L'oro nero diventa rosso

Il petrolio va in rosso. Dopo le grandi compagnie elettriche, anche le major dell'oro nero mostrano segni di stress di fronte alla grande trasformazione in atto, malgrado la tenuta del prezzo del greggio, che dovrebbe aiutarle. Si vede dai risultati di questi giorni, ma anche dalle loro difficoltà di lungo periodo a mantenere i livelli di produzione senza svenarsi. Shell, Total, ExxonMobil, Chevron ed Eni hanno registrato profitti netti in caduta nel terzo trimestre dell'anno, per Shell quasi di un terzo, per Eni del 29,4% (meglio del previsto), per Total del 19,4%, per ExxonMobil del 18,7% e per Chevron del 4%. 

Il punto dolente, in questo caso, sono i margini sempre più ristretti per la raffinazione. Exxon ha registrato una caduta dell'81% sui profitti del downstream e Shell del 49%. La congiuntura negativa sta abbattendo la domanda di prodotti raffinati, così come ha colpito la domanda elettrica, soprattutto in Europa. I produttori hanno risposto con la chiusura di moltissimi impianti di raffinazione: dal 2008 ad oggi l'Europa ha tagliato 1,7 milioni di barili al giorno di prodotti raffinati, ma sul mercato resta ancora un eccesso di capacità. I dati dell'International Energy Agency indicano che quest'anno la domanda europea di prodotti raffinati sarà di 13,5 milioni di barili al giorno, 2 milioni di barili in meno rispetto al 2008. L'eccesso di capacità nel sistema ha decisamente depresso i margini della raffinazione: Total ha ottenuto un guadagno di 10,60 dollari per la raffinazione di una tonnellata di petrolio nel terzo trimestre, contro i 51 dollari di un anno fa. Al di là della crisi economica, incide anche su questo mercato la crescente efficienza energetica del sistema europeo, che punta a ridurre progressivamente i consumi di idrocarburi a tutti i livelli, dalla produzione industriale fino ai consumi delle auto private.

Alla caduta della domanda, che colpisce il downstream, si aggiunge l'aumento dei costi nell'upstream. Le major spendono sempre di più per estrarre il petrolio, ma ne producono sempre di meno. Intrappolate in questa spirale, le grandi perdono il favore degli investitori, che tendono a preferire le compagnie più piccole e più flessibili, nate dalla nuova ondata di sfruttamento degli idrocarburi non convenzionali, come il gas e il petrolio da scisti. In complesso, il settore petrolifero è in leggero ribasso negli ultimi 18 mesi, mentre il resto del mercato ha guadagnato oltre il 20%.

I motivi di questa performance modesta possono essere diversi a seconda delle compagnie. Nel terzo trimestre, ad esempio, Eni ha riportato una caduta della produzione del 3,8%, a 1,65 milioni di barili al giorno, per i disordini "straordinari" in Libia e in Nigeria, che stanno peggiorando di giorno in giorno. Ma emerge chiaramente un trend comune. Le major devono spingersi in località sempre più remote e in ambienti tecnicamente più difficili, come le sabbie bituminose canadesi, gli idrocarburi da scisti, le acque profonde del Brasile e l'offshore artico, in giacimenti molto più costosi da sviluppare rispetto alle riserve convenzionali. Di conseguenza, le spese aumentano in tutto il settore e in qualche caso il flusso di cassa non è in grado di coprire sia spese che dividendi, per cui alcune compagnie sono state costrette a ricorrere al credito o a vendere asset per coprire questo gap. I grandi gruppi si erano già trovati altre volte a corto di risorse proprie, come nel '99 oppure all'inizio del 2009, in seguito a forti riduzioni del prezzo del petrolio. Ma stavolta non sono le quotazioni del greggio che calano, sono le loro spese che crescono.

L'aspetto positivo per le major è l'apertura di nuovi spazi per l'estrazione, anche se a caro prezzo. Fino a pochi anni fa, sembrava scontato che gli unici giacimenti sfruttabili fossero in aree politicamente off limits, come il Medio Oriente, la Russia, il Venezuela o l'Asia Centrale. I grandi gruppi indipendenti avevano reagito sfruttando giacimenti sempre più complessi, nell'Artico europeo, in Alasca o nelle acque profonde del Golfo del Messico. Ma le opportunità di crescita sembravano ridursi rapidamente. Ora non è più così. Come ha detto il capo di Shell Peter Voser, "non siamo più limitati dalla mancanza di opportunità, ma dalle carenze di capitale". Non è chiaro se questo ottimismo basterà a riportare a casa gli investitori.

Due robot per fermare la marea nera

La marea nera che sommerge le coste della Louisiana s'ingrossa: dai 5 ai 25mila barili di greggio si riversano ogni giorno nel Golfo del Messico dal pozzo di petrolio che Bp stava trivellando quando la piattaforma Deep Horizon è esplosa. Per chiudere questo enorme rubinetto che perde, il sistema più rapido è cercare di rimettere in sesto la valvola che non ha funzionato, mandando a 1.500 metri di profondità un sottomarino con un braccio teleguidato via cavo, per operare sulla testa di pozzo. Un intervento complicatissimo, che infatti per ora è fallito. Ma non per colpa dei due robot della guardia costiera americana, che sono stati utilizzati nel tentativo. Si tratta di due Rov (Remote Operated Vehicles) molto sofisticati, che fanno parte di un mercato, quello della robotica sottomarina, ormai consolidato e in fortissima crescita. Nel 2009 per questo tipo di robot sono stati spesi 1,7 miliardi di dollari a livello globale. Ma secondo l'ultimo rapporto targato Douglas-Westwood, in questo quinquennio ne serviranno almeno altri 550 per soddisfare la domanda crescente, che dovrebbe arrivare a 3,2 miliardi nel 2014. E i veicoli teleguidati via cavo sono solo uno dei due segmenti principali del mercato complessivo. L'altro segmento rilevante è quello degli Auv (Autonomous Underwater Vehicles): ce ne sono già 629 in giro per il mondo e in questo decennio ne serviranno almeno altri 1200 secondo Douglas-Westwood, per un valore di 2,3 miliardi di dollari, ma si potrebbe arrivare anche a 1800 unità, per 3,8 miliardi di dollari. Gli assoluti dominatori di questo mercato sono i norvegesi: il colosso militare Kongsberg ha acquisito due anni fa l'americana Hydroid - non senza polemiche vista la rilevanza strategica del settore - che produce Remus, il sottomarino autonomo più diffuso sul mercato. Ma si stanno affermando anche i battelli di superficie senza equipaggio, utilizzati come i droni aerei soprattutto per scopi militari, dalla sorveglianza delle coste alle operazioni antimine: qui prevalgono decisamente gli israeliani. La differenza essenziale fra le due categorie di robot sottomarini è la presenza o meno di un cavo che li collega alla stazione di pilotaggio. "Per intervenire fisicamente su un impianto vengono usati quasi sempre veicoli telecomandati via cavo", spiega Massimo Caccia, fra i massimi esperti italiani di robotica sottomarina, responsabile della sezione di Genova dell'Istituto di studi sui sistemi intelligenti e l'automazione del Cnr. Il motivo è semplice: con il cavo si può immettere potenza e quindi dare più forza ai bracci teleguidati, consentendo anche una maggiore interazione con il pilota. In più, via cavo si possono trasmettere molti più dati alla base. "I veicoli autonomi, invece, registrano con telecamere e sensori una massa di dati, che poi vengono estratti in superficie", precisa Caccia. L'ultima frontiera di questo tipo di robot è lo sviluppo di funzioni di comportamento adattivo, che inducono reazioni "intelligenti" agli input ricevuti, per adattare sempre più i loro movimenti ai dati raccolti sul campo. "In pratica, si cerca di far prendere direttamente a loro le decisioni necessarie per condurre al meglio la propria missione". Nelle situazioni di emergenza o di guerra, una valutazione rapida della situazione e una risposta pertinente, possono risultare fondamentali. "Questa è la direzione che stanno prendendo i nostri studi", ragiona Caccia, che ha già al suo attivo lo sviluppo, insieme ai colleghi dell'Issia, di due Rov - Roby e Romeo - e di due veicoli di superficie senza equipaggio, Charlie e Alanis. "In Italia c'è un enorme bacino di competenze in materia di robotica sottomarina, non solo dentro al Cnr, ma anche nell'Isme (Interuniversity Center Integrated Systems for Marine Environment), che si ritrova anche nel tessuto produttivo ligure, in particolare nel distretto tecnologico di Genova dei sistemi intelligenti integrati e in quello delle tecnologie marine di La Spezia - fa notare Caccia - da cui stiamo cercando di stimolare la nascita di un polo italiano in questo campo così promettente".

