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I giganti petroliferi internazionali si uniscono con un accordo da 40 miliardi di dollari!
Negli ultimi anni, l'industria petrolifera globale ha affrontato molteplici sfide: la pressione della transizione energetica, i rischi geopolitici, i requisiti di disciplina del capitale e la volatilità dei prezzi del petrolio. Tuttavia, all'inizio del 2026, due importanti progetti sono emersi contemporaneamente: il progetto di Shell in Nigeria e il progetto di TotalEnergies e ConocoPhillips in Libia, ciascuno con una potenziale scala di investimento fino a 20 miliardi di dollari.
Dietro questi due importanti progetti si cela non solo il riposizionamento strategico di giganti petroliferi internazionali come Shell, ExxonMobil, TotalEnergies e ConocoPhillips nel continente africano, ma anche un riflesso del valore strategico dell'Africa come nuova frontiera per l'approvvigionamento globale di petrolio e gas.
01. Due mega-accordi da 20 miliardi di dollari
In Nigeria, l'annuncio del CEO di Shell, Wael Sawan, di un potenziale investimento di 20 miliardi di dollari nello sviluppo del giacimento petrolifero di Bonga South West ha scosso il mercato energetico globale.
Nel frattempo, in Libia, un accordo firmato da TotalEnergies e ConocoPhillips raddoppierà più che la produzione giornaliera della joint venture Waha Oil, passando da circa 350.000 barili al giorno a 850.000 barili al giorno. In base a questo accordo, l'investimento nell'arco di 25 anni potrebbe raggiungere i 20 miliardi di dollari.
Progetto Bonga South West di Shell in Nigeria
A seguito di un incontro con il Presidente nigeriano Bola Tinubu, l'Amministratore Delegato di Shell, Wael Sawan, ha dichiarato pubblicamente che la società, insieme ai suoi partner, sta portando avanti il progetto Bonga South West (BSW). Qualora raggiungesse la fase della Decisione Finale di Investimento (FID), l'investimento totale potrebbe ammontare a 20 miliardi di dollari. Situato nelle acque profonde del Delta del Niger, in Nigeria, si stima che il progetto detenga riserve per 820 milioni di barili di petrolio greggio, con una capacità di produzione di picco di 220.000 barili al giorno. Circa 10 miliardi di dollari dell'investimento sono destinati alle spese in conto capitale, mentre il resto copre i costi operativi e altri, tutti i quali saranno iniettati direttamente nell'economia nigeriana.
Bonga South West è il progetto offshore profondo di punta di Shell in Nigeria, con partner tra cui ExxonMobil, TotalEnergies, Eni e la Nigerian National Petroleum Corporation (NNPC). Shell detiene la quota maggiore. Il progetto è stato a lungo bloccato a causa di rischi normativi, di costo e geopolitici. Tuttavia, negli ultimi anni, il governo nigeriano ha introdotto incentivi agli investimenti come benefici fiscali e processi di approvazione semplificati, fornendo a Shell un "chiaro percorso di investimento". Sawan ha dichiarato che la società avvierà i lavori pre-FID nei prossimi mesi e mira a raggiungere una decisione finale di investimento entro il 2027.
Questo progetto riveste un'importanza significativa per Shell. Negli ultimi anni, la società ha accelerato il suo ritiro dalle operazioni onshore in Nigeria, che sono ad alta intensità di emissioni e frequentemente coinvolte in controversie ambientali, spostando invece la sua attenzione verso gli asset di acque profonde per allinearsi al suo obiettivo di "emissioni nette zero entro il 2050". Solo nel 2024, Shell ha pagato 5,34 miliardi di dollari in tasse e altri oneri alla Nigeria, più che a qualsiasi altro paese, sottolineando il suo impegno a lungo termine in questo mercato.
Progetto petrolifero Waha di TotalEnergies e ConocoPhillips in Libia
Il governo libico ha firmato un accordo di 25 anni con TotalEnergies e ConocoPhillips per sviluppare giacimenti petroliferi attraverso la joint venture Waha Oil Company, con un investimento totale previsto superiore a 20 miliardi di dollari. L'accordo mira ad aumentare la capacità produttiva del blocco Waha da circa 350.000 barili al giorno a 850.000 barili al giorno, coinvolgendo lo sviluppo di quattro nuovi giacimenti petroliferi e un piano di esplorazione completo su 19 aree di concessione. I funzionari libici stimano che il progetto genererà oltre 376 miliardi di dollari di entrate per il paese nel corso della sua durata.
