si sono trasformate: la carenza di capacità di raffinazione a livello mondiale ha spinto in alto i margini della raffinazione, mentre le stazioni di servizio specializzate nella vendita al dettaglio si sono sempre più trasformate in negozi di alimentari e casalinghi che offrono un ampia gamma di beni e servizi. Le strategie attuali Il settore del petrolio e del gas è una delle poche industrie in cui i principali prodotti offerti sono rimasti di fatto immutati per molti decenni. La concorrenza si gioca, quindi, sull accesso alle risorse e sul raggiungimento dell efficienza nell estrazione, nel trasporto, nella lavorazione e nella distribuzione. Le priorità strategiche delle major sono rimaste in gran parte le stesse negli ultimi 20 anni e sono state comuni a tutte le maggiori imprese. In particolare, è la principale linea guida sottostante alle strategie aziendali (la ricerca delle riserve di idrocarburi) a rimanere invariata. Tuttavia, mentre l obiettivo strategico primario resta lo stesso, il modo in cui viene perseguito è cambiato. La crescente importanza del gas, le relazioni con i paesi produttori e con le loro compagnie petrolifere nazionali, il mutamento delle basi del vantaggio competitivo, il crescente ruolo della tecnologia e di altre forme di conoscenza sono tutti elementi che hanno influenzato le strategie delle compagnie. Vengono di seguito indicate alcune delle principali tendenze osservate nelle strategie delle major petrolifere. La ricerca delle riserve L aumento dei prezzi del petrolio a partire dal 2000 ha fatto rivivere la secolare paura dell esaurimento delle riserve mondiali di petrolio. Nel 2004, l Agenzia Internazionale per l Energia (AIE) ha stimato un fabbisogno mondiale di investimenti pari a 3.000 miliardi di dollari per i successivi 25 anni al fine di soddisfare l attesa domanda petrolifera globale. Circa la metà della nuova Compagnia tab. 10. Risultati finanziari delle major internazionali del petrolio e del gas (2002-2004) BP 285,1 Fonte: Rapporti annuali delle compagnie. Vendite (10 9 $) Reddito netto (10 9 $) Ritorno sul capitale netto 2004 2003 2002 2004 2003 2002 (media in %) ExxonMobil 270,8 213,2 182,5 25,33 21,51 11,46 21,1 Royal Dutch/Shell 268,7 201,7 179,4 18,18 12,61 9,58 18,0 Total 152,6 131,6 107,7 11,96 9,07 6,25 23,4 Chevron 148,0 112,9 92,0 13,33 7,23 1,13 17,7 ConocoPhillips 121,7 99,5 58,4 8,13 4,74 0,30 10,9 Eni 74,2 64,7 50,3 9,05 7,74 5,49 21,7 VOLUME IV / ECONOMIA, POLITICA, DIRITTO DEGLI IDROCARBURI 317

GLI ATTORI DELL INDUSTRIA DEGLI IDROCARBURI E LE STRATEGIE DELLE IMPRESE produzione dovrebbe provenire dalle riserve esistenti; la restante da un recupero intensivo dei giacimenti, dalle nuove scoperte e dalle fonti non convenzionali. Per le major, la difficoltà principale risiede nel fatto che gran parte della loro produzione proviene dai grandi giacimenti del Nordamerica (principalmente Alaska e Golfo del Messico) e del Mare del Nord. Questi residui della prima grande ondata di esplorazione nei paesi non OPEC si stanno assottigliando. Come risultato, le principali compagnie stanno cercando altre fonti di approvvigionamento non OPEC come l Africa Occidentale, il Caspio, la Russia e le acque profonde del Brasile. Le loro più grandi speranze tuttavia sono riposte nella Russia, che ha aperto la porta all investimento privato nel settore petrolifero sotto Boris El tsin, riportando un incremento in investimenti e produzione. Tuttavia, lo sfruttamento di queste fonti di petrolio è difficile sia per le difficoltà tecniche che comporta, sia per la minore predisposizione dei paesi menzionati ad aprirsi agli investitori occidentali: il governo russo, per esempio, ha proibito una partecipazione straniera di maggioranza in molte nuove concessioni di risorse naturali. Anche altri paesi produttori