PARIGI/CAPE TOWN - Solo pochi mesi fa, le aziende internazionali e il governo della Namibia nutrivano grandi speranze di poter incassare rapidamente le scoperte offshore e trasformare il Paese che vedevano come l'ultima frontiera mondiale del petrolio non sfruttato in un produttore prolifico.

Da allora hanno incontrato una complicazione importante: una percentuale inaspettatamente alta di gas nei giacimenti, il che significa che devono installare infrastrutture aggiuntive. Questo rallenterà lo sviluppo e potrebbe rendere i progetti non redditizi, secondo dirigenti, politici e fonti industriali.

"Quello che stiamo vedendo è che tutte le nostre scoperte hanno un rapporto gas-petrolio molto alto", ha detto il mese scorso Maggy Shino, Commissario per il Petrolio della Namibia, ad una conferenza del settore.

La legge della Namibia vieta il flaring - o la combustione del gas, che rilascia CO2 nell'atmosfera - il che significa che le aziende dovranno iniettare il gas di nuovo nel giacimento o trattarlo per il consumo, cosa che Shino ha detto essere in ogni caso la cosa giusta da fare.

"Vogliamo davvero utilizzare il gas e generare il maggior valore possibile... e avviare quindi l'industria del gas-to-power e della petrolchimica, stabilita in Namibia", ha detto.

Dopo aver inizialmente sperato di ottenere il primo petrolio entro il 2026, il Governo della Namibia sta lavorando con gli operatori per concordare un piano unico con un'infrastruttura comune per gli 8,7 trilioni di piedi cubi (tcf) di gas inaspettati.

L'idea è di rinnovare un progetto da tempo bloccato per convogliare il gas verso una centrale elettrica a gas onshore, per rifornire la Namibia, poi il vicino Sudafrica e l'intera regione.

Inizialmente progettato per gestire 1,3 tcf dal giacimento Kudu, di dimensioni ridotte, della Namibia, il progetto della centrale elettrica e la relativa infrastruttura per il gas avrebbero bisogno di un significativo upscaling.

Il Governo della Namibia ha avviato colloqui con Shell, Total, Galp e la norvegese BW Energy, e vuole che la compagnia petrolifera nazionale Namcor guidi il piano di sviluppo del gas.

Per le aziende, il problema è che il lavoro aggiuntivo potrebbe ritardare la produzione di petrolio negli anni 2030, rendendo più difficile la monetizzazione.

Sebbene l'industria sostenga che il petrolio sarà necessario per i decenni a venire, l'Agenzia Internazionale dell'Energia (AIE) stima che il consumo globale raggiungerà il picco prima del 2030, in quanto il mondo si disintossica dai combustibili fossili che emettono carbonio e aumenta l'uso di veicoli elettrici, guidati dalla Cina, il più grande consumatore di materie prime al mondo.

Per le principali aziende che hanno acquisito o stanno cercando di investire in partecipazioni in blocchi di sviluppo, si tratta di una battuta d'arresto, hanno detto fonti del settore a Reuters.

IL SOGNO DELLA GUYANA SVANISCE

L'industria petrolifera è balzata all'attenzione nel febbraio 2022, quando la francese TotalEnergies e la londinese Shell hanno annunciato importanti scoperte nel bacino Orange della Namibia, con un totale di 5,1 miliardi di barili di petrolio.

Gli investitori sono entrati questo aprile, quando la portoghese Galp ha dichiarato di aver trovato fino a 10 miliardi di barili nella stessa area.

Molti hanno fatto paragoni con la Guyana, dove le scoperte del 2015 hanno portato ad una bonanza petrolifera che ha dato al Paese una crescita del PIL superiore al 20% negli ultimi cinque anni.

Ma l'elevato contenuto di gas, che è emerso nell'ultimo anno quando gli operatori hanno effettuato una perforazione più estesa dei giacimenti in Namibia, ha reso caute le major petrolifere.

"Ci stiamo lavorando... Si tratta di essere in grado di reiniettare tutto questo gas nel giacimento ad un costo accettabile", ha detto il mese scorso agli investitori di New York il CEO di TotalEnergies Patrick Pouyanne.

Iniettare nuovamente il gas nella roccia sotto i 3.000 metri (9842,52 piedi) è già costoso, ha detto Pouyanne. "Se dobbiamo avere una grande macchina per il gas che gestisce 500 milioni di piedi cubi standard al giorno invece di 200 o 300, ovviamente le dimensioni cambiano".

Total sta lottando per portare i costi di produzione in Namibia sotto i 20 dollari al barile - un requisito interno per una decisione finale di investimento (FID) sui nuovi progetti. L'azienda sta considerando di rinegoziare i termini con le autorità per cercare di abbassare i costi.

Spera ancora di prendere una FID l'anno prossimo e di produrre il primo petrolio nel 2029, sulla base di un piano per reiniettare tutto il gas, piuttosto che aspettare una soluzione comune, ha detto una persona che ha familiarità con le riflessioni dell'azienda, parlando a condizione di anonimato.

La decisione finale dipenderà dal fatto che il progetto sia ancora abbastanza redditizio, ha detto un'altra fonte.

"La Namibia è sottotono", ha riassunto l'analista di Jefferies Giacomo Romeo in una nota agli investitori. Total ha proposto uno sviluppo inferiore al previsto di 160.000 barili al giorno e non ha ribadito le precedenti speranze di un FID nel 2025, ha detto Romeo.

Secondo una fonte, Shell ha preso in considerazione la costruzione di un'unità galleggiante di liquefazione del gas nel giacimento per produrre LNG da esportare nel blocco in cui ha fatto la scoperta di Graff. Questo aumenterebbe significativamente i costi di sviluppo e ritarderebbe l'avvio della produzione di petrolio.

Shell ha rifiutato di commentare.

Il 31 ottobre, il CEO di Shell Wael Sawan ha dichiarato agli analisti che l'area della Namibia è "molto impegnativa" e che la minore permeabilità della roccia rende più difficile l'estrazione di petrolio e gas.

"Gran parte della nostra attenzione è rivolta a capire se possiamo trovare il modo di sviluppare progetti commercialmente investibili", ha aggiunto Sawan.

Galp, che ha messo all'asta metà della sua partecipazione in Namibia, ha posticipato la vendita in attesa dei risultati di ulteriori perforazioni esplorative nel corso dell'anno. Anche la major statunitense Chevron, così come Rhino Resources, che è sostenuta da BP e dalla joint venture Azule Energy di Eni, dovrebbero trivellare in Namibia quest'anno.