Le operazioni di fusione e acquisizioni sono diventate sempre più frequenti e rapide adattando il contesto al ribasso dei prezzi e alla scarsità di nuovi giacimenti petroliferi.
L’industria petrolifera del Mare del Nord sta rivivendo una fase dei rinascita dopo il crollo dei prezzi del 2014, aiutata dall’impegno delle major europee e dalle trasfusioni di capitali privati.
SI ADATTA A PREZZI PIÙ BASSI E MINORI GIACIMENTI PETROLIFERI
Considerato come un settore minacciato prima del crollo dei prezzi e poi dall’esaurimento delle risorse, negli ultimi tempi il Mare del Nord sta mostrando segnali che l’industria nata negli anni ’60 con una grande dose di know-how americano, si stia adattando al ribasso dei prezzi e alla scarsità di nuovi giacimenti petroliferi.
PIÙ FREQUENTI E RAPIDE LE OPERAZIONI DI FUSIONE E ACQUISIZIONE
Le operazioni di M&A (fusioni e acquisizioni) sono diventate sempre più frequenti e rapide. Solo nel 2018 sono da segnalare l’acquisto da parte di Total della danese Maersk Oil, la creazione da parte di Eni della joint venture con la norvegese Var Energi e l’acquisto da parte di Neptune Energy della norvegese VNG Norway e del braccio upastream della francese Engie.
QUEST’ANNO SI REGISTRA UN FLUSSO COSTANTE DI NUOVI PROGETTI E DI PRODUZIONE
Non solo. Sempre quest’anno è da registrare un flusso costante di nuovi progetti e di produzione. I campi che dovrebbero iniziare a dare i loro frutti nel 2019 includono il gigante norvegese Johan Sverdrup a novembre, il giacimento di gas e condensati di Total Culzean al largo del Regno Unito e il giacimento di olio pesante Mariner di Equinor, sempre nelle acque del Regno Unito. La produzione petrolifera dell’isola è rimasta di circa 1 milione di barili al giorno grazie, in parte, al miglioramento delle prestazioni del complesso tecnicamente impegnativo di Elgin-Franklin, gestito da Total, e alle ristrutturazioni dei giacimenti di Clair e Schiehallion da parte di BP. Il passaggio delle condotte Brent e Forties e del terminale di Sullom Voe da BP a operatori più piccoli e più concentrati è stato considerato un successo. La produzione petrolifera norvegese, sebbene maggiore di quella britannica, è stata più capricciosa. La produzione petrolifera del paese scandinavo è scesa del 6% rispetto allo scorso anno nei primi 11 mesi del 2018, a 1,85 milioni di barili giornalieri.
PER LE MAJOR EUROPEEE LE EFFICIENZE RAGGIUNTE NEL MARE DEL NORD HANNO VANTAGGI A CATENA PER I LORO PORTAFOGLI
Le major europee difendono la loro continua presenza, sostenendo che le efficienze raggiunte nel Mare del Nord hanno vantaggi a catena per i loro portafogli. Equinor, controllato dallo Stato (la ex Statoil), afferma che trasferirà le sue esperienza nella ripresa petrolifera norvegese al maturo campo brasiliano di Roncador, di cui ha acquistato una partecipazione nel 2017.
MA CI SONO ANCHE DELLE CRITICITÀ 
Ma non è tutto oro quello che luccica e non tutti sono usciti indenni dal crollo dei prezzi petroliferi: Premier Oil ed EnQuest, ad esempio, hanno accumulato debiti rispettivamente per 2,8 miliardi e 2 miliardi di dollari durante la recessione. E la volatilità dei prezzi continua a destabilizzarli. Lo stesso dominio statale dell’industria norvegese, sotto forma di Equinor e della holding statale Petoro, ha i suoi critici. Alcuni sostengono che Equinor non possa prestare sufficiente attenzione a tutti i 40 campi norvegesi in cui opera e al suo portafoglio internazionale. I recenti difetti di produzione non sono una buona pubblicità. Ma operazioni ibride come la creazione di Var Energi da parte di Eni insieme alla società di private equity HitecVision dovrebbero iniettare dinamismo, facendo eco a un’operazione simile di BP nel 2016 che portò alla creazione di Aker BP.
INDUSTRIA NORVEGESE FORTUNATA, MENO QUELLA BRITANNICA
La mancanza di scoperte petrolifere per ricostituire la produzione rimane un problema a lungo termine, almeno per il Regno Unito. L’industria norvegese sembra relativamente fortunata; la svedese Lundin Petroleum, ad esempio, ha avuto successo nel Mare di Barents, con importanti investimenti che stanno procedendo frutti grazie all’inserimento di Equinor nel progetto petrolifero Johan Castberg, che entrerà in funzione nel 2022. Lundin spera che la sua scoperta soprannominata “Alta”, stimata insieme al vicino giacimento di Gohta in 115-390 milioni di barili equivalenti al giorno, diventi il quarto hub petrolifero del Mare di Barents, insieme al Johan Castberg, a Goliat di Eni e Wisting di OMV. L’attività di perforazione esplorativa nel Regno Unito è scesa invece al livello più basso degli ultimi 40 anni, con 15 pozzi di esplorazione e valutazione “trivellati” nel 2018, e alcune società che hanno rinunciato agli impegni di perforazione. Le speranze del Regno Unito per i progetti più grandi si concentrano principalmente nell’area costosa e tecnicamente più difficile delle Shetland occidentali. Total dovrebbe mettere rapidamente in funzione la grande scoperta di gas a ovest delle Shetland di quest’anno, Glendronach. Ma c’è incertezza sulla produttività dei giacimenti petroliferi “fractured basement” della Hurricane Energy, il primo dei quali, Lancaster, dovrebbe entrare in funzione nel 2019. Mentre Equinor rimane vaga sul suo progetto di 300 milioni di barili di petrolio di Rosebank, rilevata dalla Chevron. Malgrado la resilienza del settore, tuttavia, il ritmo profondamente differente a cui stanno marciano le major americane grazie allo shale oil non fa che sottolineare il declino del Mare del Nord all’interno del mercato globale.