Rystad Energy prevede che le major “valuteranno e matureranno le loro superfici di frontiera ma che, allo stesso tempo, continueranno a concentrarsi sugli asset tradizionali, regioni con competenze consolidate e infrastrutture esistenti che offrono una monetizzazione più rapida e rischi inferiori”
Le major upstream del petrolio e del gas – ExxonMobil, Shell, Chevron, BP, TotalEnergies ed Eni – quest’anno continueranno ad essere caute nella spesa esplorativa, mentre l’attività di perforazione è pronta a vivere un anno intenso. Secondo una ricerca di Rystad Energy, i grandi produttori tra il 2020 e il 2024 avranno speso in media complessivamente 7 miliardi di dollari ogni anno, che rappresenta un notevole calo rispetto ai quattro anni precedenti, nei quali la spesa totale media era stata di 10 miliardi di dollari.
Nonostante i budget ristretti, le trivellazioni di frontiera ci lasciano immaginare un anno produttivo, soprattutto per i progetti in acque profonde nel Margine Atlantico, nel Mediterraneo Orientale e in Asia. Nel 2023 si è registrato un aumento significativo della superficie assegnata ai principali operatori, per un totale di 112.000 chilometri quadrati, un aumento del 20% rispetto all’anno precedente. Tutti i blocchi aggiudicati sono offshore, così suddivisi: il 39% nel segmento delle piattaforme, il 28% in acque profonde e il restante 33% in acque ultra profonde.
LE MAJOR INTERESSATE AL SETTORE DELLE ACQUE ULTRA PROFONDE
La tendenza suggerisce una spinta significativa verso le acque più profonde, con oltre la metà dei blocchi assegnati che mirano alle riserve di acque profonde o ultra profonde. Questa attenzione si riflette nell’attività di esplorazione globale, con gli analisti di Rystad Energy che per il 2024 prevedono circa 50 pozzi esplorativi in acque profonde e ultra profonde rispetto al 2023. Circa il 27% di tutti i pozzi esplorativi offshore perforati lo scorso anno erano in acque profonde/ultra profonde, mentre per il 2024 si prevede che la quota di questi pozzi salirà a circa il 35%.
“Mentre le major cercano di contenere le spese, si stanno avventurando con cautela nelle acque più profonde e stanno rivalutando i loro approcci per l’esplorazione di frontiera. Prevediamo che valuteranno e matureranno le loro superfici di frontiera ma che, allo stesso tempo, continueranno a concentrarsi sugli asset tradizionali, regioni con competenze consolidate e infrastrutture esistenti che offrono una monetizzazione più rapida e rischi inferiori”, ha affermato Santosh Kumar Budankayala, analista senior di Rystad Energy.
LE MAJOR TRA CALO DELLE SCOPERTE E BACINI DI FRONTIERA
Nel 2023 le scoperte convenzionali sono crollate, con le major che hanno raggiunto solo un miliardo di barili di petrolio equivalente (boe), sconvolgendo la tendenza alla ripresa post-2020 e rappresentando un netto calo del 68% rispetto ai 3 miliardi di boe del 2022. In particolare, i bacini di frontiera – che nel 2022 hanno contribuito al 45% delle scoperte – lo scorso anno hanno rappresentato solo il 20%.
Con le scoperte in diminuzione, il futuro dell’esplorazione di petrolio e gas probabilmente saranno i bacini di frontiera e quelli sottoesplorati, ricchi di potenziale nascosto, che offrono la promessa di notevoli risorse non sfruttate. A differenza dei bacini maturi – in cui l’esplorazione produce reperti più piccoli e sparsi – queste nuove aree offrono prospettive ampie e geograficamente concentrate.
