Il Medio Oriente e l’America Latina sono i leader nelle decisioni finali di investimento per il petrolio e il gas offshore, per un importo di 20 miliardi di dollari
Per essere un’industria in difficoltà, l’industria petrolifera e del gas sta andando piuttosto bene in termini di scoperte e decisioni finali di investimento. Finora, quest’anno, 21 nuovi progetti offshore hanno ricevuto una decisione di investimento finale, secondo Westwood Global Energy Group. Allo stesso tempo, sono state fatte una serie di scoperte, per sfruttare miliardi di nuove riserve di petrolio. Il Medio Oriente e l’America Latina sono i leader nelle decisioni finali di investimento, per un importo di 20 miliardi di dollari, riporta la rivista Offshore, citando l’analista di Westwood Joe Killen.
IL GIACIMENTO IRANIANO FARZAD B
In Medio Oriente, uno dei punti ‘caldi’ è il giacimento di gas naturale Farzad B nell’offshore dell’Iran. Inizialmente scoperto dalla indiana ONGC Videsh, il campo sarà ora sviluppato dalla iraniana Petropars visto che le sanzioni statunitensi hanno reso problematica la partecipazione internazionale all’industria petrolifera e del gas iraniana.
Si stima che Farzad B contenga circa 22 trilioni di piedi cubi di gas naturale, con 16 trilioni di piedi cubi di gas recuperabile. Dovrebbe produrre circa 1 miliardo di piedi cubi al giorno tra cinque anni, secondo lo sviluppatore. Il contratto che il governo iraniano ha firmato con Petropars per Farzad B vale 1,78 miliardi di dollari, secondo Oedigital.
IL PROGETTO KARISH IN ISRAELE
L’altro grande progetto in Medio Oriente che ha ottenuto la decisione finale di investimento quest’anno sempre nel settore gas è Karish North nelle acque israeliane. All’inizio di questo mese, lo sviluppatore Energean ha dichiarato di aver pianificato di perforare altri cinque pozzi nel giacimento di Karish, con l’obiettivo di sfruttare un ulteriore miliardo di barili di petrolio equivalente nelle riserve. Karish North detiene circa 1,2 trilioni di piedi cubi di gas naturale e 31 milioni di barili di liquidi di gas naturale, secondo quanto riporta il Journal of petroleum technology
IL PROGETTO BACALHAU IN BRASILE
In America Latina, è il Brasile a guidare la nuova classifica dei progetti petroliferi. Nonostante la spinta alla transizione energetica, nonostante la devastazione che la pandemia ha causato al settore, la zona pre-salt del Brasile rimane un’attraente destinazione di investimento.
Il progetto Bacalhau è quello che ha ottenuto la decisione finale di investimento quest’anno. Il progetto da 8 miliardi di dollari nel bacino di Santos ha come leader la norvegese Equinor. Quando Equinor ha preso la decisione finale di investimento nel giugno di quest’anno, il vicepresidente esecutivo Arne Sigve Nylund ha dichiarato ai media che Bacalhau aveva un livello di breakeven di soli 35 dollari al barile e ha stimato riserve recuperabili di oltre 1 miliardo di barili. La produzione commerciale dovrebbe iniziare nel 2024, secondo Oedigital
Un altro progetto di pre-salt che ha ottenuto la decisione finale di investimento quest’anno è stato l’ampliamento della produzione nel giacimento di Mero, sempre nel bacino di Santos, che sta diventando un punto focale per lo sviluppo petrolifero brasiliano.
Il campo di Mero è gestito da un consorzio guidato dalla locale Petrobras e che coinvolge Shell, TotalEnergies, CNPC e CNOOC. Il consorzio gestisce già il campo Libra, sempre nel bacino di Santos. A Mero, il consorzio ha già in funzione sul campo tre navi galleggianti di produzione, stoccaggio e scarico, ciascuna con una capacità giornaliera di 180.000 b/g.
Nel frattempo, più a nord, BHP ha recentemente annunciato l’intenzione di spendere 544 milioni di dollari per lo sviluppo del giacimento petrolifero di Shenzi North nel Golfo del Messico, con una produzione giornaliera di 30.000 barili di greggio, si legge su Reuters. La società ha anche detto che passerà con il progetto Trion, sempre in acque messicane, alla fase di progettazione e ingegnerizzazione. Il partner di BHP a Shenzi North, Repsol, prenderà la decisione finale di investimento sul progetto entro la fine dell’anno.
IL GOLFO DEL MESSICO
Shell, dal canto suo, sta raddoppiando anche nel Golfo del Messico. A luglio, la supermajor anglo-olandese ha annunciato la decisione finale di investimento sul progetto Whale in acque profonde, come ricorda WordlOil. L’azienda vantava tassi di rendimento interni previsti di oltre il 25% grazie a quello che l’azienda chiama un design host semplificato ed efficiente in termini di costi.
Il giacimento, il dodicesimo progetto in acque profonde di Shell nel Golfo del Messico, ha riserve stimate recuperabili di circa 490 milioni di barili di petrolio equivalente. Il picco di produzione è previsto a 100.000 barili al giorno, con la produzione commerciale prevista per l’inizio nel 2024.
EXXON SUPERSTAR IN GUYANA
Chi è passato ai fatti è Exxon che ha continuato a scoprire petrolio offshore della Guyana. Il mese scorso il pozzo Whiptail-1 ha prodotto petrolio e un secondo pozzo è attualmente in fase di perforazione nell’area. Exxon prevede di avere almeno sei pozzi operativi nel Blocco Stabroek entro il 2027, con un potenziale per altri quattro, si legge su Worldoil.
LA SITUAZIONE IN AFRICA
In Africa, nel frattempo, la Namibia è emersa come un nuovo punto caldo del petrolio, con una scoperta fatta all’inizio di quest’anno da parte di una società energetica junior. Subito dopo l’inizio delle perforazioni esplorative, la società ReconAfrica ha annunciato che la scoperta potrebbe contenere fino a 31 miliardi di barili di greggio. È ancora presto, ma si parla già dell’ultimo Paese ad entrare a far parte del club petrolifero.
Anche la Namibia è un caso raro in questi giorni, con la sua scoperta onshore. L’offshore sembra dominare in questo momento, con la maggior parte del nuovo petrolio trovato o sviluppato in tutto il mondo che giace sott’acqua. Secondo Westwood, l’attività offshore durante la prima metà dell’anno è aumentata del 60% rispetto all’anno precedente: un chiaro segno che il petrolio e il gas stavano registrando un forte rimbalzo nonostante le nuvole che si profilavano all’orizzonte a causa della transizione energetica.