di petrolio, OPEC e non OPEC, sono diventati meno accessibili alle major occidentali. Dopo i processi internazionali di liberalizzazione degli anni Ottanta e Novanta, i paesi dell America Latina e del Medio Oriente hanno posto crescenti restrizioni alle compagnie energetiche estere. Siamo in un periodo di rinnovato nazionalismo delle risorse da parte dei paesi produttori. Un altro aspetto del nazionalismo delle risorse è il ruolo internazionale crescente delle compagnie petrolifere nazionali. Durante gli anni Ottanta, Saudi Aramco, Kuwait Petroleum e PDVSA hanno operato nel settore downstream negli Stati Uniti e in Europa. Negli anni recenti, le compagnie petrolifere e del gas di Russia, India e Cina sono diventate attori internazionali di primo piano. Con l aiuto delle compagnie parapetrolifere come Halliburton e Schlumberger, le NOCs hanno accesso alle moderne tecnologie e sono meno interessate a instaurare partnership con le major occidentali. In misura sempre maggiore, stanno concorrendo con le major del petrolio e del gas per le concessioni d oltreoceano. La battaglia per l acquisizione di Unocal tra Chevron e CNOOC nel 2005 ha illustrato questa tendenza. Le strategie per lo sviluppo del settore del gas naturale Un altra grande area di crescita per le major è il gas naturale. Per la maggior parte del 20 secolo, il gas era considerato inutile e veniva sprecato più che sfruttato. «Trovi gas una volta e sei perdonato; lo trovi due volte e sei licenziato», citava un vecchio adagio dell industria. Dagli anni Ottanta in avanti, il gas è diventato sempre più importante per le principali compagnie petrolifere. Nel 1982 il consumo di gas (espresso in barili equivalenti di petrolio) ammontava al 15,8% del consumo di petrolio; nel 1992 era salito al 56,9%; mentre nel 2002 ha raggiunto il 74%. I vantaggi del gas risiedono nel costo (storicamente è almeno il 30% più economico del petrolio), nel suo migliore impatto ambientale e nella sua disponibilità. Se il 20 secolo era l età del petrolio, il 21 secolo è stato definito da alcuni osservatori come l era del gas. La più rapida fonte di consumo che ha determinato la crescita della domanda è stata la veloce espansione nella costruzione di impianti di generazione elettrica alimentati a gas tra il 1990 e il 2002. La difficoltà per le major petrolifere è quella di convogliare il gas naturale fino al consumatore. Il gas è molto più difficile da trasportare del petrolio; deve essere trasportato o tramite pipeline o liquefatto e i costi capitali dello sfruttamento dei giacimenti di gas che sono distanti dai principali mercati sono immensi. Tra il 2000 e il 2005 sono stati avviati diversi progetti di costruzione di grandi gasdotti: le condotte Bluestream e Greenstream di Eni che trasportano il gas dalla Russia e dalla Libia; i 3.300 km della pipeline Nabucco che porterà il gas dal Caspio all Europa centrale; i 5.000 km del progetto di pipeline in Alaska. Ingenti investimenti in impianti di liquefazione del gas sono stati fatti in Qatar, Nigeria, Indonesia e in diversi altri paesi. Poiché il gas è meno trasportabile del petrolio, i mercati internazionali per il gas non si sono sviluppati quanto quelli petroliferi. La conseguenza è stata che le strategie di integrazione verticale sono state molto diverse per il petrolio e per il gas. Le strategie di integrazione verticale Come già notato nel paragrafo 5.2.5, un elemento cruciale delle strategie delle major petrolifere durante gli anni Ottanta e Novanta è stato lo smantellamento delle strutture verticalmente integrate che avevano rappresentato il cardine del loro modello organizzativo tradizionale. Due aspetti erano alla base della deintegrazione verticale: 1) le compagnie avevano eliminato sempre più lo stretto legame operativo tra le loro attività