Nonostante gli analisti descrivano la Guyana come la frontiera petrolifera più “eccitante” della Terra, non è l’unico Paese sudamericano ad attirare l’interesse delle compagnie energetiche globali
Dopo che la serie di scoperte petrolifere di alta qualità di Exxon nell’offshore della Guyana ha fornito oltre 11 miliardi di barili di risorse petrolifere, il Sudamerica ha iniziato a ricevere notevole attenzione da parte degli investitori energetici.
L’America Latina è emersa quindi come il nuovo continente preferito del grande petrolio. Se gli analisti descrivono la Guyana come la frontiera petrolifera più “eccitante” della Terra, non è l’unico Paese sudamericano ad attirare l’interesse delle compagnie energetiche globali. L’Argentina sta vivendo un enorme boom non convenzionale di petrolio e gas, che vede il Paese in crisi riportare regolarmente dei nuovi record di produzione.
C’è poi il Brasile, che entro la fine del decennio dovrebbe diventare il quarto produttore mondiale di petrolio. Il Sudamerica sta attirando un’attenzione significativa da parte delle grandi compagnie petrolifere e, tra tutti, sono tre i Paesi che si distinguono come i luoghi di perforazione più caldi del continente.
L’ARGENTINA
L’Argentina, ancora una volta, sta affrontando una crisi economica in cui l’inflazione dilagante sta erodendo la ricchezza dei cittadini e destabilizzando l’economia. Se l’ennesima insolvenza del debito sovrano è stata evitata per un pelo, la seconda economia del Sudamerica sta attraversando una fase di grande turbolenza: lo scorso aprile il tasso di inflazione aveva superato ogni previsione, salendo ad un massimo annuale del 109%. Ciò sta avendo un forte impatto sui consumatori, mentre la crisi economica si inasprisce e la siccità nel Paese peggiora. L’Argentina sta barcollando sull’orlo di una profonda crisi economica, e non ci sono segnali che mostrano che la prolungata siccità – economicamente dannosa – finirà presto.
Il governo nazionale di Buenos Aires, da oltre un decennio, considera Vaca Muerta – la vasta formazione di scisto di 7,4 milioni di acri, nel bacino di Neuquén – come un proiettile d’argento per i vasti problemi economici e fiscali del Paese. In appena due anni, nell’aprile 2023 la produzione di petrolio dell’Argentina è cresciuta del 25%, a 627.730 barili al giorno, uno 0,5% in meno rispetto al record di produzione di tutti i tempi di 631.103 b/g del marzo scorso.
Anche la produzione di gas naturale è impennata: l’Argentina ha pompato 4,4 miliardi di piedi cubi al giorno ad aprile, il 3% in meno su base mensile e il 12% in meno rispetto al record di tutti i tempi di quasi 5 miliardi di piedi cubi al giorno dell’agosto 2022.
La produzione di petrolio e gas di scisto dalla Vaca Muerta sta aumentando rapidamente, con il petrolio non convenzionale che ora costituisce il 48% della produzione di petrolio dell’Argentina rispetto al 41% di un anno fa; il gas di scisto è responsabile del 57% della produzione totale di gas naturale, contro il 53% del 2022.
Gli analisti ritengono che la sola Vaca Muerta entro la fine del 2030 potrebbe pompare un milione di barili di petrolio, anche se la mancanza di infrastrutture – in particolare la capacità di prelievo dell’oleodotto – sta pesando sugli sforzi per aumentare significativamente la produzione.
L’attività nella zona petrolifera argentina, in particolare nella Vaca Muerta, sta aumentando ad un ritmo frenetico: secondo il conteggio internazionale degli impianti di Baker Hughes, alla fine di aprile in Argentina c’erano 58 impianti attivi rispetto ai 54 del 2022 e ai 33 dello stesso periodo del 2021. Gli investimenti nella zona petrolifera argentina stanno aumentando a un ritmo sostenuto. Per il 2023, la compagnia petrolifera statale YPF intende investire 5 miliardi di dollari, un notevole aumento del 22% rispetto allo scorso anno.
L’amministratore delegato della compagnia petrolifera nazionale, YPF, ad aprile ha annunciato che, in collaborazione con i partner, la società ha come obiettivo sviluppare infrastrutture da 6 a 7 miliardi di dollari nella Vaca Muerta, per aumentare le esportazioni di idrocarburi dalla formazione. Questi piani, tuttavia, potrebbero essere interrotti dall’inflazione e dal peggioramento della crisi economica nel Paese.
IL SURINAME
Non è passato molto tempo da quando il Suriname veniva pubblicizzato come l’area petrolifera più calda dopo la vicina Guyana, con la quale l’ex colonia olandese condivide il bacino del Guyana Suriname. Entro il 2022, i partner al 50% TotalEnergies – che è l’operatore – e Apache avevano effettuato 5 scoperte petrolifere commerciali nelle acque profonde del del Blocco 58. Si ritiene che il blocco potrebbe contenere da 5 a 6,5 miliardi di barili di risorse petrolifere sfruttabili, rendendola potenzialmente una risorsa di alta qualità, sulla scala del prolifico Stabroek Block offshore della Guyana.
