Stefano Porcari, COO E&C Offshore Division de Saipem S.p.A et dg de Saipem s.a.

2019-04-01T17:58:51+02:00

« La technologie est le futur de notre industrie »

Pour faire face au nouveau contexte de marché issu de la crise pétrolière, le groupe de services pour l’industrie de l’Oil & Gas a engagé une évolution de sa stratégie et de son organisation. Au-delà des grands projets pétroliers et gaziers, sa division E&C Offshore se positionne notamment sur les secteurs des énergies marines renouvelables et du démantèlement des infrastructures offshore. Elle mise également sur l’innovation technologique pour renforcer l’attractivité de son offre.

Note : cet entretien a fait l’objet d’une publication dans le numéro 1856 de la revue « Pétrole et Gaz-Energies nouvelles » (mai/juin 2018).

De marine contractor dans les années 70, puis EPCI contractor, Saipem se positionne aujourd’hui en tant que Global Solutions Provider.

Pétrole & Gaz-Energies Nouvelles : Comment le groupe Saipem s’est-il adapté à la crise pétrolière initiée en 2014 ?

Stefano Porcari : Comme vous le savez, cette crise pétrolière a provoqué une baisse importante des investissements dans l’amont pétrolier et gazier notamment au cours des années 2015 et 2016. Cette situation a bien évidemment impacté fortement notre activité. Ainsi, notre chiffre d’affaires dans l’offshore est passé d’environ 6,5 milliards d’euros en 2014 à 3,7 mds€ en 2017. Il était donc indispensable que nous adaptions notre organisation et notre stratégie au nouveau contexte de la compétition. Pour cela, nous avons engagé une évolution de notre groupe qui s’est traduite dès 2015 par la mise en œuvre de l’initiative « Fit for the Future ». Au-delà d’une démarche de réduction de nos coûts opérationnels, nous avons organisé notre stratégie autour de quatre piliers principaux : le marché stratégique, la technologie et notamment la digitalisation, la diversification de nos activités et enfin l’asset efficiency.

PGEN : Comment cette évolution s’est-elle concrétisée ?

SP : L’un des principaux changements a été la création, au sein du groupe Saipem, de cinq divisions : E&C Offshore, E&C Onshore, Drilling Onshore, Drilling Offshore et Xsight. L’objectif étant de donner à chacune d’elles plus d’autonomie dans la décision et leur permettre d’être plus orientées vers leur marché. C’est une évolution culturelle très importante pour notre groupe. Il n’existe pas d’autres entreprises comme Saipem dans le monde qui soit présente tout à la fois aussi bien dans le forage et la construction onshore et offshore. De marine contractor dans les années 70, Saipem était ensuite devenu un EPCI contractor et aujourd’hui nous sommes un Global Solutions Provider. Par ailleurs, nous avons décidé de rééquilibrer notre portefeuille de clients en nous positionnant aussi sur des activités qui ne sont pas directement liées aux investissements des compagnies pétrolières, comme les opérations de maintenance et l’ingénierie de démantèlement des infrastructures et des installations ainsi que les énergies renouvelables.

PGEN : Avec la remontée des prix du baril constatée au cours de l’année 2018, quel est aujourd’hui le contexte des affaires ?

SP : Un prix du baril qui se situe entre 70 et 80 dollars est un bon signe. D’ailleurs, les analystes financiers sont plutôt positifs sur la reprise des investissements dans l’amont pétrolier. Il y a déjà eu au cours de l’année 2017 une hausse des dépenses d’investissements de la part des compagnies pétrolières. Cette tendance est faible mais elle est positive. Aujourd’hui, on constate que l’activité commerciale est intense. Cependant, toutes les offres ne se transforment pas en contrat ou en projet. Les compagnies signent des contrats EPCI mais elles ne s’engagent que sur la partie FEED et réservent encore leur décision finale d’investissement. Il y a donc un engagement sur le prix mais le projet n’est pas totalement sanctionné. Les compagnies ne sont pas encore assez confiantes dans la stabilité des prix du baril. Et s’il est vrai que si le seuil de rentabilité des projets est plus bas aujourd’hui, la volatilité du marché du pétrole reste forte.

PGEN : Quelle est le rôle de la technologie dans le développement de votre activité ?