verticalmente collegate; 2) erano diventate sempre più selettive nella scelta delle fasi della filiera produttiva in cui operare. In questo modo, la maggior parte delle compagnie affidava a terzi i servizi parapetroliferi, il trasporto marittimo, la tecnologia informatica e diverse avevano liquidato le loro attività nella chimica. Ciononostante, tutte le major mantenevano la loro presenza nell esplorazione, produzione, raffinazione e marketing (anche se l enfasi era sempre più spostata sulle attività di upstream e poco si fece per assicurare una stretta coordinazione tra attività di upstream e di downstream). La debole integrazione verticale nel settore petrolifero non era adatta a gestire le attività delle major nel settore del gas. L efficace sfruttamento delle loro riserve di gas nelle fasi a monte richiedeva investimenti in trasporto, 318 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI

LE STRATEGIE DELLE COMPAGNIE PETROLIFERE DAL 1970 A OGGI stoccaggio, liquefazione, distribuzione e marketing. Il cresciuto coinvolgimento nelle attività a valle fu facilitato dalla liberalizzazione dei mercati all ingrosso e al dettaglio del gas durante gli anni Novanta. Shell, Exxon, Mobil e Total ebbero un ruolo di primo piano nell inventare strategie sul gas verticalmente integrate, sebbene nessuna di esse avesse raggiunto lo stesso grado di integrazione a valle dell Eni, che era un caso unico tra le major, poiché sin dalla sua fondazione era più orientata sul gas che sul petrolio. L integrazione verticale nel settore del gas naturale portò le imprese a guardare oltre lo sfruttamento in senso stretto del gas. Nel 2005 le principali compagnie petrolifere erano tutte importanti attori nella generazione elettrica. Per esempio, alla fine del 2004, la ExxonMobil possedeva una capacità di generazione pari a 3.700 MW e aveva investito nelle sue attività elettriche circa 2 miliardi di dollari. Anche per la Shell la generazione e la vendita di elettricità erano state attività in crescita, sebbene nell aprile 2005 abbia annunciato la vendita della sua Intergen, joint venture nella generazione elettrica con la Bechtel, a un gruppo finanziario privato. La gestione della tecnologia e delle conoscenze La ricerca di riserve ha portato le major petrolifere nell Artico e nelle profondità dell oceano; ha incoraggiato le compagnie a sviluppare tecniche avanzate di estrazione al fine di allungare la vita dei giacimenti ormai maturi; ha spinto verso la produzione di greggi sintetici ottenuti da greggio pesante e solforoso, da carbone, e da sabbie e scisti bituminosi; ha tenuto alto l impegno nelle tecnologie gas-to-liquids per produrre benzina da gas naturale. Il risultato è stato una maggiore dipendenza delle compagnie dalla tecnologia. Tuttavia, i notevoli miglioramenti nell efficienza e nelle capacità delle major del petrolio e del gas non sono semplicemente il frutto dell applicazione di conoscenze scientifiche scaturite dalla ricerca di laboratorio. Le accresciute capacità tecniche e operative delle imprese sono il risultato della maggiore attenzione, non solo alla conoscenza scientifica, ma alla conoscenza più in generale. Nel 2005, tutte le principali compagnie occidentali hanno adottato alcuni appositi programmi di gestione della conoscenza. L entusiasmo delle compagnie verso la gestione della conoscenza è il risultato del riconoscimento che le attività del petrolio e del gas sono basate sulla conoscenza e che il vantaggio competitivo dipende dalla capacità dell impresa di sfruttare il suo bagaglio cognitivo in modo più efficace dei suoi concorrenti. Alcuni dei più straordinari progressi nella gestione delle conoscenze si sono avuti nella tecnologia informatica. La tecnologia web, l informatizzazione diffusa, le connessioni internet/intranet hanno