Sfida all'ultimo barile fra Est e Ovest

I consumatori italiani se ne accorgono solo quando Mosca chiude i rubinetti del gas, ma la battaglia senza quartiere tra Est e Ovest per il dominio mondiale dell'energia, che dura da almeno sessant'anni, è ancora d'attualità. Nel suo libro, “Sfida all'ultimo barile” (Brioschi), Stefano Casertano ripercorre tutta la storia della Guerra Fredda dal punto di vista delle risorse energetiche. Un'analisi che arriva a fagiolo, proprio quando sta per riproporsi un'altra crisi del gas e le oscillazioni del prezzo del petrolio danno le vertigini anche ai più esperti. Il crollo della cortina di ferro, infatti, non ha certo arrestato un conflitto che prende aspetti sempre più estremi. Tanto che il concetto di “nuova guerra fredda” gode da qualche tempo di sorprendente popolarità. “Ci sono tanti spunti, dalle misteriose morti di ex-spie e giornalisti russi al litigio sui missili nella Repubblica Ceca, che negarne l'uso sarebbe quasi un torto”, commenta Casertano, consulente per clienti pubblici e privati, tra cui il Carter Institute di Joseph Stiglitz e il progetto Millennium Villages di Jeffrey Sachs. E' chiaro che la “guerra fredda energetica” non è mai terminata, perché “la disgregazione sovietica non è stata la fine del soggetto politico russo, ma una sua riorganizzazione strategica”. Per ritrovarne traccia, basta guardare come si sta muovendo il Cremlino per contrastare il progetto europeo Nabucco, un gasdotto pensato per portare il metano del Caucaso direttamente in Europa, svincolando i produttori dall'ingombrante intermediario russo. “Mosca non commenta lo sviluppo del gasdotto Nabucco, ma sta provando un'altra tattica: comprare gli azionisti del progetto”, spiega Casertano. “E' per questo che Gazprom è entrata in Mol, azienda energetica ungherese e tra i principali investitori in Nabucco. Non basta: in Ungheria aziende russe stanno comprando compagnie aeree, reti di distribuzione del gas e altro ancora”. In fondo, conclusa la fase del controllo politico tramite governi fantoccio, non c'è motivo per Mosca di rinunciare a esercitare un'influenza importante sui vicini, utilizzando strumenti diversi. La sfida all'ultimo barile si combatte anche così.

Wildcatters

Li chiamano wildcatters. Spuntano come funghi dopo la pioggia quando il prezzo del petrolio sale e la ricerca di nuovi giacimenti diventa remunerativa anche per i piccoli esploratori, che non possono usufruire di economie di scala, ma hanno la flessibilità del mordi e fuggi. Di solito è gente del mestiere, che ha fatto esperienza nelle grandi compagnie petrolifere e ora cerca la fortuna in proprio, come ai tempi della corsa all'oro. In Europa, il loro Eldorado è l'Italia, molto meglio del Mare del Nord, dove la trivellazione in acque profonde ha costi proibitivi.

Glenn McCarthy è il capostipite della categoria: un mito texano. Nato a Beaumont pochi mesi dopo la leggendaria scoperta di Spindletop - primo pozzo di petrolio degno di questo nome perforato sul suolo americano - McCarthy è stato un rabdomante dell'oro nero che tra il 1930 e il '40 ci ha preso 38 volte, ha costruito un impero e lo ha sperperato al gioco. La sua figura è stata interpretata da James Dean nel film “Giant”, con Elizabeth Taylor e Rock Hudson, uscito nel '56 quando ormai Dean si era già schiantato con la sua Spider.

I suoi emuli moderni sono meno tragici. Sono prevalentemente australiani, britannici, canadesi o texani, ma sempre coadiuvati da una quinta colonna locale. Le loro società si chiamano Northern Petroleum o Petroceltic, Mediterranean Gas o Po Valley, a seconda delle zone in cui operano. In Italia ce ne sono una cinquantina, che trivellano allegramente sotto i nostri piedi senza che nessuno se ne accorga. Nel 2006 sono stati perforati ben 49 pozzi, di cui 34 per raggiungere giacimenti già scoperti e 15 per cercare nuove riserve. Nel 2007 altri 37, di cui 10 in località non ancora sfruttate.

Il territorio italiano è sbucherellato da quasi settemila pozzi (6955 per la precisione) alla ricerca di metano e di greggio. Al momento attuale ce n'è una sessantina in attività, per un'area complessiva di quasi ventimila chilometri quadri: questa è l'estensione delle concessioni governative, ma naturalmente non significa che si cerchi in tutta l'area. Negli anni '50 e '60 si perforavano più di cento pozzi l'anno, ma erano sterili tre trivellazioni su quattro. Oggi invece, grazie ai sistemi di prospezione più avanzati, vanno quasi tutte a buon fine. La maggior parte delle riserve scoperte finora sono nel sottosuolo di una specie di mezzaluna che percorre l'area padana, la costa adriatica per poi tagliare la Puglia e l'Appennino lucano (dove ci sono le Arabie d'Italia, la Val d'Agri e Tempa Rossa) fino alla Sicilia. Ma ci sono nuove zone interessanti: le più appetitose per le future scoperte di giacimenti sono al largo della costa ionica della Calabria, la Sicilia occidentale, il braccio di mare tra la Sicilia e Malta.

Le perforazioni esplorative si concentrano in Emilia Romagna, Basilicata, Abruzzo, Lombardia e Piemonte. In mare, si cerca soprattutto in Adriatico, Ionio e nel Canale di Sicilia. Ma pozzi, perloppiù esauriti, se ne trovano nelle zone più impensate. Basta un po' d'occhio e si scoprono facilmente: dal terreno esce un tubo d'acciaio alto un metro e mezzo con un paio di grosse valvole, di solito recintato in qualche modo per difenderlo dalle macchine agricole o dai vandalismi. Come nel caso del giacimento di Villafortuna, sotto il Parco del Ticino, che è stato raggiunto perforando orizzontalmente per sbucare lontano dalle zone protette. Ma non mancano pozzi neanche nel pieno degli insediamenti urbani: nel quartiere milanese di Lambrate ci sono quattro pozzi di metano trivellati dall'Agip, che arrivano fino a 1.700 metri di profondità. Due sono considerati ancora validi e attingono a un giacimento di gas che si estende sotto i piedi dei milanesi, fra il quartiere dell'Ortica, lo stabilimento dell'Innocenti e la tangenziale.

A Roma, a due passi dal Vaticano, ci sono due pozzi di petrolio che si spingono fino a 3mila metri. E di lato al Viale Cristoforo Colombo, non lontano dal raccordo anulare, è stato avviato un pozzo esplorativo dall'Italmin. I britannici di Ascent Resources hanno appena cominciato a trivellare alla ricerca di gas accanto all'aeroporto di Fiumicino: il loro obiettivo sono gli strati sabbiosi del Pliocene a circa mille metri di profondità.

