Polski
Ścisłe zarządzanie, jakość na pierwszym miejscu, jakość usług i satysfakcja klienta
Międzynarodowi giganci naftowi łączą siły w transakcji o wartości 40 miliardów dolarów!
W ostatnich latach globalny przemysł naftowy zmagał się z wieloma wyzwaniami: presją transformacji energetycznej, ryzykami geopolitycznymi, wymogami dyscypliny kapitałowej oraz zmiennością cen ropy. Jednak na początku 2026 roku jednocześnie pojawiły się dwa duże projekty – projekt Shell w Nigerii oraz projekt TotalEnergies i ConocoPhillips w Libii – każdy o potencjalnej skali inwestycji do 20 miliardów dolarów.
Za tymi dwoma głównymi projektami kryje się nie tylko strategiczne przemodelowanie pozycji międzynarodowych gigantów naftowych, takich jak Shell, ExxonMobil, TotalEnergies i ConocoPhillips na kontynencie afrykańskim, ale także odzwierciedlenie strategicznej wartości Afryki jako nowego frontu dla globalnych dostaw ropy i gazu.
01. Dwa megaprojekty o wartości 20 miliardów dolarów
W Nigerii ogłoszenie przez dyrektora generalnego Shell, Waela Sawana, o potencjalnej inwestycji w wysokości 20 miliardów dolarów w rozwój pola naftowego Bonga South West, wywołało poruszenie na globalnym rynku energetycznym.
Tymczasem w Libii porozumienie podpisane przez TotalEnergies i ConocoPhillips ma na celu ponad dwukrotne zwiększenie dziennej produkcji spółki joint venture Waha Oil, z około 350 000 baryłek dziennie do 850 000 baryłek dziennie. W ramach tej umowy inwestycja na przestrzeni 25 lat może osiągnąć 20 miliardów dolarów.
Projekt Bonga South West firmy Shell w Nigerii
Po spotkaniu z nigeryjskim prezydentem Bolą Tinubu, dyrektor generalny Shell, Wael Sawan, publicznie oświadczył, że firma wraz ze swoimi partnerami realizuje projekt Bonga South West (BSW). Jeśli projekt osiągnie etap ostatecznej decyzji inwestycyjnej (FID), całkowita inwestycja może wynieść 20 miliardów dolarów. Projekt, zlokalizowany na głębokowodnym obszarze delty Nigru w Nigerii, szacuje się, że posiada rezerwy 820 milionów baryłek ropy naftowej, z maksymalną zdolnością produkcyjną 220 000 baryłek dziennie. Około 10 miliardów dolarów z inwestycji przeznaczone jest na wydatki kapitałowe, podczas gdy pozostała część pokrywa koszty operacyjne i inne, które zostaną bezpośrednio zainwestowane w nigeryjską gospodarkę.
Bonga South West to flagowy projekt głębokowodny firmy Shell w Nigerii, z partnerami takimi jak ExxonMobil, TotalEnergies, Eni i Nigerian National Petroleum Corporation (NNPC). Shell posiada największy udział. Projekt był długo wstrzymywany z powodu ryzyka regulacyjnego, kosztowego i geopolitycznego. Jednak w ostatnich latach rząd Nigerii wprowadził zachęty inwestycyjne, takie jak ulgi podatkowe i usprawnione procesy zatwierdzania, zapewniając firmie Shell „jasną ścieżkę inwestycyjną”. Sawan stwierdził, że firma rozpocznie prace przed FID w nadchodzących miesiącach i dąży do podjęcia ostatecznej decyzji inwestycyjnej do 2027 roku.
Ten projekt ma ogromne znaczenie dla firmy Shell. W ostatnich latach firma przyspieszyła wycofywanie się z działalności lądowej w Nigerii, która generuje intensywne emisje i jest często uwikłana w spory środowiskowe, skupiając się zamiast tego na aktywach głębinowych, aby osiągnąć swój cel „emisji netto zero do 2050 roku”. Tylko w 2024 roku firma Shell zapłaciła Nigerii 5,34 miliarda dolarów podatków i innych opłat – więcej niż jakimkolwiek innym krajom – co podkreśla jej długoterminowe zaangażowanie na tym rynku.
Projekt Waha Oil firmy TotalEnergies i ConocoPhillips w Libii
Libijski rząd podpisał 25-letnią umowę z TotalEnergies i ConocoPhillips na rozwój pól naftowych poprzez spółkę joint venture Waha Oil Company, przy czym całkowite inwestycje mają przekroczyć 20 miliardów dolarów. Umowa ma na celu zwiększenie zdolności produkcyjnych bloku Waha z około 350 000 baryłek dziennie do 850 000 baryłek dziennie, obejmując rozwój czterech nowych pól naftowych i kompleksowy plan poszukiwań na 19 obszarach koncesyjnych. Libijscy urzędnicy szacują, że projekt przyniesie krajowi ponad 376 miliardów dolarów przychodów w ciągu swojego okresu eksploatacji.