trasformato la collaborazione e i processi decisionali dell industria, specie nelle fasi a monte. Le compagnie parapetrolifere (specialmente Schlumberger e Halliburton) sono state all avanguardia nell applicare avanzati sistemi di gestione di database, software interattivi e modelli di simulazione avanzati nelle attività di esplorazione e produzione (perforazione in particolare). Tuttavia, le più grandi difficoltà nella gestione della conoscenza basata sulla tecnologia riguardano il fattore umano. L ammontare di dati generati e la sofisticazione del software per analizzarli supera le capacità umane di interpretarli. Tentativi di fare a meno dell interfaccia umana usando l intelligenza artificiale ( perforazione intelligente, campi petroliferi intelligenti ) sono stati deludenti. Quindi, l impulso chiave agli attuali sviluppi consiste nel migliorare l interazione tra le persone e l informazione attraverso la progettazione di portali avanzati, migliori motori di ricerca, una maggiore standardizzazione, la riprogettazione sistematica e un miglioramento della qualità dell informazione. I tentativi di migliorare la condivisione e l utilizzo di tacite conoscenze empiriche sono stati ben più importanti della gestione dell informazione. Le Comunità di Pratica, gruppi informali di dipendenti che svolgono mansioni affini o che sono impegnati in attività similari e condividono il loro know-how aiutandosi nella soluzione dei problemi, si sono rivelati di grande utilità. Più in generale, le major hanno conseguito considerevoli risparmi in termini di costi e di tempo quando hanno facilitato la condivisione delle conoscenze dei singoli. L incentivare la condivisione e l utilizzo della conoscenza può richiedere significativi cambiamenti nel modo in cui le imprese sono organizzate e gestite. Sotto la Presidenza di John Browne, la BP si è spinta oltre qualsiasi altra compagnia del petrolio e del gas nel fare dell apprendimento organizzativo il tema centrale della propria strategia aziendale: «L apprendimento è il cuore della capacità della compagnia di adattarsi ad un ambiente che muta rapidamente. È la chiave per essere capaci sia di identificare opportunità che gli altri possono non scorgere, sia di sfruttare queste opportunità pienamente e velocemente. Questo significa che al fine di generare un valore aggiunto per gli azionisti, una compagnia deve apprendere più dei suoi rivali e applicare quella conoscenza in tutte le sue attività più velocemente e in maniera più ampia di quanto non facciano loro. Dal nostro punto di vista, chiunque all interno dell organizzazione non è direttamente responsabile della realizzazione del profitto dovrebbe essere coinvolto nella creazione e diffusione delle conoscenze che l impresa può usare per generare profitto» (Browne e Prokesh, 1997). Gli elementi chiave su cui poggia la creazione da parte di BP di un organizzazione basata sull apprendimento sono stati tre: gruppi virtuali: Collaborativa condivisione delle conoscenze tra dipendenti con interessi affini all interno dell impresa; VOLUME IV / ECONOMIA, POLITICA, DIRITTO DEGLI IDROCARBURI 319

GLI ATTORI DELL INDUSTRIA DEGLI IDROCARBURI E LE STRATEGIE DELLE IMPRESE assistenza reciproca: incontri e seminari dove i dipendenti che non sono direttamente coinvolti in un progetto si riuniscono per rivedere le procedure, risolvere i problemi e suggerire ulteriori aree di indagine; revisioni a posteriori: procedura adottata dall esercito statunitense che comporta la discussione e revisione dei successi e dei fallimenti di un progetto nell ottica di trarre conclusioni da applicare ai progetti futuri. 