La produzione domestica di petrolio, stando ai dati del ministero dello Sviluppo Economico, si è attestata nel 2007 a 42,6 milioni di barili. La Basilicata continua a farla da padrone, arrivando a coprire il 74% della produzione petrolifera nazionale con i suoi 3,2 milioni di barili. A seguire, i campi offshore (con un peso del 13%), la Sicilia (9%) e il Piemonte (2%). Considerando un prezzo medio annuo di 51 euro a barile per il greggio italiano, il valore complessivo del bottino supera i 2,17 miliardi. Quanto al gas naturale, la produzione italiana è stata di 9,6 miliardi di metri cubi. Considerando un prezzo medio di 24,5 eurocent al metro cubo, il valore complessivo arriva a 2,33 miliardi di euro. Il bilancio 2008 sarà ovviamente molto più interessante, visto il raddoppio delle quotazioni del greggio.

Compagnie petrolifere a corto di uomini

Ma il petrolio non era agli sgoccioli? Si fa per dire: le riserve conosciute dureranno almeno altri quarant' anni e quelle sconosciute chissà... Sia come sia, l' industria petrolifera con annessi e connessi prospera ormai da tre-quattro anni, con le quotazioni del greggio messe al bello stabile e margini sempre più appetitosi. Gli investimenti per cercare oro nero e altri idrocarburi - dagli scisti bituminosi al gas naturale - oltre i confini del possibile, nei territori più freddi e nei mari più profondi, stanno diventando remunerativi e il boom di esplorazione e produzione cresce di giorno in giorno. Tutta la filiera ne sta beneficiando, dai servizi di mappatura e di progettazione agli studi geologici per gli scavi, dai tubi per il trasporto ai servizi ambientali, fino alla cantieristica e alla raffinazione. Unico limite: le risorse umane. «Ci servono specialisti ma fatichiamo a trovarli: il mercato del lavoro è talmente tirato che ormai i grandi operatori sono costretti a richiamare gli esperti più anziani dalla pensione», si lamenta Dario Scaffardi, direttore generale di Saras. E in tutto il settore si sente la stessa musica. «Quella che manca di più è la fascia mediana, già abbastanza esperta da assumere responsabilità strategiche ma non ancora a livello di top management», spiega Andrea Magnabosco, uno dei pochi headhunter italiani specializzati nel settore, responsabile della divisione engineering di Hays. Il problema parte da un dato di fondo: l' industria petrolifera esce da oltre un decennio di vacche magre, con il prezzo del greggio schiacciato sotto i trenta dollari al barile e a tratti addirittura sotto i dieci, da fine anni Ottanta a fine anni Novanta. «In questo lasso di tempo - spiega Magnabosco - c' è stato un blocco totale. Nessuno assumeva, nessuno formava nuovi quadri intermedi, il settore era paralizzato». Lo sfruttamento degli idrocarburi più difficili da trovare non era remunerativo e quindi l' esplorazione si è fermata, pochissimi giacimenti sono stati scoperti, la produzione ristagnava. Ma l' economia continuava a correre e a bruciare petrolio nei suoi ingranaggi. Dopo l' attacco alle Torri Gemelle è iniziata una lenta risalita, spinta dalle turbolenze geopolitiche e soprattutto dalla crescente domanda asiatica. Dal 2005 le quotazioni del greggio oscillano fra i 50 e i 70 dollari al barile, con punte - come in questi giorni - oltre i 75. E gli esperti prevedono che rimarranno a lungo su questi livelli. «Da allora si è rimesso tutto in moto, ma questo è un business ad alta specializzazione e il periodo di stasi ha creato un vuoto generazionale fra gli anziani esperti e i giovani neolaureati, che diventa sempre più difficile da colmare», sostiene Magnabosco. Non a caso il gruppo della famiglia Moratti, specializzato nella raffinazione, quest' anno ha dovuto richiamare dalla pensione una decina di esperti, per attività di coordinamento nella gestione di importanti commesse. «In particolare le figure di cantiere, costrette a trascorrere gran parte dell' anno in lunghe trasferte internazionali, si fanno sempre più rare», conferma Scaffardi. «Rispondiamo alle tensioni del mercato con la formazione interna, affiancando le nuove leve ai nostri grandi specialisti, ma anche con campagne di reclutamento all' estero, ad esempio in Turchia e Romania», spiega Antonio Vietti, direttore risorse umane di Foster Wheeler, multinazionale americana specializzata nella progettazione e costruzione di grandi impianti nel settore petrolifero, chimico, farmaceutico, alimentare e di produzione di energia. «Puntiamo molto a far crescere le persone dall' interno», ribatte Patrizia Bonometti, direttore risorse umane di Tenaris Europa, il maggior produttore e fornitore a livello globale di tubi e servizi per l' esplorazione e la produzione di petrolio e gas. «Abbiamo un programma interno abbastanza completo, che ci evita di andare sul mercato del lavoro per trovare profili già formati», sostiene Bonometti. Nella società controllata dalla famiglia Rocca il primo mese di formazione di base dei giovani neolaureati si svolge in Argentina e continua poi per due anni nella sede di provenienza. «Investiamo molto sulle nuove leve e in questo modo si crea un forte senso di appartenenza», commenta Bonometti. Il rischio di farsi portar via un giovane formato all' interno, dunque, si mantiene entro limiti accettabili. Ma con l' aria che tira sul mercato, anche ingegneri, chimici e geologi possono diventare mercenari.

