Technip FMC vede almeno 4,5 miliardi di dollari di opportunità sottomarine nell’Africa subsahariana

TechnipFMC prevede tra i 4,5 e i 7 miliardi di dollari di opportunità sottomarine in Angola, Nigeria e Costa d’Avorio nei prossimi 24 mesi, secondo la sua ultima presentazione degli utili.

Angola
L’Angola continuerà a dominare il mercato in termini di portata e valore dei progetti, come negli ultimi due anni. L’implementazione di un ambiente favorevole e la concessione di incentivi fiscali da parte del Governo si sono tradotti nell’approvazione di numerosi nuovi progetti da parte delle compagnie petrolifere internazionali (IOC). Lo scorso luglio, ad esempio, TotalEnergies ha preso una decisione finale di investimento sul tie-back sottomarino Begonia, uno sviluppo di 5 pozzi legato alla sua FPSO Pazflor nel Blocco 17.

Mentre diversi progetti di tie-back sottomarino sono già stati eseguiti, altri sono in fase di realizzazione, come il tie-back dei giacimenti Alho, Cominhos e Cominhos East (ACCE) alla FPSO Kaombo Norte di TotalEnergies nel Blocco 32. TechnipFMC prevede che la portata sottomarina in questo caso avrà un valore fino a 1 miliardo di dollari.

Nel frattempo, anche i nuovi hub di produzione stanno avanzando e si baseranno sull’impiego di unità FPSO aggiuntive. È il caso di Agogo, nel blocco 15/06 di Azule Energy, dove TechnipFMC prevede che la portata sottomarina sarà di oltre 1 miliardo di dollari. Nello stesso blocco, anche lo sviluppo di riserve aggiuntive presso la scoperta Cuica potrebbe sostenere un’attività supplementare. Il giacimento è già stato collegato alla Armada Olombendo FPSO a metà del 2021 tramite un sistema di produzione precoce (EPS), ma il suo ulteriore sviluppo potrebbe rappresentare fino a 500 milioni di dollari di lavoro sottomarino, secondo TechnipFMC.

Infine, TechnipFMC prevede che lo sviluppo del giacimento Cameia di TotalEnergies nel Blocco 21 varrà fino a 500 milioni di dollari in opportunità sottomarine. Lo sviluppo del giacimento beneficia di incentivi fiscali e si baserà su una nuova unità FPSO. Si ritiene che Bumi Armada sia stata selezionata per fornire la FPSO, con FID prevista nel 2024.

Nigeria
Nonostante le turbolenze in corso, il settore petrolifero e del gas nigeriano dovrebbe riprendersi a partire dal 2023, dopo le elezioni presidenziali. Si prevede che sia TotalEnergies che Shell approveranno progetti brownfield in Nigeria, dopo anni di esitazione.

Nell’OML 130, TotalEnergies ha già riavviato i lavori di ingegneria sul suo progetto di tie-back sottomarino Preowei, uno sviluppo da 70.000 bpd che si appoggerà alla FPSO Egina. TechnipFMC ritiene che l’ambito sottomarino abbia un valore fino a 1 miliardo di dollari. Nel complesso, si prevede che l’OML 130 vedrà una rinnovata attività dopo il rinnovo del suo PSC lo scorso agosto, con l’operatore TotalEnergies che pianifica una campagna di perforazione di 9 pozzi che inizierà tra qualche mese.

Infine, Shell dovrebbe portare avanti alcuni dei suoi progetti in acque profonde nell’OML 118, dove il contratto di condivisione della produzione (PSC) è stato rinnovato nel maggio 2021. La major continua a prendere in considerazione tre progetti principali sul blocco, tra cui progetti brownfield come Bonga North Tranche 1 (120.000 boepd al picco) e Bonga Main Life Extension & Upgrade (60.000 boepd al picco). Ha anche l’opzione di sviluppare Bonga Southwest, che si baserebbe su una nuova FPSO e su un’unificazione con il campo di Aparo, per un picco di produzione di 150.000 boepd.

TechnipFMC prevede che l’ambito sottomarino di Bonga North abbia un valore compreso tra 500 milioni di dollari e 1 miliardo di dollari, con documenti di pre-qualificazione rilasciati da Shell nel maggio di quest’anno. Bonga South West sarebbe più significativo in quanto si baserebbe su una nuova FPSO, con un’attività sottomarina del valore di oltre 1 miliardo di dollari.

Costa d’Avorio
Infine, lo sviluppo graduale della scoperta in acque profonde Baleine di Eni in Costa d’Avorio sosterrà l’attività sottomarina in Africa occidentale per i prossimi due anni. In particolare, TechnipFMC prevede che il lavoro sottomarino avrà un valore fino a 1 miliardo di dollari.

La Fase 1, la cui decisione finale di investimento (FID) è stata presa all’inizio del 2022, dovrebbe essere messa in funzione nel 2023 con tre pozzi che produrranno una media di 12.000 barili di petrolio al giorno (bopd) e 17,5 MMscfd di gas. Si prevede che si affiderà alla FPSO Firenze come hub di produzione: la nave si trova a Port Rashid (Dubai) dal 2018 ed è attualmente in fase di ristrutturazione prima del suo reimpiego al largo della Costa d’Avorio.

Nel settembre 2022, Saipem ha già ottenuto contratti da 1 miliardo di euro per la fase iniziale del progetto, che coprono le attività di ingegneria, approvvigionamento, costruzione e installazione (EPCI) di Umbilicals, Risers e Flowlines (SURF) sottomarini e di un gasdotto onshore, nonché le attività di ingegneria, approvvigionamento, costruzione e messa in servizio per la ristrutturazione della nave Firenze FPSO.