SP : La technologie est le futur de notre industrie. C’est la raison pour laquelle nous la considérons comme l’un des piliers de notre stratégie. Pour Saipem, c’est un élément fort de différenciation. Au cours des années passées, les coûts des projets ont pu être réduits de 30 % non seulement parce que les contracteurs ont baissé leur marge et accepté de prendre à leur compte une partie importante des risques inhérents aux projets, mais aussi parce que des efforts d’innovation ont été réalisés. Par ailleurs, la baisse des prix des commodités comme l’acier, le béton ou l’énergie a participé à cette baisse des coûts des projets. Cependant, lorsque les investissements dans l’amont repartiront, les prix de ces commodités vont également remonter. A terme, cette situation n’est pas durable. Il est donc indispensable de continuer à investir dans la technologie et la digitalisation pour renforcer la compétitivité des projets. La technologie permet de faire évoluer les procédés et d’optimiser l’exécution des projets non seulement dans les phases de construction mais aussi dans la gestion des opérations. Sur ces sujets, nous avons identifié un fort potentiel d’innovation dans le domaine du subsea.

Saipem développe la plateforme de robotique sous-marine Hydrone. Cet AUV (Autonomus Underwater Vehicle) pourra assurer différents usages comme l’inspection ou la maintenance des équipements.

PGEN : Sur quels sujets plus précisément ?

SP : Saipem dispose de nombreux atouts dans le domaine du subsea puisque nous avons notamment développé différentes technologies de subsea processing (traitement sous-marin, ndlr) comme des unités de séparation et l’unité de traitement et d’injection d’eau de mer Springs, développée conjointement avec Total et Veolia. L’idée forte est de déployer sur le fond marin les équipements qui sont traditionnellement positionnés sur les navires et les installations flottantes. Les opérations au fond de la mer étant alors menées grâce à des ROV (Remote Operated Vehicles). Bien évidemment, nous travaillons donc également sur le sujet de la robotique sous-marine et notamment sur le développement de la plateforme Hydrone. Il s’agit d’un AUV (Autonomus Underwater Vehicle) qui pourra assurer différents usages comme l’inspection ou la maintenance des équipements, et apportera beaucoup de flexibilité dans les opérations. Toujours sur ce sujet de la robotique sous-marine, nous avons développé, en collaboration avec Shell Brésil, le FlatFish qui est un AUV dédié aux inspections des structures subsea et des pipelines. Enfin, dans le domaine des activités de subsea tie-back, nous avons réalisé cette année un important investissement avec l’acquisition, en mars dernier, du Constellation qui est un navire de pose de conduites qui opérera principalement dans le Golfe du Mexique et en Mer du Nord.

PGEN : Vous avez annoncé également plusieurs partenariats technologiques…

SP : En effet, nous avons signé en 2017 un accord avec Siemens dans le domaine des systèmes de contrôle des infrastructures sous-marines, et au mois de juillet dernier un accord avec Curtiss-Wright pour développer une nouvelle technologie de pompes subsea pour l’injection et le traitement d’eau. Enfin, je voudrais rappeler que nous collaborons depuis la fin de 2015 avec Aker Solutions pour proposer des offres intégrées SPS (Subsea Production Systems) et SURF (Subsea, Umbilicals, Risers and Flowlines). La simplification des architectures et des interfaces sous-marines avec la proposition intégrée des services de LoF (Life of Field) constitue un important levier pour réduire les temps et les coûts de développement des projets offshore-subsea. Ce model de développement permettra de consolider notre positionnement de Global Solutions Provider.

PGEN : Comment voyez-vous l’impact de la digitalisation sur vos activités ?

SP : La digitalisation va profondèment transformer la manière de travailler et d’assurer le contrôle des opérations. Ce sont des processus qui nous permettent d’être plus efficaces et plus compétitif dans la gestion des projets. C’est pourquoi nous avons engagé une démarche de digitalisation sur différentes thématiques, comme le subsea, les projets EPC ou encore la gestion des actifs… Pour la partie EPC, nous avons notamment développé une plateforme de conception numérique dénommée XDim. Nous travaillons sur le développement de différentes applications par exemple une solution pour la maintenance prédictive des actifs. Par ailleurs, nous disposons de très importants volumes de données relatives à nos travaux de soudure – comme les températures, le temps d’exécution ou le type de matériaux – dont l’analyse nous permet d’améliorer régulièrement notre performance opérationnelle. L’automatisation des navires représente également un potentiel de développement très important. Sur ce sujet de la digitalisation, différentes questions se posent aujourd’hui à la filière de l’Oil & Gas quant à la gestion et la valorisation des données acquises lors des opérations. La profession ne s’est en effet pas encore donné de régles ni de standard dans ce domaine. Mais pour mener à bien ces évolutions, nous avons besoin de renforcer les collaborations avec nos clients et développer ce que l’on appelle l’open innovation. Saipem veut rester le leader sur son marché, c’est pourquoi nous allons continuer à innover et développer de nouvelles technologies.