Le nuove Sette Sorelle

Nuove tecnologie, nuovi scenari. L'evoluzione dei mezzi di produzione migliora l'efficienza e sposta gli equilibri fra manifattura e terziario. Succede così in quasi tutti i settori, ma non nell'energia. Un campo ancora dominato dagli idrocarburi, dove la produzione invece che avanzare va indietro. Non per carenze tecnologiche, ma per motivi politici. La rinascita del nazionalismo nei Paesi petroliferi, dal Medio Oriente al Sudamerica, sta costando carissima al resto del pianeta: 2 miliardi e mezzo di dollari al giorno, centesimo più, centesimo meno. E' questa la differenza di prezzo che oggi paghiamo per soddisfare il fabbisogno quotidiano di petrolio dell'umanità, dopo quattro anni di caduta della produzione e di aumento costante delle quotazioni, che a metà 2003 si aggiravano sui trenta dollari al barile e oggi superano ampiamente i sessanta, senza grandi prospettive di riduzione nel prodssimo futuro. In quattro anni di trasformazione radicale dell'industria petrolifera, la bolletta energetica del pianeta è più che raddoppiata. Nell'ultimo decennio, addirittura, è quadruplicata. Ormai l'economia globale si è sintonizzata su questo aumento stratosferico, analogo a quello che causò la catastrofica crisi petrolifera a cavallo tra fine anni Settanta-inizio Ottanta, e lo dà quasi per scontato. Ma i motivi alla base di questo aumento pesano drammaticamente sulle prospettive future dell'economia mondiale, che non ha ancora trovato una valida alternativa al petrolio per mandare avanti i suoi ingranaggi. L'evoluzione a cui stiamo assistendo, infatti, non è ancora completa. In questi quattro anni un nuovo gruppo di compagnie petrolifere ha spazzato via i leader che avevano dominato il settore nel mezzo secolo precedente. Delle famose sette sorelle di matteiana memoria, oggi rimane ben poco. Nel processo di consolidamento avvenuto negli anni Novanta, la Standard Oil of New Jersey, la Standard Oil of New York e la Gulf Oil sono confluite nella ExxonMobil, la più potente di questo gruppo. La British Anglo-Persian Oil Company, oggi BP (Beyond Petroleum), viene per seconda. Poi c'è la ChevtonTexaco, in cui è confluita anche la Standard Oil of California. Infine la Royal Dutch Shell. Nomi ancora altisonanti, che Wall Street continua a riverire. Ma a ben guardare le sorelle superstiti sono da tempo in preda a una grave crisi d'identità. Questi quattro colossi, che nei primi anni Cinquanta facevano arrabbiare Enrico Mattei dettando le regole di un mercato che dominavano largamente, oggi producono complessivamente non più di un decimo degli idrocarburi mondiali e ne posseggono solo il 3 per cento delle riserve. Di conseguenza, non dettano più legge a nessuno. Malgrado siano le migliori sul mercato, sia dal punto di vista tecnologico che patrimoniale, sono costrette a chinare il capo di fronte ai vari tiranni che controllano le riserve mondiali e alle nuove dominatrici del settore, le compagnie petrolifere statali dei Paesi produttori. Le nuove sette sorelle, identificate in base ai livelli di produzione ma soprattutto alle riserve, appartengono a una categoria tutta diversa. Sono la saudita Saudi Aramco, la russa Gazprom, la cinese Cnpc, l'iraniana Nioc, la venezuelana Pdvsa, la brasiliana Petrobras e la malese Petronas. Tutte di proprietà statale, insieme controllano quasi un terzo della produzione mondiale d'idrocarburi e oltre un terzo delle riserve. Malgrado ciò, i loro guadagni sono notevolmente inferiori rispetto alle rivali indipendenti, che hanno una struttura integrata verticalmente tale da arrivare, con le loro raffinerie e le loro catene distributive, fino al consumatore finale. Ma anche questo rapporto è destinato a modificarsi nel tempo, con il declino delle riserve occidentali: quelle americane hanno raggiunto il loro picco nel '79 e da allora scendono, così come anche la produzione europea nel Mare del Nord. Nei prossimi trent'anni, secondo l'International Energy Agency, il 90 per cento delle nuove produzioni verrà dai Paesi in via di sviluppo. Una svolta fondamentale rispetto ai trent'anni passati, quando il 40 per cento delle nuove produzioni veniva dai Paesi industrializzati e andava ad arricchire le compagnie indipendenti. Saudi Aramco sarà la più attiva nelle nuove produzioni: il suo piano d'espansione prevede un aumento dell'output dagli attuali 11 milioni di barili al giorno (13 per cento del fabbisogno globale) a 15 milioni di barili. Con ciò, Riad consoliderà il suo ruolo di banchiere centrale del petrolio, in grado di aprire o chiudere i rubinetti dell'energia mondiale in base all'umore del momento. In verità, i sauditi siedono su un tale mare di riserve facili da raggiungere da giocare in un girone per conto proprio. Per gli altri non è tutto così facile. L'estrazione del petrolio, soprattutto in aree disagevoli come le acque profonde del Golfo del Messico o le zone artiche della Siberia, richiede delle capacità tecniche che non tutti hanno. Gazprom, ad esempio, non le ha. E non le avrà nemmeno nel prossimo futuro. Per non parlare di Nioc o di Petrobras. I governi che le controllano, infatti, tendono a incamerare gli utili succhiati dalle viscere della terra, per devolverli alle loro clientele politiche. In questo modo impediscono alle compagnie d'investire in know-how e tecnologia, riducendo gravemente le loro capacità di produzione. Nel 2006 il presidente venezuelano Hugo Chavez, che ha recentemente sbattuto fuori dal Paese l'Eni e la Total con una campagna di espropriazioni, ha speso i due terzi dei guadagni della Pdvsa (circa 7 miliardi) per i suoi programmi sociali. In Iran, la Nioc continua a importare gas nonostante controlli il più grande campo di gas del mondo, scoperto nel 1990 sotto il Golfo Persico: i fondi che le servirebbero per sviluppare l'estrazione devono essere incanalati nei sussidi che mantengono il prezzo della benzina a 10 centesimi di dollaro al litro nel Paese. Il piccolo Qatar, che controlla l'altra metà del campo sulla riva di fronte del Golfo, negli ultimi quindici anni è diventato una potenza mondiale nel gas liquefatto, sfruttando quelle riserve in maniera molto più imprenditoriale insieme a ExxonMobil. E il governo del Kuwait, che sta seduto su un mare di petrolio, quarto per riserve nel mondo, ha ammesso che non sarà in grado di aumentare la produzione senza la collaborazione tecnica delle compagnie occidentali. Esempi analoghi non si contano. In complesso, secondo i calcoli del Centre for Global Energy Studies di Londra, i fattori geopolitici legati al nazionalismo rampante in Iran, Nigeria, Russia, Kuwait e Venezuela hanno ridotto la produzione mondiale di idrocarburi di 7,8 milioni di barili al giorno dal 2000 a oggi, equivalenti al fabbisogno complessivo di Germania, Francia, Italia e Spagna. Ecco da dove viene l'aumento spropositato del prezzo del petrolio. E non è finita qui. Nel prossimo quarto si secolo, secondo le stime di Faith Birol dell'International Energy Agency, per adeguare le forniture alla crescita del fabbisogno mondiale sarebbero necessari 20mila miliardi d'investimenti, considerando anche la sete di energia delle potenze emergenti. Invece, andando avanti di questo passo, ci ritroveremo con un 20 per cento di petrolio in meno rispetto a quello che ci serve. Sembra una previsione azzardata, ma essendo l'industria petrolifera un pachiderma dai tempi lunghissimi, le stime di Birol sono perfettamente plausibili. E' molto difficile modificare un trend di questo tipo, dovuto alla politica e non alla tecnologia. Già oggi abbiamo perso troppo terreno, come si vede chiaramente dalle indicazioni del mercato. Perciò sarà bene che il mondo si attrezzi a sviluppare delle fonti alternative. O a ritornare al carbone.

Edison cerca petrolio. Con uomini Eni

Con Sameh Fahmi, potente ministro egiziano del petrolio, Pietro Cavanna si dà del tu. E infatti è dall' Egitto che parte la nuova strategia di Edison negli idrocarburi. Con due concessioni petrolifere, in cui la società di Foro Buonaparte è operatore: una nel Deserto occidentale, diventato ormai il secondo sito egiziano di produzione dopo il golfo di Suez, e l' altra nel Mediterraneo. Anche in Costa d' Avorio, dove si comincia a estrarre in giugno, e al largo del Senegal gli italiani sono operatori, cioè controllano il giacimento con una quota di maggioranza. Cinque permessi di ricerca sono stati appena vinti in Norvegia. Più concentrate sul fronte del gas le concessioni conquistate in Algeria e in Qatar, la prima come soci di minoranza della spagnola Repsol e la seconda della compagnia americana Anadarko. L' attività frenetica all' ombra della Madonnina, in coincidenza con le grandi manovre per la fusione del suo azionista Aem con Asm, segnala il ritorno di Edison all' oro nero. Con dietro la potenza finanziaria di Electricité de France, in Italia sta nascendo una seconda, piccola Eni. Ed è proprio dall' Eni che sono stati strappati alcuni degli attori di questa svolta: oltre a Pietro Cavanna, ex braccio destro di Stefano Cao nella caccia ai giacimenti del cane a sei zampe e da poche settimane responsabile idrocarburi in Foro Buonaparte, c' è Luciano Sgubini, ex direttore generale «gas and power» all' Eni e ora consulente speciale dell' amministratore delegato per lo sviluppo del settore gas. Due acquisti importanti, che segnalano lo slancio di Edison ad attrezzarsi come braccio armato nell' upstream della più grande compagnia elettrica del mondo. Una strategia mirata in primo luogo a soddisfare a prezzo di costo la domanda di materia prima generata dalle proprie centrali, ma non solo. Il business dell' oro nero, che piace tanto agli investitori, fa sempre bene a qualsiasi bilancio. Il problema sono i tempi lunghi. Ma ora che sono finiti gli anni dell' incertezza, Edison può guardare lontano. «L' obiettivo è di portare la nostra produzione da 1,5 miliardi di metri cubi all' anno a 2,6 miliardi», spiega Michel Cremieux, direttore operativo di Edison. E la rinnovata centralità dello sviluppo strategico nel settore idrocarburi implica un significativo sforzo in termini di investimenti: 2,6 miliardi di euro nei prossimi cinque anni, quasi il 60% del totale della spesa prevista dal piano industriale. Di questi, oltre 1,5 miliardi sarà destinato alla ricerca e sfruttamento di giacimenti: 350 milioni nelle attività di esplorazione, 750 per la produzione da riserve esistenti e 500 per le nuove scoperte. Che indubbiamente ci saranno, se la caccia scatenata negli ultimi mesi continuerà con questo ritmo. «Oltre all' Italia, dove i giacimenti ormai si stanno lentamente esaurendo e dove ci sono gravi difficoltà autorizzative, le nostre attività di esplorazione si concentreranno nel bacino del Mediterraneo, dalla Croazia all' Egitto, passando per Algeria e Libia, in Africa Occidentale e nel Mare del Nord», illustra Pietro Cavanna. Parallelamente allo sviluppo dell' upstream, Edison è molto impegnata nelle infrastrutture di approvvigionamento. Con la costruzione di un terminale di rigassificazione al largo di Rovigo, del gasdotto Galsi dall' Algeria e dell' Igi dalla Grecia, Foro Buonaparte conta di espandere la propria disponibilità di gas da 13 a 23 miliardi di metri cubi all' anno. «Puntiamo a coprire con il nostro gas il 20% della domanda italiana», precisa Cremieux. E il primo pezzo di questa espansione sarà operativo l' anno prossimo, con il completamento della piattaforma di rigassificazione in Alto Adriatico.