La Libia era un tempo il maggior produttore di petrolio dell'Africa, con una produzione vicina ai livelli dell'Arabia Saudita prima della guerra civile del 2011. La produzione post-bellica è rimasta persistentemente bassa, tuttavia nel 2025 la sua produzione media ha raggiunto 1,37 milioni di barili al giorno, il livello più alto degli ultimi 12 anni. Questo accordo segna il ritorno dei giganti petroliferi internazionali in Libia, sfruttando le sue riserve di greggio a basso costo e di alta qualità per integrare l'offerta globale.
Inoltre, secondo Walid Ellafi, Ministro di Stato per la Comunicazione e gli Affari Politici della Libia, oltre all'accordo di cooperazione firmato con TotalEnergies e ConocoPhillips, sono stati conclusi diversi altri accordi. Tra questi figurano un accordo con Chevron sulle opportunità di investimento, in particolare per quanto riguarda le prospettive di esplorazione nel bacino della Sirte e la riqualificazione dei giacimenti petroliferi maturi, nonché un accordo di logistica energetica ed esplorazione con l'Egitto. Nonostante le persistenti incertezze politiche, le riforme favorevoli agli investitori e l'immenso potenziale della Libia hanno attirato l'attenzione globale.
Entrambi i progetti comportano investimenti per circa 20 miliardi di dollari, sottolineando che l'Africa è diventata una delle regioni chiave in cui i giganti del petrolio sono ancora disposti a impegnare capitali sostanziali anche in un'era di disciplina fiscale.
02. Perché l'Africa
In un momento in cui i giganti del petrolio enfatizzano sempre più la disciplina delle spese in conto capitale, perché due mega-accordi da 20 miliardi di dollari sono approdati in Africa uno dopo l'altro? Le ragioni sono strettamente legate alle notevoli riserve di petrolio e gas dell'Africa, ai vantaggi di costo e ai continui miglioramenti del suo ambiente di mercato e politico.
Riserve di petrolio e gas e vantaggi di basso costo
L'Africa possiede alcune delle risorse di petrolio e gas non sfruttate più ricche del mondo. Secondo i dati del 2025, la Libia detiene riserve accertate di circa 48,3-50 miliardi di barili, classificandosi al primo posto in Africa; la Nigeria segue con circa 37 miliardi di barili, piazzandosi al secondo posto. Paesi come Algeria, Egitto e Angola si collocano anch'essi tra i primi. L'Africa nel suo complesso rappresenta circa il 7-8% delle riserve accertate globali, tuttavia i suoi livelli di esplorazione rimangono relativamente bassi, con molti bacini ancora in fase "di frontiera".
I costi di produzione del greggio libico sono eccezionalmente bassi, con molti giacimenti petroliferi che operano a meno di 20 dollari al barile, ben al di sotto della media globale. Ciò conferisce ai progetti libici un elevato tasso di rendimento in un contesto di prezzi del petrolio volatili. Sebbene lo sviluppo in acque profonde in Nigeria sia più costoso, offre greggio di alta qualità, infrastrutture relativamente mature ed evita i rischi di furto di petrolio onshore e conflitti comunitari.
L'offerta globale di petrolio affronta incertezze. I tagli alla produzione dell'OPEC+, le restrizioni alle esportazioni russe, i rischi geopolitici in Medio Oriente e la sostituzione incompleta dei combustibili fossili da parte della transizione energetica implicano che sarà necessaria nuova capacità produttiva nei prossimi 10-15 anni. Istituzioni come l'Agenzia Internazionale dell'Energia (IEA) prevedono che il picco della domanda di petrolio potrebbe essere posticipato fino alla metà degli anni 2030, posizionando la capacità produttiva a basso costo dell'Africa come un supplemento critico.
Ambiente di mercato e politico migliorato
Durante il 2025-2026, i prezzi del petrolio sono rimasti in un intervallo relativamente ragionevole (60-80 USD al barile), tuttavia le scorte globali sono aumentate e il mercato ha teso verso un eccesso di offerta. Le major petrolifere hanno enfatizzato la "disciplina del capitale", dando priorità a progetti con elevati rendimenti e rischi gestibili. I paesi africani hanno risposto con incentivi: i benefici fiscali "legati agli investimenti" della Nigeria e gli accordi di concessione a lungo termine e gli impegni di esplorazione della Libia hanno abbassato le barriere all'ingresso.