Inizialmente, ci si aspettava che TotalEnergies e Apache avrebbero preso una decisione finale di investimento (FID) nel 2022, con il primo petrolio del blocco previsto entro il 2025. La FID, tuttavia, è stata ritardata a causa di una discrepanza tra dati sismici, risultati di perforazione e l’elevato rapporto petrolio/gas che pesa sulla commercializzazione dello sfruttamento petrolifero nel blocco. Questo ritardo è comprensibile, se si considera la crisi economica del Suriname e il fatto che ci vorranno fino a 10 miliardi di dollari per sviluppare il Blocco 58 e portare la risorsa al primo petrolio.
Sebbene ciò abbia suscitato notevole preoccupazione a Paramaribo e tra gli investitori energetici, la situazione potrebbe non essere così grave come si pensasse inizialmente. I risultati positivi della perforazione di valutazione e dei test di flusso – con TotalEnergies che ha identificato almeno 500 milioni di barili di risorse petrolifere – significano che la FID probabilmente arriverà nel corso del 2024, con il primo petrolio che verrà ritirato nel 2027. Si stima che il Suriname, entro la fine del 2030, potrà pompare fino a 650.000 barili di petrolio.
Il fiorente boom petrolifero del Paese non riguarda solo il Blocco 58 offshore: ci sono state scoperte nel Blocco 53 in acque profonde, gestito da Apache in collaborazione con Petronas, e nel Blocco 52, gestito da Petronas con il partner Exxon.
Nel 2021 TotalEnergies, Chevron, Shell e QatarEnergy hanno preso parte a una serie di blocchi in acque poco profonde messi all’asta dalla compagnia petrolifera nazionale del Suriname e regolatore del settore Staatsolie. Lo sviluppo delle risorse petrolifere offshore del Suriname offrirà un enorme vantaggio economico per un Paese che affronta una profonda crisi economica.
LA GUYANA
Dopo una serie di scoperte petrolifere da parte di Exxon nel prolifico blocco offshore di Stabroek, il la Guyana è emersa come l’ultimo hotspot di perforazione dell’America Latina e dei Caraibi. Gli analisti del settore descrivono infatti l’ex colonia britannica come il luogo di perforazione di frontiera più rilevante al mondo.
Ci sono segnali che la febbrile attività in corso nell’offshore della Guyana acquisirà ulteriore ritmo, man mano che le compagnie energetiche straniere raccoglieranno i frutti. Anche gli sforzi di Georgetown per aumentare le entrate petrolifere, introducendo un accordo di condivisione della produzione più rigoroso, con un tasso di royalty del 10%, una soglia di recupero dei costi ridotta e un’imposta sulle società del 10% hanno fatto ben poco per scoraggiare l’interesse per la Guyana offshore.
Il microstato sudamericano impoverito è passato dalla prima scoperta di livello mondiale nel 2015 al primo petrolio entro il 2019, un periodo di quattro anni che rappresenta un ritmo di sviluppo sorprendente per un progetto energetico da miliardi di dollari. Lo scorso aprile la Guyana pompava quasi 400.000 barili di petrolio greggio al giorno, ben al di sopra della capacità nominale delle due FPSO (le Unità galleggianti di produzione, stoccaggio e scarico) che operano nel giacimento petrolifero di Liza. Attraverso l’implementazione di ulteriori efficienze e miglioramenti alle FPSO, Exxon può rafforzare ulteriormente la produzione.
Si prevede che la Guyana entro il 2027 estrarrà almeno 1,2 milioni di barili al giorno. La produzione di petrolio nell’ex colonia britannica potrebbe aumentare anche più del previsto, perché Exxon ha effettuato due ulteriori scoperte petrolifere già in questo 2023 e intende portare due operazioni online entro il 2025. La major energetica il mese scorso ha dato il via libera al progetto petrolifero Uaru, da 12,7 miliardi di dollari.
La Guyana offshore non riguarda solo il prolifico Stabroek Block: il Paese sta attirando un notevole interesse da parte delle compagnie energetiche straniere, poiché vengono fatte più scoperte petrolifere. L’ultima è stata CGX Energy, con il pozzo selvatico Wei-1 nel Corentyne Block.
Secondo la società – che è di proprietà del 78% del produttore canadese di petrolio Frontera Energy e che detiene anche una partecipazione del 68% nel blocco – il pozzo ha incontrato più intervalli di petrolio. Tuttavia, secondo CGX, non è chiaro se gli idrocarburi riscontrati siano sufficienti a sostenere uno sviluppo commerciale. Ciò indica che il fairway petrolifero contenuto nel blocco Stabroek prosegue attraverso la punta settentrionale di Corentyne, nel Blocco 58, al largo del Suriname.