Per l'Eni Capo Nord si fa rovente

La lunga notte artica sta per scendere sul Mare di Barents, ma al largo di Capo Nord le trivelle non cesseranno di funzionare. Un quarto delle riserve mondiali di idrocarburi non ancora sfruttate potrebbe dormire qui sotto. Finora, però, la corsa all' oro nero ha scoperto solo due vene veramente notevoli. Dalla parte russa del Mare di Barents, a 500 chilometri dal porto di Murmansk, c' è Shtokman, il giacimento di gas più grande del mondo, che Gazprom ha appena reclamato per sé estromettendo tutte le major occidentali finora impegnate nelle prospezioni. Dalla parte norvegese c' è Goliat, un giacimento di petrolio scoperto dall' Eni a neanche 50 chilometri dalla costa, che già fa parlare di sé come il primo assaggio di un nuovo «Mare del Nord». Per ora le riserve di Goliat sono stimate in 250 milioni di barili, per un valore di circa 15 miliardi di dollari. «Ma il giacimento potrebbe essere ben più vasto», precisano al Direttorato norvegese del petrolio. Le stime di varie società di analisi, come la norvegese First Securities o la britannica Wood McKenzie, parlano di almeno 6-700 milioni di barili. Se ne saprà di più quando l' Eni - proprietaria del giacimento al 65%, insieme a due compagnie norvegesi, la Statoil al 20% e la Dno al 15% - avrà completato due nuove trivellazioni, appena iniziate. Per ora la portata delle scoperte è circondata dal massimo riserbo. E non stupisce. La zona di Goliat, infatti, si sta facendo piuttosto affollata. A parte le 400mila pulcinelle di mare che nidificano da quelle parti, c' è Esperanza, la nave di Greenpeace, che ha tentato più volte l' assalto: «La produzione di petrolio offshore contempla sempre un certo rischio, ma questo è inaccettabile in un' area ecologicamente unica come questa», commenta Brad Smith, responsabile di Greenpeace per le campagne nei mari artici. «Il sito di Goliat - spiega Smith - è una delle aree più fragili del Mare di Barents, qui si riproducono e crescono i principali stock di pesce norvegese, qui vivono milioni di uccelli marini e si nutrono nelle acque prospicenti alle scogliere: quest' area è già minacciata dal traffico delle petroliere russe dirette ai mercati europei e richiede maggiore protezione, non un aumento del rischio petrolifero». In sostanza, Greenpeace chiede all' Eni di sospendere immediatamente ogni attività: «Per mantenersi nei principi ambientali inclusi nel suo codice etico, l' Eni deve abbandonare i piani di trivellazione nell' area di Goliat». In realtà è del tutto improbabile che le richieste degli ambientalisti facciano breccia nelle autorità locali, che già oggi impongono regole molto restrittive alle ricerche petrolifere nel Mare di Barents e le mettono completamente al bando nel circondario delle isole Lofoten. «Non è mai successo - precisa Bente Nyland, del Direttorato norvegese del petrolio - che una licenza di esplorazione sia stata revocata dopo aver trovato abbastanza petrolio da giustificare l' avvio della produzione commerciale». E qui abbiamo già superato questo stadio. Anzi, l' Eni deve difendersi da un assalto ben più preoccupante di quello degli ambientalisti. La corsa delle compagnie internazionali che hanno chiesto licenze di trivellazione nella zona si sta facendo travolgente: il Direttorato non rivela i nomi, ma annuncia l' avvio di altri 24 blocchi di esplorazione, nell' area che si estende tra Goliat e il vicino giacimento di gas di Snohvit, geologicamente omogenei. Non potranno mancare alla festa le norvegesi Statoil e Hydro, controllate al 71 e al 44% dallo Stato. Le due cugine, del resto, non si sono ancora riavute dalla mala parata sul fronte russo: dopo aver speso 60 milioni di euro e molto know how nelle trivellazioni per Shtokman, sono state brutalmente estromesse insieme a Chevron, ConocoPhillips e Total dal padrone di casa, Gazprom, che ha deciso di vendicarsi così per le resistenze occidentali all' ingresso della Russia nella Wto. Le trattative per ridurre il nazionalismo russo a più miti consigli sono in corso. Ma nel frattempo a Capo Nord la vita si fa sempre più dura.

Con il petrolio in orbita, si scava sotto il mare

Una torta da 240 miliardi di dollari: è questa la cifra che verrà destinata nel 2006 all' esplorazione e produzione, finalmente in crescita dopo anni di stasi. Il caro-greggio, così sgradito quando pesca nei nostri portafogli, ha almeno questa ricaduta positiva: le compagnie si stanno muovendo di nuovo. Da qualche anno, ormai, per ogni due barili di petrolio consumati se ne rimpiazza solo uno con le nuove scoperte. Era ora, quindi, che le major si dessero una mossa. Ma attenzione: se è vero che il budget complessivo dedicato all' esplorazione ha ripreso a crescere, è anche vero che la natura degli investimenti è completamente cambiata. «I forzieri delle compagnie si sono aperti e la cifra dedicata all' esplorazione è destinata a raddoppiare ancora se si vuole tener dietro alla domanda, ma già nel giro di un quinquennio ben 50 miliardi di dollari di quel budget saranno riversati nell' esplorazione in acque profonde, un campo finora molto limitato», spiega Zeno Soave, fondatore di Socotherm, azienda leader nel rivestimento e isolamento dei tubi per petrolio e gas, che ha le mani in pasta dovunque si trivelli oltre i mille metri di profondità. «Nel deepwater - osserva Soave - l' estrazione avviene a 50-100 chilometri dalla costa, oltre il bordo della piattaforma continentale: il fondo da perforare sta sotto di due-tre chilometri e ci vuole ancora qualche chilometro per arrivare alle sacche petrolifere. I costi, come si può immaginare, sono molto più elevati rispetto ai sistemi tradizionali: per estrarre un barile di greggio in queste condizioni si spendono circa 15 dollari, rispetto ai 2-3 dollari delle zone più facili, come il deserto arabico. Una spesa, peraltro, che le compagnie possono ampiamente permettersi». L' International Energy Agency calcola che il costo medio di perforazione sia più che raddoppiato, in termini reali, dall' inizio degli anni ' 90. Ma con un prezzo del petrolio ampiamente triplicato, si può fare. Chevron prevede per quest' anno un incremento del 30% degli investimenti in esplorazione e anche Lukoil punta in alto (+28%), mentre Petrobras batte tutti i record con un balzo che sfiora il 70%. L' Eni si difende, alzando la posta del 10%. Del resto, non c' è altra scelta. La domanda cresce costante dal 3 al 5% all' anno e l' oro nero non si trova più nel cortile di casa. Come dimostra la difficile perforazione offshore dell' Eni a Kashagan o il gigantesco progetto Shell a Sakhalin, le major devono abituarsi ad andarlo a cercare in condizioni sempre più estreme. E la nuova frontiera della ricerca è il deepwater: «Le major - commenta Soave - fanno a gara per accaparrarsi i lotti migliori. I giacimenti del Mare del Nord ormai non coprono che il 10% del mercato. Il Golfo del Messico conta per il 15-20%. Ma i pozzi più ricchi, quelli dove c' è greggio da estrarre ancora per molti anni, sono al largo dell' East Africa e del Brasile». La produzione mondiale nel deepwater è balzata dal milione di barili al giorno del ' 98 ai 4 milioni dell' anno scorso ed è destinata a raddoppiare entro la fine del decennio. A tutto vantaggio delle aziende come Socotherm, che domina sul mercato dei tubi per le estrazioni in acque profonde con una quota del 60%. «Una volta trovata la vena giusta - dice Soave - per far risalire il petrolio in superficie da quelle profondità bisogna attraversare strati di acqua talmente fredda che il greggio tende a congelarsi nei tubi. I nostri rivestimenti termici sono essenziali per portare a buon fine l' estrazione». Tanto che ormai l' azienda di Adria è presente in tutte le zone calde: dal Brasile con Petrobras al largo della Nigeria con ExxonMobil e Shell, passando per l' Angola con Bp e Chevron.