5.2.8 Adattarsi a un futuro incerto Il passato insegna che le major del petrolio e del gas attuano i cambiamenti in modo più veloce ed efficace quando sono sotto pressione, in particolare quando i loro utili sono inficiati dalla caduta dei prezzi dell energia. Uno dei pericoli della congiuntura attuale caratterizzata da alti prezzi e ampi margini è che fornisce poco stimolo al cambiamento. Eppure, le major affrontano tremende incertezze circa i loro ruoli futuri. Qualunque sia il futuro andamento dei prezzi del petrolio, la realtà è che le imprese dipendono per la loro sopravvivenza dal ritrovamento di nuove riserve di petrolio. Date le difficoltà di rimpiazzare le riserve non OPEC, è inevitabile che i paesi OPEC conteranno per una quota crescente della produzione mondiale. In questi paesi, la presenza delle compagnie petrolifere nazionali limita l accesso delle major occidentali alle riserve petrolifere. Anche in alcuni dei principali paesi produttori non OPEC, Russia in particolare, la tendenza è verso il protezionismo e la creazione di campioni nazionali come Gazprom. Stessa situazione per Cina e India, paesi importanti perché potenzialmente rappresentano i due più grandi consumatori mondiali di energia, che sembrano favorire lo sviluppo di compagnie energetiche nazionali. Una strada da seguire per le principali compagnie occidentali è concentrarsi sempre di più sul gas naturale, settore ad alta intensità tecnologica e di capitale che conferisce loro un vantaggio rispetto alle NOCs. Un esempio di progetto grande e complesso in cui le compagnie occidentali possono offrire le necessarie risorse e competenze finanziarie, tecnologiche e geopolitiche è il progetto Sakhalin-2 guidato dalla Shell. Esso include lo sviluppo di un giacimento di gas sotto il mare della Russia, la liquefazione del gas, poi il trasporto via nave del GNL verso Giappone e Cina. Il GNL verrà anche trasportato in California attraverso un nuovo terminale di rigassificazione del GNL collocato in Messico. Seguendo una logica simile, un altro approccio per le major potrebbe essere quello di ridefinire i loro rapporti con le NOCs, per esempio intervenendo sempre più come partner aventi il ruolo primario di fornire esperienza tecnica e commerciale e di offrire l accesso ai mercati occidentali. Tuttavia, rappresenta un problema il fatto che le major del petrolio e del gas abbiano in maniera sempre crescente affidato a terzi la tecnologia, specialmente nelle fasi a monte. Come risultato, i leader della tecnologia in esplorazione e produzione e le compagnie di servizi parapetroliferi, Schlumberger in particolare, hanno preso il sopravvento in questo campo. Nel corso degli ultimi dieci anni si è contratta la spesa delle principali compagnie per la ricerca e lo sviluppo, espressa in termini di percentuale sulle vendite. L attività di ricerca e sviluppo della Shell è scesa da 701 milioni di dollari nel 1998 a 553 milioni di dollari nel 2004. Il che significa un calo delle spese per la ricerca e lo sviluppo espresse in percentuale sulle vendite dallo 0,58% allo 0,21%. Quindi, uno dei rischi principali che le major si trovano ad affrontare è quello di essere scavalcate; la naturale combinazione di risorse e competenze complementari vede, da un lato, le NOCs, con le loro vaste riserve di idrocarburi e, dall altro, le compagnie parapetrolifere con la loro esperienza tecnica. È probabile che, al fine di ottenere l accesso alle riserve di petrolio dei paesi produttori, le major dovranno sempre di più creare partnership con le NOCs e rimettersi a schemi di sviluppo integrati e di ampio respiro che combinino trasporto, lavorazione, petrolchimica ed energia elettrica. Bibliografia citata Al-Chalabi F.J. (1991) The world oil price collapse of 1986, in: Kohl W.L. (edited by) After the world oil price collapse. OPEC, the United States, and the world oil market, Baltimore (MD), Johns Hopkins University Press. 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