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a fliera industriale italiana dell’oil&gas è nel frattempo hanno triplicato i propri investimenti
da sempre un riferimento grazie alla sua annuali fno a superare i 200 miliardi di dollari nel
capacità di fornire servizi a elevata qua- 2013. Per esempio, analizzando i programmi Ca-
lità, nonostante oggi si senta più alta la pex di un panel di Major, si evidenzia come, a fronte
pressione competitiva delle altre fliere. di investimenti pari a 1400 miliardi di dollari in 10
L Negli ultimi anni, l’emergere di alcune anni, la produzione in barili equivalenti sia rimasta
nuove sfde sta strutturalmente modifcando il con- costante (fgura 1).
testo competitivo. Assistiamo infatti all’esplosione
di mercati come lo shale gas, l’accelerazione del- L’infazione dei costi in ambito upstream
l’LNG (Liquifed Natural Gas), la spinta dell’esplora-
zione ai confni più estremi del deepwater e dell’Ar- e gli scostamenti rispetto al budget
tico. E, parallelamente alla ricerca di nuove risorse, dei progetti spiegano l’aumento degli
si tende a sfruttare al meglio quelle esistenti: sia investimenti oil&gas nonostante livelli di
migliorando il recovery sia migliorando l’effcienza produzione analoghi al passato
dell’impiego dei capitali.
I macrotrend in cui la fliera italiana si trova a opera-
re sono delineati e da questi derivano alcune chiare Due sono le cause principali di questo fenomeno:
sfde che, per essere trasformate in opportunità, da un lato l’infazione dei costi in ambito upstream,
necessitano una valutazione e defnizione di una dall’altro il fatto che mediamente i progetti sono
strategia appropriata. fuori budget e in ritardo.
A supporto di questa rifessione, di seguito analiz- Tutto ciò si rifette nelle performance economiche
ziamo: degli operatori che hanno saputo meglio interpreta-
• i principali trend di mercato per il settore re il mercato, in particolare i grandi player OFS (Oil
oil&gas, essenziali per comprendere l’origine Field Services).
delle nuove opportunità; I livelli attuali del prezzo del petrolio rendono econo-
• le principali caratteristiche ed evidenze relative micamente accessibile lo sfruttamento delle risorse
alle specifche sfde identifcate; non convenzionali. Ci si attende quindi una forte
• le potenzialità per la fliera impiantistica italiana accelerazione di estrazione da giacimenti di frontie-
di trasformarle in opportunità di business. ra: deepwater, unconventional e Artico.
Il contesto dell’impiantistica presenta quindi pro-
I macrotrend globali spettive positive, ma richiede un corretto posizio-
namento per trasformare le sfde in opportunità.
del mondo oil&gas
Da un punto di vista del consumo di risorse ener- Le opportunità

getiche mondiali si osserva che il consumo com- e le sfde all’orizzonte
plessivo di risorse crescerà dagli 8 miliardi di ton-
nellate di olio equivalente (toe) degli anni ’90 fno a Dai trend appena descritti derivano le sei principa-
raddoppiare a circa 16 miliardi di toe verso il 2030. li sfde che oggi l’impiantistica industriale si trova
Fig. 1 - Andamento storico L’oil&gas manterrà un peso sempre di circa il 50% di fronte: recovery, deepwater, Artico, shale, LNG
del Capex upstream (miliar- del totale. e capital effciency. Ognuna di esse ha specifche
di di dollari) e produzione
(milioni BOE) (Fonte: analisi Le Major Oil Company producevano nel 2002 la caratteristiche e la fliera italiana può essere più o
Bain & Co.) stessa quantità di barili che producono oggi ma meno adatta a competere con successo per tra-
sformarle in opportunità.

Recovery
Ad oggi il tasso di recovery delle risorse è stima-
to mediamente attorno al 30%. Circa il 70% del-
le riserve non è recuperata. Si assiste inoltre a un
generale trend di “invecchiamento” dei pozzi, che
con il tempo richiedono sempre più spesso l’appli-
cazione di tecniche di artifcial lift per poter essere
sfruttati adeguatamente.
Dati i volumi in gioco, migliorare il fattore di recu-
pero dei giacimenti, anche in modo contenuto,
potrebbe impattare signifcativamente sulla pro-
duzione. Un aumento dell’1% nel recovery factor
porterebbe infatti a un incremento dell’offerta pari a
circa 2-3 anni equivalenti di produzione.
Sia gli operatori Oil Field Services che le Oil Com-

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