PGEN : Quels sont vos objectifs sur le marché des ENR ?

SP : Le marché des énergies renouvelables est clairement l’un des piliers de la stratégie de diversification de Saipem E&C Offshore. En effet, nous avons la capacité de gérer des projets EPCI très importants et très complexes et nous avons une grande expérience des opérations offshore. De plus, nous disposons de nos propres actifs, en particulier les navires pour la construction des fondations et l’installation des turbines et des sous-stations. Enfin, nous sommes déjà présents dans les pays où cette activité se développe, en particulier en France et en Angleterre, et plus largement sur la zone de la mer du Nord. Cependant, il y a une grande différence de méthodologie entre les projets pour l’offshore pétrolier et gazier et ceux pour l’offshore éolien.

PGEN : Laquelle ?

SP : Les projets pour la filière de l’Oil & Gas sont très généralement des projets uniques, par exemple des plateformes pétrolières ou des FPSO. Dans le domaine de l’éolien offshore, nous devons installer, pour un seul et même projet, plusieurs dizaines de fondations qui sont identiques. Les quantités unitaires sont donc beaucoup plus importantes et l’on peut réaliser la fabrication en série. La logistique est également différente. Dans l’éolien, les fondations doivent être disponibles selon un programme l’installation très précis qui ne souffre aucun retard. Dans le domaine de l’éolien offshore, nous avons également l’ambition de faire la maintenance des actifs et leur démantèlement. Pour répondre au mieux à ces sujets, nous avons développé sur notre site français de Saint-Quentin-en-Yvelines une compétence d’ingénierie pour les opérations des éoliennes offshore qui est unique. Ces compétences sont complétées par celles de notre filiale d’ingénierie Sofresid Engineering.

Mise en place des turbines du projet HyWind, au large de l’Ecosse, pour Equinor.

PGEN : Sur quels projets EMR êtes-vous déjà intervenu ?

SP : A ce jour, nous avons réalisé des projets en Mer du Nord, notamment la mise en place des turbines du projet HyWind, au large de l’Ecosse, pour Equinor ; et l’installation des sous-stations du projet Hornsea Project One, à l’Est de la Grande-Bretagne, pour Orsted. L’un de nos atouts pour ces opérations est le Saipem 7000 qui est aujourd’hui le deuxième plus grand navire-grue au monde. En France, nous avons fait des offres pour les projets portés par EDF pour les projets de Fécamp, de Saint-Nazaire et de Courseulles. Enfin, à l’international nous avons fait des offres pour des projets en Mer du Nord, à Taïwan et sur la côte Est des États-Unis.

PGEN : Quelles sont vos ambitions pour ce qui est des activités de démantèlement ?

SP : Il y a en Mer du Nord une complexité dans les opérations de démantèlement, et, compte-tenu de notre expertise, nous sommes compétitifs quand il y a de la complexité et des technologies à mettre en œuvre. Nous avons ainsi participé récemment au démantèlement de la plateforme Miller pour BP et le projet s’est très bien déroulé dans le cadre d’un contrat d’EPRD (Engineering, Preparations, Removal and Disposal). Notre objectif en tant que Global Solutions Provider est d’être présent sur la plateforme avant la fin des opérations de production afin de pouvoir gérer, avec le client, les dernières années d’activité de la manière la plus optimale possible. Aujourd’hui, les compagnies arrêtent les opérations de production puis lancent celles de démantèlement. Cette situation engendre à la fois une perte de temps et d’argent car les phases du démantèlement ne sont pas programmées de manière optimale. De plus, nous pouvons programmer ces opérations selon la disponibilité de notre flotte et donc faire une offre commerciale plus compétitive. Il faut être créatif pour trouver des solutions qui rencontrent les besoins de nos clients. Enfin, pour développer cette activité nous avons passé des accords avec des chantiers de construction navale.