Tornado Cina sulle materie prime

È la Cina, naturalmente! Dal petrolio al carbone, dall' oro ai diamanti, tutti i movimenti sul mercato delle materie prime quest' anno e negli anni a venire hanno un solo motore principale: la fame di crescita del colosso asiatico. L' effetto traino del boom che sta interessando il celeste impero, accoppiato a quello dei vicini indiani, farà aumentare d' ora in poi la domanda mondiale di energia dell' 1,6% all' anno, un ritmo ben più sostenuto degli anni scorsi, fino a raggiungere il 50% in più rispetto al fabbisogno attuale nel 2030. Di pari passo cresce il consumo di combustibili fossili, dal petrolio al gas naturale, passando per il carbone. La stessa Cina che spinge la domanda, per fare un esempio, ha in programma l' installazione di nuove centrali a carbone per 50 mila megawatt, una dimensione quasi equivalente alla potenza complessiva di generazione disponibile in Italia. Secondo il World Energy Outlook 2005, il rapporto annuale dell' Agenzia internazionale per l' energia, saranno necessari ben 17 mila miliardi di dollari d' investimenti (sarebbe a dire 1,86 miliardi al giorno), nel prossimo quarto di secolo per far fronte all' aumento del fabbisogno. Il petrolio resterà la principale fonte di energia primaria e la domanda mondiale, oggi a 85 milioni di barili al giorno, salirà a 115 milioni nel 2030. Il gas naturale, per cui l' Aie prevede una crescita folgorante del 75% (a un tasso medio annuo che supera il 2%), scavalcherà il carbone come fonte di energia primaria, mentre la quota percentuale del nucleare è prevista costante e quella delle fonti rinnovabili si manterrà irrisoria, sotto il 2%. In questo scenario si calcola che il prezzo del petrolio sia destinato a scendere un po' sulle prime, attorno ai 35 dollari, per poi stabilizzarsi a 39, un livello più alto rispetto agli ultimi quindici anni, ma non drammatico. «A patto - specifica Faith Birol, capo economista dell' Aie - che i Paesi del Medio Oriente e del Nord Africa siano in grado di estrarre ed esportare le maggiori quantità di idrocarburi richieste dal mercato». In caso contrario, lo scenario prevede che l' aumento dei prezzi cui abbiamo assistito quest' anno diventi strutturale, stabilizzando le quotazioni del greggio sui 52 dollari. Anche se poi la conseguenza sarebbe una contrazione della domanda e il rallentamento del Pil mondiale. Quanto sia cruciale il ruolo dell' area mediorientale nella produzione di idrocarburi si è dimostrato nelle ultime settimane, con la crisi del mercato del gas britannico, dove i prezzi hanno raggiunto in pochi giorni valori 10 volte superiori al normale e di conseguenza le quotazioni dell' elettricità sono schizzate a 80 sterline per megawattora, ben oltre i salatissimi prezzi italiani. «Le cause - spiega Davide Tabarelli del Rie - sono semplici: la capacità produttiva si riduce in presenza di continua crescita della domanda. La produzione del Mare del Nord, che fra il ' 95 e il 2000 era raddoppiata a 105 miliardi di metri cubi, da due anni è in sensibile calo e quest' anno si avvicinerà ai 90 miliardi. Al contrario, la domanda continua stabilmente a salire oltre i 100 miliardi». Sbalzi simili nel prezzo del gas sono accaduti negli stessi giorni anche in Germania e in Francia. Qui non ancora, ma l' Italia è l' unico Paese al mondo che abbia scelto di affidarsi al gas per gran parte della produzione elettrica, circa il 60% nel 2010, mentre negli altri Paesi industrializzati si continuerà ad usare abbondantemente il carbone e il nucleare. La vasta diffusione del carbone in diverse aree del globo ne fa un combustibile sempre più popolare, al riparo dalle incertezze geopolitiche mediorientali: i cinesi, al primo posto nella graduatoria dei produttori, quest' anno ne hanno consumato talmente tanto da far salire l' import del 30%, passando dalla parte degli importatori netti e imprimendo una netta impennata alle quotazioni mondiali. Il fenomeno potrebbe ripetersi anche nel 2006, ma sul lungo periodo la produzione cinese di carbone crescerà, fino a raggiungere nel 2010 la cifra record di 2,4 miliardi di tonnellate. È sempre Pechino ad alimentare l' aumento dei prezzi delle altre commodities: le quotazioni record dell' alluminio subiscono la pressione di una crescita annua dei consumi cinesi del 7,2%, mentre la corsa dell' oro va di pari passo con l' apertura dello Shanghai Gold Exchange e la liberalizzazione del commercio dell' oro nel celeste impero. Per la prima volta in oltre cinquant' anni, i cinesi possono accedere a una forma d' investimento considerata fino a ieri «degenerata» dal partito comunista, che l' aveva severamente proibita fin dai primi giorni del suo regime, nel lontano 1949. Il buon momento dell' oro, dell' argento e del platino, naturalmente, dipende anche dalla loro attrazione generale come beni rifugio contro la minaccia dell' inflazione. Perfino i diamanti, spinti dalla domanda cinese e indiana, brillano più che mai: i prezzi delle gemme grezze continuano a salire e l' offerta non riesce a tenere il passo, mentre i tradizionali centri di taglio soffrono la concorrenza spietata delle nuove realtà asiatiche.

