Gas deepwater, partita da 20 miliardi nel Sud-est asiatico

Il Sud-est asiatico sta entrando in una seconda ondata cruciale di sviluppo del gas offshore in acque profonde, che punta a 28 trilioni di piedi cubi di risorse, pari a circa 5 miliardi di barili equivalenti di petrolio, tra Indonesia, Malesia e Brunei. Tuttavia, secondo le stime di Wood Mackenzie, realizzare questi progetti non sarà semplice dal punto di vista economico: molti interventi generano tassi interni di rendimento (Irr) inferiori al 15%. Di conseguenza, gli operatori dispongono di margini molto ridotti per errori di esecuzione, mentre corrono per realizzare oltre 20 miliardi di dollari di nuove infrastrutture e forniture entro il 2030.

“I giacimenti di gas in acque basse e onshore del Sud-est asiatico stanno maturando rapidamente, rendendo necessario puntare su risorse deepwater un tempo considerate troppo rischiose e costose”, ha dichiarato Munish Kumar, senior research analyst upstream di Wood Mackenzie. “La prima ondata di progetti deepwater in Asia tra il 2008 e il 2017 ha dimostrato la sostenibilità commerciale del modello in nuovi Paesi come India, Cina e Malesia. Da allora, però, l’attività è stata discontinua a causa di ostacoli commerciali, regolatori e geologici. Ora entriamo in una nuova fase: il momento ‘Deepwater 2.0’ dell’Asia”.

Tra i progetti chiave figurano North Ganal, Rapak e Ganal nel bacino di Kutei (Indonesia), South Andaman (Tangkulo e Layaran) nel Nord di Sumatra, Kelidang in Brunei e Rosmari-Majoram in Malesia. La spesa in conto capitale complessiva supererà i 20 miliardi di dollari (a valori 2026). “Questi progetti forniranno gas essenziale ai mercati domestici e agli impianti di esportazione di GNL, sostituendo la produzione in declino”, ha aggiunto Kumar.

Il panorama degli operatori è diversificato e va dalle major come Eni e Shell alle compagnie petrolifere nazionali come Petronas, fino a operatori di fascia intermedia come Mubadala Energy, al debutto nel deepwater.

In particolare, Eni sta sviluppando contemporaneamente tre hub offshore nel bacino di Kutei, incluso North Ganal. Le operazioni di farm-down (cessione di quote dei progetti per condividere costi e rischi) avviate da Eni nello stesso bacino e da Harbour Energy nel Nord di Sumatra offrono ulteriori opportunità di ingresso per gli operatori alla ricerca di asset di crescita nel deepwater.

L’analisi di Wood Mackenzie si concentra sulla sostenibilità economica dei progetti, molti dei quali si collocano attorno a una soglia di Irr del 15% nello scenario base, significativamente inferiore rispetto ad altri bacini deepwater globali. In questo contesto, i margini risultano estremamente sottili: un aumento del 20% dei costi o una riduzione del 20% del prezzo del gas o dei volumi produttivi erode il valore attuale netto di circa il 150%. Un ritardo di tre anni comporta una perdita immediata del 50% del valore.

“Senza meccanismi fiscali progressivi per condividere il rischio, non esiste praticamente alcun margine per errori di esecuzione: ritardi o extra costi mettono direttamente a rischio la sostenibilità dei progetti”, ha spiegato Kumar. “Inoltre, una supply chain globale fortemente sotto pressione aumenta i rischi: il conflitto in Medio Oriente sta spingendo l’inflazione dei costi e allungando i tempi di consegna delle attrezzature subsea”.

Per superare i tempi storicamente lunghi della regione, gli operatori stanno adottando strategie di sviluppo accelerate. Eni punta a ridurre a cinque anni il tempo tra scoperta e primo gas per Geng North, mentre Mubadala sta seguendo un approccio per fasi nel Nord di Sumatra, con una prima fornitura al mercato locale tramite Tangkulo prima di finalizzare il progetto Layaran.

Wood Mackenzie conclude che i prossimi cinque anni saranno decisivi per capire se la regione riuscirà a sviluppare questi progetti nei tempi previsti, con costi sostenibili e risultati commercialmente solidi.