Libia była niegdyś największym producentem ropy naftowej w Afryce, z produkcją zbliżoną do poziomu Arabii Saudyjskiej przed wojną domową w 2011 roku. Produkcja po wojnie utrzymywała się na stale niskim poziomie, jednak w 2025 roku średnia produkcja osiągnęła 1,37 miliona baryłek dziennie – najwyższy poziom od 12 lat. Ta umowa oznacza powrót międzynarodowych gigantów naftowych do Libii, wykorzystujących jej tanie, wysokiej jakości rezerwy ropy naftowej do uzupełnienia globalnych dostaw.
Ponadto, według Walida Ellafiego, libijskiego ministra stanu ds. komunikacji i spraw politycznych, oprócz umowy o współpracy podpisanej z TotalEnergies i ConocoPhillips, zawarto również kilka innych porozumień. Obejmują one umowę z Chevronem dotyczącą możliwości inwestycyjnych, w szczególności w zakresie perspektyw poszukiwawczych w basenie Syrtu i ponownego zagospodarowania dojrzałych złóż ropy naftowej, a także umowę o logistyce energetycznej i poszukiwaniach z Egiptem. Pomimo utrzymujących się niepewności politycznych, reformy sprzyjające inwestorom w Libii i ogromny potencjał przyciągnęły uwagę świata.
Oba projekty obejmują inwestycje w wysokości około 20 miliardów dolarów, co podkreśla, że Afryka stała się jednym z kluczowych regionów, w których giganci naftowi nadal są skłonni angażować znaczny kapitał, nawet w erze dyscypliny fiskalnej.
02. Dlaczego Afryka
W czasie, gdy giganci naftowi coraz bardziej kładą nacisk na dyscyplinę w wydatkach kapitałowych, dlaczego dwa mega-transakcje o wartości 20 miliardów dolarów trafiły do Afryki jedna po drugiej? Powody są ściśle związane ze znacznymi zasobami ropy i gazu w Afryce, przewagami kosztowymi oraz ciągłymi ulepszeniami w jej otoczeniu rynkowym i politycznym.
Zasoby ropy i gazu oraz przewagi niskich kosztów
Afryka posiada jedne z najbogatszych, niewykorzystanych zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego na świecie. Według danych z 2025 roku, Libia posiada udokumentowane rezerwy wynoszące około 48,3–50 miliardów baryłek, zajmując pierwsze miejsce w Afryce; Nigeria zajmuje drugie miejsce z około 37 miliardami baryłek. Kraje takie jak Algieria, Egipt i Angola również znajdują się w czołówce. Afryka jako całość odpowiada za około 7–8% światowych udokumentowanych rezerwy, jednak poziom jej eksploatacji pozostaje stosunkowo niski, a wiele basenów wciąż znajduje się na etapie "granicznym".
Koszty produkcji libijskiej ropy naftowej są wyjątkowo niskie, a wiele pól naftowych działa poniżej 20 USD za baryłkę, znacznie poniżej średniej światowej. Daje to libijskim projektom wysoki zwrot z inwestycji w obliczu zmiennych cen ropy. Chociaż rozwój głębokowodnych złóż w Nigerii jest droższy, oferuje on wysokiej jakości ropę, stosunkowo dojrzałą infrastrukturę i pozwala uniknąć ryzyka kradzieży ropy na lądzie oraz konfliktów społecznych.
Globalne dostawy ropy naftowej stoją w obliczu niepewności. Cięcia produkcji OPEC+, ograniczone rosyjskie eksporty, ryzyka geopolityczne na Bliskim Wschodzie oraz niepełne zastąpienie paliw kopalnych przez transformację energetyczną oznaczają, że w ciągu najbliższych 10–15 lat potrzebne będą nowe zdolności produkcyjne. Instytucje takie jak Międzynarodowa Agencja Energetyczna (IEA) przewidują, że szczyt zapotrzebowania na ropę może zostać opóźniony do połowy lat 30. XXI wieku, pozycjonując niskokosztowe zdolności produkcyjne Afryki jako kluczowe uzupełnienie.
Poprawione otoczenie rynkowe i polityczne
W latach 2025–2026 ceny ropy pozostały w stosunkowo rozsądnym zakresie (60–80 USD za baryłkę), jednak globalne zapasy wzrosły, a rynek zmierzał w kierunku nadpodaży. Główne firmy naftowe podkreśliły "dyscyplinę kapitałową", priorytetując projekty o wysokich zwrotach i zarządzalnych ryzykach. Kraje afrykańskie odpowiedziały zachętami: "powiązane z inwestycjami" ulgi podatkowe w Nigerii oraz długoterminowe umowy koncesyjne i zobowiązania eksploracyjne w Libii obniżyły bariery wejścia.