Eni, la nuova strategia di Scaroni

Nulla sarà più come prima. Il punto di svolta, per l' Eni di Paolo Scaroni, è il caso Gazprom. La lezione del brutto accordo russo - firmato in maggio dal direttore della divisione Gas & Power Luciano Sgubini, disfatto in ottobre con un blitz a Mosca da Scaroni in persona e riproposto in questi giorni in veste «ripulita», come Scaroni ha anticipato settimana scorsa nel «memorandum»in Turchia - porterà a San Donato una nuova politica del gas e nei prossimi mesi anche un avvicendamento al vertice fra Sgubini e Vincenzo Cannatelli, che ha lasciato la guida del mercato e del gas in Enel. Le mosse di Scaroni, che con il suo gesto ha dato corpo alla svolta, puntano tutte nella stessa direzione: allargare la torta del gas ad altri mercati di sbocco piuttosto che combattere, come si è fatto fino a oggi, per mantenere a tutti i costi il monopolio assoluto sul mercato italiano, controllando i rubinetti d' entrata per non far arrivare troppo metano. L' inversione di rotta comporterà un progressivo sbottigliamento dell' import, fino a trasformare l' Italia in un hub del gas europeo, com' era l' Olanda prima che i giacimenti nel Mare del Nord fossero sfiatati, e com' è oggi la Svizzera per il mercato elettrico continentale. A pilotare la svolta, secondo voci sempre più insistenti, dovrebbe essere proprio Cannatelli, che ha guidato fino a pochi giorni fa la scelta espansiva di Enel nel gas, trasformando l' ex monopolista elettrico nel secondo operatore del metano in Italia, con l' 11% del mercato. Le condizioni per saltare sul treno dell' export di gas ci sono tutte: il fabbisogno di metano in Europa sta crescendo rapidamente, di pari passo con la proliferazione di centrali elettriche a gas, e il Belpaese è piazzato proprio in mezzo al Mediterraneo, in posizione strategica di raccordo fra l' Europa continentale e i giacimenti di gas del Nord Africa e dell' Asia Centrale. Due metanodotti, più altri due in costruzione, ci collegano alla sponda sud del Mediterraneo, e altri due si dipartono a nord verso Russia e Olanda. Al centro della ragnatela, l' Italia può diventare il punto privilegiato d' interscambio, agendo sulle leve dell' import e dell' export a seconda delle convenienze. In questo quadro l' alleanza con Gazprom - rafforzata dal preaccordo in via di definizione, che allarga la collaborazione anche al petrolio - è altamente strategica: il Tag, infatti, attraversa tutto il Centro Europa e basterebbe mettersi d' accordo con i russi per piazzare insieme un po' del loro gas nei mercati intermedi, cammin facendo. Ma Scaroni non si accontenta dei tubi: «L' Italia - ha detto recentemente - si liberi dalla dipendenza dalle pipeline», costruendo impianti di rigassificazione per il gas naturale liquefatto (Gnl). Anche questa è una novità: dagli anni ' 60, quando è stato costruito il terminale di Panigaglia, l' Eni si è tenuta alla larga dai rigassificatori, considerati veicoli di concorrenza su un mercato in cui l' offerta doveva rimanere contenuta per non rischiare di abbattere i prezzi. Che cos' è successo nel frattempo? Sotto la guida di Vittorio Mincato, l' Eni è diventata la sesta potenza petrolifera mondiale e ha aumentato il suo output del 70% a 1,8 milioni di barili (olio e gas) al giorno. E d' ora in poi, con il caro greggio che manda i prezzi in orbita, crescere ai ritmi del passato sarà complicato. Perciò Scaroni preferisce aprire a nuovi orizzonti.

L'Eni guiderà le major a Kashagan

Ad Astana, sulla riva del Caspio, Vittorio Mincato ha firmato il suo destino. Nei prossimi 15 anni l' Eni investirà 5 miliardi di dollari nello sviluppo di uno dei più grandi giacimenti di petrolio mai scoperti, Kashagan, nell' offshore kazako. Dai primi pozzi sgorgheranno 75mila barili di petrolio al giorno nel 2008, da aumentare gradatamente fino a 1,2 milioni di barili al giorno quando la produzione sarà a pieno regime. Ma il dato centrale, per Mincato, è un altro: «Anche qui siamo riusciti a ottenere la guida operativa, l' operatorship del progetto». Nel settore dell' esplorazione e dello sviluppo di idrocarburi, infatti, è prassi consolidata che la partecipazione a un progetto venga suddivisa fra più compagnie, al fine di ripartire il rischio. A Kashagan sono della partita anche Shell, Total, ExxonMobil, ConocoPhillips e la giapponese Inpex, ma sarà l' Eni a guidare il consorzio, un ruolo considerato un tempo quasi esclusivo dei big del petrolio britannici o americani. Perché essere operatori di un progetto è così importante? «Attraverso l' operatorship una compagnia ha la responsabilità dello sviluppo di un giacimento, perciò decide e sperimenta tecniche e tecnologie di gestione, programma la spesa e controlla direttamente l' evoluzione dei costi, è l' interlocutore diretto delle autorità che sovrintendono l' attività petrolifera. L' operatorship è l' elemento discriminante fra la cultura di una grande compagnia globale e quella di una piccola o media compagnia regionale. Con il lavoro svolto in questi anni, oggi oltre il 60% della produzione internazionale di petrolio e di gas dell' Eni nel mondo è operata direttamente dalla società. L' obiettivo è di superare il 70% nel 2006». Il vostro obiettivo di produzione, alla lunga, è di superare i due milioni di barili al giorno «Il target 2007 è di arrivare a 1,9 milioni di barili. Ma è evidente che continuando a questo ritmo prima o poi toccheremo i due milioni. Negli ultimi 4 anni, del resto, l' Eni è riuscita a fare metà di quanto aveva realizzato in quasi 50, partendo da una produzione di un milione di barili al giorno e superando più volte i target che ci eravamo prefissi. Perciò questa nuova sfida non mi spaventa. Naturalmente lo sforzo aumenta in maniera esponenziale: più si produce e più bisogna ricostituire le riserve. Una cosa è ripianare un "buco" da un milione e mezzo di barili al giorno, altra cosa è ripianare 3 o quattro milioni di barili come fanno le major». E' lo scotto da pagare diventando una società globale «Naturalmente ci sono anche le soddisfazioni. L' anno scorso un investitore americano mi ha chiesto ad esempio se abbiamo intenzione di andare negli Usa. Si tratta di una domanda molto significativa, vuol dire che ormai le resistenze del mercato a considerarci una grande compagnia sono state superate. Entrando in una logica da public company, l' opinione degli investitori per noi conta moltissimo ». Non è una logica che contrasta con l' azionista pubblico che avete ancora? «In realtà si tratta di un azionista con idee chiare e discreto, che ci ha sempre lasciato lavorare. Certo, prima di firmare un grosso contratto una frase al Tesoro va detta, ma non ci sono mai state interferenze nelle scelte aziendali. Del resto è la prima volta che nel Cda non c' è il consigliere di nomina del ministero dell' Economia». E il problema della contendibilità? «Non è il 20 o 30% in mano allo Stato che limita la contendibilità di un' azienda, come si vede in altri casi del settore energetico, ma sono le condizioni politiche generali. Se il capo azienda è imposto dall' alto, per gli altri consiglieri è molto più difficile mettere in discussione le sue decisioni. Ma finora non è stato così: sia io che l' amministratore delegato precedente siamo uomini Eni, arrivati al vertice dall' interno». Lei condivide con la sua squadra una carriera tutta interna al gruppo. Non c' è un problema di isolamento rispetto alle altre compagnie? «Non direi. L' Eni ha sempre avuto ambizioni internazionali. L' apertura al mondo l' abbiamo vissuta qui dentro». E con l' incorporazione in Eni delle principali società operative, che ha verticalizzato molto le funzioni, non si sente un po' un dittatore? «Dopo 47 anni di lavoro all' Eni, più della metà in posizioni di vertice, credo di non essere presuntuoso se penso di guidare l' azienda con autorevolezza più che con autorità. Il nostro è un lavoro di squadra: ogni strategia viene discussa e condivisa con i manager competenti. Certo abbiamo dovuto smontare una serie di autonomie che appesantivano i processi decisionali. Ma è stata una rivoluzione che è andata a tutto vantaggio dell' efficienza della compagnia e di cui oggi raccogliamo i frutti».