Conçu et réalisé par Saipem pour l’organisation Oil Spill Response Limited (OSRL), l’OIE (Offset Installation Equipment) est une première unique dans l’industrie de l’Oil & Gas

PGEN : Vous avez récemment développé pour l’organisation Oil Spill Response Limited (OSRL) un équipement spécifique dédié aux interventions lors d’un incident de puits…

SP : L’OSRL assure la gestion des équipements de confinement et de capping de puits offshore qui ont développés, dans le cadre du projet SWRP (Subsea Well Response Project), à la suite de l’accident de Macondo en 2010. Dans le cadre d’un appel d’offres international, nous avons remporté le marché de la conception et de la réalisation d’un système de capping des puits dédié spécialement aux situations où l’accès vertical direct à une tête de puits n’est pas possible. Cette solution très innovante, dénommée OIE (Offset Installation Equipment), est une première unique dans l’industrie. Ses équipements peuvent être déployés jusqu’à 500 mètres d’un site d’incident et par des profondeurs de 75 à 600 mètres. Une fois l’OIE positionné sur le puits, ce sont des ROV qui assurent la préparation et la pose des équipements alors que le navire d’intervention peut rester à une distance de sécurité. Bien évidemment, ce développement ne représente pas un volume important en termes d’activité mais c’est une démonstration du savoir-faire technologique de Saipem. L’OIE a été conçu pour être démonté et transportable facilement par navire ou par avion. Des tests ont été effectués avec succès en Méditerranée et la solution est déjà opérationnelle depuis mars. Enfin, nous assurons également la formation des personnels de l’OSRL chargés de sa mise en œuvre.

PGEN : Vous avez fait de vos bureaux de Saint-Quentin-en-Yvelines le siège de la division E&C Offshore…

SP : Depuis nos bureaux de Saint-Quentin-en-Yvelines nous gérons depuis longtemps les régions les plus importantes de notre activité, comme traditionnellement l’Afrique de l’Ouest et plus récemment le Brésil. Aujourd’hui, les équipes basées en France, qui représentent plus de 1700 collaborateurs de la division E&C Offshore de Saipem, gèrent également les projets dans les EMR. Nous avons connu une période difficile, notamment lors de la mise en place du plan de sauvegarde de l’emploi, et je crois qu’il est très important d’accompagner nos collaborateurs et de leur donner des perspectives pour l’avenir. Nous allons donc poursuivre notre démarche d’innovation et travailler sur le développement de nouveaux projets, comme par exemple les projets éoliens offshore en France.

SPRINGS : première unité sous-marine de traitement et d’injection d’eau de mer, développée conjointement par Total, Saipem et Veolia.

PGEN : Les acteurs du marché sont nombreux à mettre en avant un manque d’intérêt de la part des jeunes générations d’ingénieurs pour la filière Oil & Gas…
SP : En effet, nous avons tous constaté que l’industrie de l’Oil & Gas n’est plus aussi attractive qu’auparavant auprès des jeunes. Parmi les différentes raisons expliquant cette situation, il y a je crois notamment les cycles économiques liés aux évolutions du marché du pétrole qui peuvent fragiliser la situation de nos collaborateurs, mais aussi la problématique du changement climatique. Notre industrie doit prendre à bras le corps ces sujets critiques. C’est la raison pour laquelle Saipem a diversifie les activités dans le marché ENR et fait campagne pour la réduction des émissions de gaz à effet de serre. Il est très important de travailler sur ces sujets et de faire évoluer nos opérations et nos méthodes de travail. Cela sera, je crois, pour le secteur de l’Oil & Gas l’un des moyens de retrouver l’intérêt des jeunes ingénieurs.

*unités de séparation liquide/liquide SpoolSep et gaz/liquide Multipipe (lire l’interview de Stéphanie Abrand, Innovation and Technology Development Manager de Saipem dans le n° 1841 de la revue).

Stefano Porcari en quelques dates
Né au Caire (Égypte) en 1956, Stefano Porcari a suivi les cours du « Collegio Navale Francesco Morosini » à Venise (Italie). Après avoir obtenu son diplôme en Génie Mécanique du « Politecnico di Milano » (Italie), il a servi comme officier dans la Marine Nationale italienne. Stefano Porcari a rejoint Saipem en 1987 en tant que directeur de Projet adjoint – il travaille alors en Italie, au Nigéria et en Inde – puis, jusqu’à la fin de 2002, il a occupé différents postes en tant que chef de Projet, directeur de Projet et gestionnaire de Zone dans différents pays du monde (Thaïlande, Malaisie, Qatar, France et États-Unis). Promu Senior Vice-President de Saipem s.a. et Président de Saibos s.a.s. en France en juillet 2003, il a commencé en juillet 2009 une nouvelle mission en tant que Managing Director de Saipem Ltd. au Royaume-Uni. Après avoir occupé à partir de mars 2013 le poste de Executive Vice-President, Offshore Business Unit de Saipem S.P.A., il est nommé Chief Operating Officer E & C Offshore Division de Saipem S.p.A et directeur général de Saipem s.a.

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