L’ESPLORAZIONE DI FRONTIERA
Pur riconoscendo il breve tempo che intercorre tra la scoperta e l’avvio dei ritrovamenti effettuati in bacini maturi, le major comprendono l’importanza dell’esplorazione di frontiera. Negli ultimi due decenni l’esplorazione di frontiera ha portato a notevoli successi, come la scoperta di gas nell’Area 1/Area 4 al largo del Mozambico tra il 2010 e il 2013, i ritrovamenti di gas al largo delle coste della Mauritania e del Senegal tra il 2015 e il 2017, la scoperta del petrolio Liza in Guyana nel 2015 e più di recente, nel 2020, il giacimento di gas Sakarya nel settore turco del Mar Nero.
LE ATTIVITÀ DI SHELL IN URUGUAY
Una parte significativa della superficie assegnata nei bacini di frontiera lo scorso anno era in Uruguay, con Shell che si è assicurata la quota più grande, pari a 42.000 chilometri quadrati. In particolare, oltre il 50% della superficie assegnata alla major britannica proveniva dal territorio uruguaiano. Ciò è in contrasto con l’attenzione storica delle principali compagnie petrolifere sui giacimenti maturi, il che suggerisce un cambiamento potenzialmente significativo nella strategia di esplorazione di Shell. Sebbene l’Uruguay nel 2023 abbia rappresentato quasi la metà del totale dei premi assegnati ai bacini di frontiera, ciò resta un’anomalia, poiché i principali player nel 2024 stanno restando generalmente cauti.
I PROGETTI DI SHELL NELLE ACQUE PROFONDE E ULTRA PROFONDE
Shell rimane un attore chiave nell’esplorazione e nella produzione di acque profonde, con progetti significativi previsti per quest’anno, in particolare nel Sud-est asiatico, in Africa e nelle Americhe. Attualmente Shell sta perforando la prospettiva ultraprofonda Pekaka sul Blocco SB 2W al largo di Sabah, nella Malesia orientale. Questa prospettiva condivide somiglianze con la scoperta di Tepat del 2022 nel Blocco M in acque profonde e presenta un potenziale sostanziale per una scoperta di gas condensati, in linea con la strategia di portafoglio focalizzata sul gas di Shell in Malesia.
Dopo Pekaka, Shell proseguirà l’esplorazione delle acque ultra profonde sul Blocco SB X con la prospettiva Bijak. Questi blocchi sono stati garantiti dalla società nella tornata di offerte della Malesia del 2021. Inoltre, sono previste perforazioni esplorative nella regione della piattaforma Sarawak, nella Malesia orientale. Shell sta inoltre continuando l’attività di valutazione nelle acque della Namibia per dimostrare ulteriormente la portata delle sue importanti scoperte, tra cui quella di Graff.
I PIANI DI BP NELLE ACQUE PROFONDE IN AFRICA E NELLE AMERICHE
Anche BP ha dei piani di esplorazione delle acque profonde in Africa e nelle Americhe. La società punta a perforare numerosi pozzi in Egitto, incluse le perforazioni di valutazione nel giacimento di gas e condensati Raven e le perforazioni esplorative selvagge nella concessione offshore di King Mariout, nel Mediterraneo Occidentale. Il pozzo Pau-Brazil di BP segna il suo primo pozzo operativo nel bacino di Santos al largo del Brasile, espandendo la sua presenza oltre il bacino di Campos, dove in precedenza era un partner non operativo di Petrobras.
Chevron e Shell stanno collaborando alla realizzazione di piani di trivellazione al largo della costa del Suriname nel Blocco 42, che contiene il prospetto di carbonato Walker. Una scoperta in questo blocco ha il potenziale per catalizzare ulteriori sforzi di esplorazione in Suriname, aggiungendosi al fiorente bacino del Sudamerica per le riserve di idrocarburi. Inoltre, Argerich-1 – il primo pozzo offshore in acque ultra profonde dell’Argentina, in cui Shell detiene una partecipazione non operativa del 30% – in caso di successo ricoprirà un ruolo fondamentale nel sancire il successo dell’esplorazione in acque profonde nella regione.