Inoltre, i giganti petroliferi internazionali si stanno spostando da asset onshore ad alto rischio verso progetti in acque profonde e la riqualificazione di giacimenti petroliferi maturi. Shell si è allontanata dalle operazioni onshore in Nigeria per concentrarsi sulle risorse in acque profonde, mentre il progetto libico mira ad aumentare la produzione in giacimenti maturi. Queste modifiche sono in linea con la strategia di "ottimizzazione del portafoglio" pur soddisfacendo le richieste degli azionisti in termini di rendimenti.
03. Vantaggi Tecnici alla Base della Scelta Africana delle Major Petrolifere
Tradurre abbondanti riserve di petrolio e gas in produzione e ricavi tangibili richiede inevitabilmente supporto tecnologico. Dietro le scommesse multimiliardarie dei giganti petroliferi sull'Africa non c'è solo la loro forza di capitale, ma anche una scelta profondamente allineata alle loro capacità tecniche.
Vantaggi della Tecnologia di Sviluppo in Acque Profonde in Nigeria
Bonga South West della Nigeria si trova in acque profonde, con profondità superiori a 1.000 metri, il che richiede tecnologie avanzate per acque profonde. Shell ha introdotto tecnologie come le unità galleggianti di produzione, stoccaggio e scarico (FPSO), sistemi di produzione sottomarini e capacità di controllo remoto già nel 2005 con il progetto principale Bonga. Queste tecnologie saranno ulteriormente ottimizzate per Bonga South West.
L'FPSO funge da "fabbrica galleggiante" per lo sviluppo in acque profonde, in grado di gestire la separazione, lo stoccaggio e l'esportazione del greggio. Shell prevede di indire una gara d'appalto per un FPSO di nuova generazione per BSW, a supporto di una maggiore capacità produttiva e di una vita operativa estesa. Le tecnologie sottomarine includono pompe multifase, condotte sottomarine a lunga distanza e sistemi di produzione sottomarini completamente integrati, che consentono operazioni efficienti in condizioni estreme riducendo il numero di piattaforme e i costi complessivi.
Shell ha accumulato oltre due decenni di esperienza nel settore delle acque profonde in Nigeria, e partner come ExxonMobil e TotalEnergies possiedono capacità simili. Questa barriera tecnologica consente ai giganti internazionali di dominare le regioni africane delle acque profonde, rendendo difficile per gli attori emergenti recuperare terreno nel breve termine. I progetti in acque profonde, con i loro lunghi cicli di vita e profili di produzione stabili, sono ben adatti all'attuale ambiente di disciplina del capitale.
Vantaggi della tecnologia di recupero avanzato del petrolio (EOR) in Libia
Il progetto Waha in Libia si concentra sui giacimenti petroliferi maturi, impiegando tecnologie di recupero avanzato del petrolio (EOR) per aumentare i tassi di recupero. Tecniche come l'iniezione d'acqua, l'iniezione di gas (CO₂ o azoto) e l'iniezione chimica possono aumentare i tassi di recupero dal 30% a oltre il 50%. Waha Oil Company utilizza da tempo metodi EOR, e i partner internazionali portano tecnologie più avanzate, tra cui la perforazione orizzontale, la fratturazione multistadio e il monitoraggio intelligente dell'iniezione-produzione.
I giacimenti petroliferi della Libia beneficiano di condizioni geologiche favorevoli e di un'elevata permeabilità dei serbatoi, che li rendono adatti all'EOR. TotalEnergies e ConocoPhillips hanno una vasta esperienza EOR in Nord Africa, consentendo rapidi miglioramenti della produzione. Il progetto include anche l'esplorazione di nuovi blocchi, integrando indagini sismiche 3D, perforazioni ottimizzate e tecnologie di gemello digitale per mitigare i rischi.
Nel complesso, i vantaggi tecnologici dei progetti africani risiedono in: l'applicazione di tecnologie mature da parte di giganti internazionali in regioni ad alto potenziale e poco esplorate, con conseguenti alti rendimenti; le elevate barriere tecniche per le acque profonde e l'EOR, che creano fossati competitivi; e ulteriori riduzioni dei costi ottenute attraverso la digitalizzazione e l'automazione.
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