La sfida dell'Eni: rinnovare la squadra

Oltre 5,5 miliardi di euro di utili. Una produzione di un milione e mezzo di barili di petrolio al giorno. L' Eni corre per raggiungere il manipolo di testa delle Big Five, da cui ogni anno la distanza si accorcia. Correre è necessario per sopravvivere in un contesto sempre più competitivo, ma crescere a questo ritmo senza seguire la strada delle fusioni, come hanno fatto le altre compagnie petrolifere negli anni ' 90, non è facile. Per farlo serve una squadra compatta, omogenea e leale: impresa non facile in un Paese di primedonne, dove le operazioni grandi e complesse di solito finiscono male. L' Eni questa squadra ce l' ha. Ventuno top manager, accanto al presidente Roberto Poli: Vittorio Mincato (amministratore delegato), i tre direttori generali Stefano Cao, Luciano Sgubini, Gilberto Callera; i nove direttori corporate Fabrizio D' Adda, Vittorio Giacomelli, Carlo Grande, Roberto Jaquinto, Marco Mangiagalli, Leonardo Maugeri, Eugenio Palmieri, Luigi Patron e Renato Roffi; l' assistente dell' amministratore, Piergiorgio Ceccarelli; i presidenti delle società del gruppo Alberto Meomartini (Italgas), Salvatore Russo (Snam Rete Gas), Pietro Franco Tali (Saipem), Giorgio Clarizia (Polimeri Europa), Giuseppina Fusco (Sofid), Carmine Cuomo (Syndial) e Francesco Zofrea (EniTecnologie). Età media 58 anni. Non pochi, ma necessari in un business che ha bisogno di tempi lunghi. Ora la sfida è passare il testimone alla prossima generazione, ai circa 200 dirigenti che sono stati addestrati per impugnarlo. «Il punto forte della squadra sono gli obiettivi, condivisi e conosciuti». Condivisi e conosciuti sono le parole chiave di Stefano Cao, 53 anni, il più giovane dei tre direttori generali. Nato a Roma da una famiglia di origini sarde, Cao ha dal 2000 la responsabilità di esplorazione e produzione, l' attività centrale dell' Eni. Ingegnere meccanico, segue il core business del gruppo dopo 24 anni passati alla Saipem, tra buchi impossibili e piattaforme marine, fino a diventarne presidente nel ' 99. «Sono entrato in Saipem appena laureato e i primi 12 anni li ho trascorsi in mare. Ho contribuito a posare la condotta Italia-Algeria, il cordone ombelicale che ancor oggi ci collega all' Africa. Arrivato al vertice di Saipem mi hanno chiamato in Eni a dirigere esplorazione e produzione. Così ho saltato la barricata e sono passato dalla parte dei clienti». Balzo con ricadute di vasta portata: l' acquisizione delle britanniche British Borneo e Lasmo nel 2000, della finlandese Fortum Norway nel 2002 e l' attribuzione all' Eni nel 2001 della guida operativa nello sviluppo del campo kazako di Kashagan hanno inaugurato la stagione della crescita a tappe forzate che dura ancora. Le acquisizioni hanno portato nel gruppo dirigente di Eni, che conta in tutto circa 1.650 manager, 200 stranieri, fra cui Hugh O' Donnell, capo di Saipem. Esperienza sul campo e disponibilità a lavorare all' estero sono comuni a tutti i componenti della squadra di vertice. Luciano Sgubini, classe 1940, direttore generale della divisione gas ed energia, è stato per 30 anni in Agip fino al ' 98, quando ha gestito l' incorporazione della società di esplorazione e produzione nella capogruppo. «Pochissimi erano preparati a questo passaggio: abbiamo dovuto far incontrare per strada culture diverse, ma il forte senso di appartenenza al mondo Eni ci ha permesso di appianare le difficoltà», racconta. Ingegnere minerario, nato a Roma da famiglia triestina, Sgubini ha passato anni all' estero «prima in Nigeria, poi in Angola e infine in Libia, proprio nel periodo della crisi con gli americani e del bombardamento su Tripoli». Nel ' 96 è amministratore di Agip, poi affronta l' incorporazione. E visto che gli è venuta bene, chiamano di nuovo lui quando arriva il momento di incorporare Snam in Eni e separare la rete gas per quotarla in Borsa nel 2001. Da allora si occupa di gas a tempo pieno, un business in grande evoluzione viste le limitazioni sul mercato domestico, bilanciate con la crescita all' estero. Su questo fronte è stato completato il gasdotto Blue Stream, che trasporterà dalla Russia alla Turchia 16 miliardi di metri cubi di gas, e sono stati assegnati i contratti per la costruzione di Green Stream, che collegherà Sicilia e Libia. Sull' espansione all' estero è concentrato anche Gilberto Callera, «l' uomo del mercato». Nato a Bologna nel ' 39, Callera ha in mano raffinazione e marketing, attività che erano di AgipPetroli prima dell' incorporazione nel 2002. Unico dei tre direttori generali a essersi fatto le ossa fuori casa, per 10 anni in Shell, Callera è approdato all' Agip nel ' 74, arrivando ai vertici di AgipPetroli nel ' 96, per portarla infine all' incorporazione nel 2002. «Come venditori - spiega Callera - trasmettiamo ai vertici Eni la cultura del mercato, le esigenze dei clienti, di cui si devono anticipare gli orientamenti. Ci stiamo sviluppando in Spagna, Francia, Svizzera, Austria, Repubblica Ceca, Ungheria e Romania, con un' espansione che si concentra attorno alle aree dove abbiamo impianti di raffinazione». Callera parla di bisogni, di nuovi prodotti come il bludiesel e si chiarisce il senso dell' integrazione verticale che in questi anni Eni ha portato a termine: eliminando i diaframmi tra le varie realtà del gruppo con l' incorporazione delle tre principali società operative, Eni ha certamente guadagnato in rapidità decisionale e uniformità di gestione. Anche la riunificazione di pianificazione e sviluppo con la direzione esteri nella direzione strategie, con a capo Leonardo Maugeri, si muove in questo senso. Oltre a elaborare il piano industriale quadriennale, si punta il cannocchiale più in là, con un masterplan sulle variabilio strategiche di lungo periodo, che per quest' anno arriva al 2015. Per il direttore finanziario Marco Mangiagalli, l' incorporazione delle varie società operative nella capogruppo è stata una benedizione, perché i mercati finanziari non amano le holding. «Dopo la privatizzazione del ' 95, ci sono voluti anni per farci conoscere dagli investitori, per spiegare che ci muoviamo con la stessa logica delle grandi compagnie petrolifere», spiega. E il mercato l' ha capito, anche se il titolo Eni viene ancora trattato a sconto per la presenza di un azionista pubblico, che ne esclude la contendibilità. I fondi internazionali - termometro della fiducia del mercato - detengono oggi il 42% del capitale di Eni, contro il 22% del 2000. Più del Tesoro.

L' Eni tratta per Nasiriya

Per i soldati americani Nasiriya è il luogo dell' imboscata, è l' immagine scioccante dei compagni feriti esibiti in tv. Per l' industria italiana invece è la testa di ponte che potrebbe aprirci la strada ai pozzi iracheni. I giacimenti lungo la riva dell' Eufrate, a metà strada fra Bassora e Bagdad, sono tra i più vasti conosciuti in Iraq, con una portata di circa 300 mila barili al giorno e riserve stimate di due miliardi e mezzo di barili. L' Eni è da anni in trattative con il governo iracheno per il loro sfruttamento, insieme alla spagnola Repsol. E anche se per ora non ha impianti in loco, resta il fatto che i negoziati Bagdad hanno consentito alla compagnia di Vittorio Mincato di raggiungere una certa familiarità con la controparte irachena che tornerà molto utile nel dopoguerra. Ma nella lotta per il controllo del petrolio iracheno il piazzamento migliore va ai russi della Lukoil, insediati fin dal ' 97 sui giganteschi giacimenti, stimati attorno ai 15 miliardi di barili, che dormono sotto la leggendaria pianura di Qurna alla confluenza del Tigri e dell' Eufrate, uno dei luoghi collegati dagli antichi al giardino dell' Eden. Anche se il contratto con Lukoil è stato più volte denunciato da Bagdad, che chiedeva a Mosca di cominciare a scavare in violazione dell' embargo, saranno certamente i russi i primi a esercitare i propri diritti a guerra finita. Già oggi vendono quasi la metà del petrolio iracheno che finisce poi sul mercato Usa, fra i maggiori acquirenti del greggio di Bagdad. Anche i francesi possono vantare una lunga relazione con Bagdad, tanto che Jacques Chirac è uno dei pochi politici occidentali ad aver ricevuto una visita di Saddam nel lontano ' 79. Non a caso l' altro maggiore pretendente ad una fetta del petrolio iracheno è il gruppo franco-belga TotalFinaElf, che ha messo le mani sul giacimento di Majnoon, nel Sud, stimato in almeno 20 miliardi di barili. Certo, alla fine della guerra la competizione si farà più dura, con l' entrata in campo delle major americane e britanniche, ma quale che sia l' orientamento del dopo Saddam è probabile che gli impegni presi dal regime precedente in un modo o nell' altro vengano onorati.