Le strategie delle compagnie petrolifere dal 1970 a oggi - Treccani

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 

VOLUME IV / ECONOMIA, POLITICA, DIRITTO DEGLI IDROCARBURI 

5.2 

Le strategie 

delle compagnie petrolifere 

dal 1970 a oggi 

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). 

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 $) 

* 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 

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) 

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 

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 

10,8

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 


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. 

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. 

303


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

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. 



tab. 3. L’occupazione nelle compagnie petrolifere in diversi anni (numero di occupati) 

* ExxonMobil. 

** Comprende Amoco e Arco. 

*** ChevronTexaco. 

Fonte: Rapporti annuali delle compagnie; «Fortune Global 500», 1970-2004. 

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 *** 

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 

305


tab. 4. Media annua delle spese per investimenti nell’industria del petrolio e del gas 

sostenute dalle imprese selezionate, 1970-2004 (10 6 $) 

* 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. 

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 

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 


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 

307


ROYAL DUTCH/SHELL GROUP 

Fonte: Rapporti annuali delle compagnie. 

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) 


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 

309


tab. 6. Riduzione di capacità da parte delle compagnie petrolifere negli anni Ottanta (Cibin e Grant, 1996) 

Variazione 

nella capacità di 

raffinazione operativa * 

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 

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. 

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. 


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 

311


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. 


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 



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 

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. 

313


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 


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. 

315


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. 

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) 

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 

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. 


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 

Compagnia 



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 

tab. 10. Risultati finanziari delle major internazionali del petrolio e del gas (2002-2004) 

BP 285,1 


Vendite (109 $) Reddito netto (109 $) 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 

317


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, 


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; 

319


• 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. 

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Robert Grant 

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Le strategie delle compagnie petrolifere dal 1970 a oggi - Treccani

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