Dodatkowo, międzynarodowi giganci naftowi odchodzą od aktywów lądowych o wysokim ryzyku na rzecz projektów głębokowodnych i modernizacji dojrzałych pól naftowych. Shell wycofał się z działalności lądowej w Nigerii, aby skupić się na zasobach głębokowodnych, podczas gdy projekt libijski ma na celu zwiększenie produkcji na dojrzałych polach. Te zmiany są zgodne ze strategią „optymalizacji portfela” przy jednoczesnym zaspokajaniu żądań akcjonariuszy dotyczących zwrotów.
03. Przewagi techniczne napędzające wybór Afryki przez głównych graczy naftowych
Przekształcenie obfitych zasobów ropy i gazu w wymierną produkcję i przychody nieuchronnie wymaga wsparcia technologicznego. Za wielomiliardowymi zakładami gigantów naftowych w Afryce kryje się nie tylko ich siła kapitałowa, ale także wybór głęboko zgodny z ich możliwościami technicznymi.
Zalety technologii rozwoju głębokowodnego w Nigerii
Bonga South West w Nigerii znajduje się na głębokiej wodzie, na głębokościach przekraczających 1000 metrów, co wymaga zaawansowanych technologii głębokowodnych. Shell wprowadził technologie takie jak statki typu Floating Production, Storage, and Offloading (FPSO), podwodne systemy produkcji i zdalne sterowanie już w 2005 roku w ramach głównego projektu Bonga. Technologie te zostaną dalej zoptymalizowane dla Bonga South West.
FPSO służy jako "pływająca fabryka" do rozwoju głębokowodnego, zdolna do separacji, magazynowania i eksportu ropy naftowej. Shell planuje przetarg na FPSO nowej generacji dla BSW, wspierające większą zdolność produkcyjną i dłuższą żywotność operacyjną. Technologie podwodne obejmują pompy wielofazowe, podwodne rurociągi dalekiego zasięgu i w pełni zintegrowane podwodne systemy produkcji, umożliwiające efektywne operacje w ekstremalnych warunkach przy jednoczesnym zmniejszeniu liczby platform i ogólnych kosztów.
Shell zdobyła ponad dwudziestoletnie doświadczenie w nigeryjskim sektorze głębokowodnym, a partnerzy tacy jak ExxonMobil i TotalEnergies posiadają podobne możliwości. Ta bariera technologiczna pozwala międzynarodowym gigantom dominować w głębokowodnych regionach Afryki, utrudniając nowym graczom szybkie dogonienie ich. Projekty głębokowodne, ze względu na długi cykl życia i stabilne profile produkcji, dobrze wpisują się w obecne środowisko zdyscyplinowanego kapitału.
Zalety technologii zwiększonego wydobycia ropy naftowej (EOR) w Libii
Projekt Waha w Libii koncentruje się na dojrzałych złożach ropy naftowej, wykorzystując technologie Enhanced Oil Recovery (EOR) w celu zwiększenia wskaźników wydobycia. Techniki takie jak zatłaczanie wody, wtłaczanie gazu (CO₂ lub azotu) i zatłaczanie chemiczne mogą zwiększyć wskaźniki wydobycia z 30% do ponad 50%. Waha Oil Company od dawna stosuje metody EOR, a międzynarodowi partnerzy wprowadzają bardziej zaawansowane technologie, w tym wiercenia poziome, szczelinowanie wieloetapowe i inteligentne monitorowanie zatłaczania i produkcji.
Libijskie złoża ropy naftowej korzystają z korzystnych warunków geologicznych i wysokiej przepuszczalności zbiornika, co czyni je dobrze przystosowanymi do EOR. TotalEnergies i ConocoPhillips mają bogate doświadczenie w EOR w Afryce Północnej, co umożliwia szybkie zwiększenie produkcji. Projekt obejmuje również eksplorację nowych bloków, integrując badania sejsmiczne 3D, zoptymalizowane wiercenia i technologie cyfrowych bliźniaków w celu ograniczenia ryzyka.
Ogólnie rzecz biorąc, przewagi technologiczne projektów afrykańskich polegają na: zastosowaniu dojrzałych technologii przez międzynarodowych gigantów w regionach o dużym potencjale, słabo zbadanych, co przynosi wysokie zyski; wysokich barierach technicznych związanych z wodami głębinowymi i EOR (Enhanced Oil Recovery), tworzących przewagi konkurencyjne; oraz dalszych redukcjach kosztów osiągniętych dzięki cyfryzacji i automatyzacji.
电话