Perché il più grande giacimento petrolifero inutilizzato dell'Africa non ha ancora iniziato la produzione?

Il progetto Venus di TotalEnergies, nel bacino di Orange in Namibia, è il tipo di scoperta che fa brillare gli occhi ai dirigenti del settore petrolifero e che i governi sognano enormi profitti. È stato annunciato nel febbraio 2022 ed è stato rapidamente riconosciuto come una delle più grandi scoperte nel continente degli ultimi decenni, con una stima di circa 1,5 miliardi di barili di greggio leggero (45° API) oltre a 4800 miliardi di piedi cubi di gas naturale.

Le aspettative sono immense: si stima che la produzione raggiungerà il picco di 150.000 barili al giorno, con un potenziale produttivo del giacimento di 30-40 anni. La struttura proprietaria riflette un mix di capitale globale e partecipazione locale: TotalEnergies (45,25%), QatarEnergy (35,25%), la compagnia petrolifera nazionale namibiana Namcor (10%) e la britannica Impact Oil & Gas (9,5%). Per la Namibia, che non ha mai prodotto petrolio su larga scala, Venus rappresenta un importante punto di svolta che potrebbe far aumentare il PIL del Paese fino al 20% entro il 2030.

Ma le promesse di Venus sono inseparabili dalle sue sfide. Il giacimento si trova in acque molto profonde (3.000 metri sotto la superficie e 300 chilometri al largo), il che lo rende uno dei progetti offshore più impegnativi al mondo dal punto di vista tecnico. A ciò si aggiunge la complessità del gas associato, che è diventato il centro di una controversia che sta ritardando i negoziati: la Namibia vuole portare il gas sulla terraferma per incrementare la produzione di energia elettrica nazionale, mentre TotalEnergies preferisce reiniettarlo nel giacimento per mantenere la pressione, data la bassa permeabilità della roccia. Per il governo, la questione va oltre l'energia, puntando a garantire entrate a lungo termine e a gettare le basi per la produzione di energia elettrica nazionale, mentre l'azienda ritiene che ciò comporti costi e rischi aggiuntivi per un progetto al limite della redditività commerciale.

TotalEnergies ha già adeguato il suo piano di produzione alla realtà della Namibia. Dopo aver inizialmente proposto una strategia più ambiziosa con una capacità produttiva di 200.000 barili al giorno, la cifra è stata ridotta a 150.000. Questo adeguamento sembra legato alla strategia più ampia dell'azienda di concentrarsi sul valore piuttosto che sul volume, mantenendo un plateau di produzione stabile per sette-otto anni anziché perseguire rapidi guadagni iniziali. Riflette anche la consapevolezza del contesto strategico: dopo il ritiro di Shell, TotalEnergies è diventata pressoché l'unico attore importante in Namibia e qualsiasi futura infrastruttura (un potenziale impianto di GNL, oleodotti o altre strutture) ricadrà in gran parte sulle sue spalle. L'estensione della vita produttiva garantisce quindi rendimenti su un periodo più lungo per coprire questi costosi investimenti.

Questa tensione caratterizza i negoziati attualmente in corso. Il Presidente Netumbo Nandi-Ndaitwah ha posto la questione sotto la sua diretta supervisione e ha creato un'unità presidenziale per il petrolio che seguirà i colloqui. La preoccupazione è chiara: la Namibia non vuole ripetere l'esperienza della Guyana, dove il governo, in un accordo del 1999 con ExxonMobil, accettò una royalty pari a solo il 2%, un accordo ora considerato un modello negativo per i produttori di petrolio emergenti. Per questo motivo, la Namibia sta affrontando i negoziati con TotalEnergies da una posizione più difficile. L'amministratore delegato di TotalEnergies, Patrick Pouyanné, ha sottolineato che il raggiungimento dell'obiettivo della prima produzione nel 2029 richiede una decisione definitiva sugli investimenti entro la fine di quest'anno, una tempistica che appare già difficile da rispettare visti i continui disaccordi.

Anche la fattibilità economica del progetto è un punto controverso. TotalEnergies ha citato un prezzo di pareggio di 20 dollari al barile, che sembra più una posizione negoziale che una valutazione realistica, poiché la maggior parte dei progetti simili in acque profonde costa circa 35 dollari al barile. Ad esempio, i progetti di ExxonMobil in Guyana (a 1.700 metri di profondità) e i giacimenti pre-salini di Petrobras in Brasile (2.000 metri) lo dimostrano. Venus, a oltre 3.000 metri di profondità con una profondità geologica totale di 6.300 metri, insieme a un elevato rapporto gas/petrolio, si trova ad affrontare maggiori difficoltà. La mancanza di dati precisi sul contenuto di gas del giacimento rende difficile progettare piani di reiniezione e trattamento, aumentando l'incertezza sui costi. Gli analisti avvertono che se il gas fosse più abbondante del previsto, la reiniezione potrebbe ridurre significativamente i profitti.

La recente esperienza di Shell offre un chiaro segnale d'allarme. All'inizio del 2025, la società ha cancellato 400 milioni di dollari dalla sua licenza PEL 39 al largo delle coste della Namibia e ha abbandonato i pozzi Jonker, Graff ed Enigma dopo aver concluso che la scarsa qualità dei giacimenti e l'elevato contenuto di gas li rendevano commercialmente non redditizi. Questa uscita dimostra che non tutte le scoperte nel bacino dell'Orange possono essere sviluppate e che Venere, nonostante le sue grandi potenzialità, non è immune da questi vincoli geologici ed economici.

Tuttavia, la Namibia sta cercando di posizionarsi come nuovo polo energetico. Oltre al petrolio, il governo sta portando avanti un progetto da 10 miliardi di dollari per l'idrogeno verde con investitori tedeschi, la cui produzione dovrebbe iniziare nel 2027-2028. Questa parallela spinta verso l'energia non fossile dimostra una strategia di diversificazione, con Venere come pietra angolare, ma non come unico pilastro.

Per TotalEnergies, Venus riflette sia la portata delle sue scommesse africane sia i relativi rischi. Il continente rappresenta ora metà della sua produzione operativa e la quota maggiore del suo budget di esplorazione. Gli obiettivi di crescita si concentrano sul GNL e sul petrolio offshore in Namibia, Angola e Gabon. Ma il progetto namibiano incarna le sfide dell'esplorazione di frontiera. Il ritiro dell'azienda dal Sudafrica nel 2025, dopo aver rinunciato alla sua licenza offshore al largo di Città del Capo a causa di sfide politiche e ambientali, evidenzia la fragilità del contesto operativo nella regione.

Un fattore geopolitico aggiunge un'ulteriore dimensione: la Cina si è già affermata come il maggiore investitore straniero nell'estrazione di uranio in Namibia ed è attiva nei settori delle energie rinnovabili e delle infrastrutture. La Camera Africana dell'Energia ha aperto un ufficio a Shanghai per facilitare la partecipazione cinese ai progetti energetici, a indicare un cambiamento strategico a livello continentale. Per TotalEnergies, qualsiasi ritardo o controversia con i governi potrebbe consentire ai concorrenti di rafforzare la propria presenza, indebolendo potenzialmente la posizione a lungo termine dell'azienda francese.

Pertanto, il progetto Venus si trova a metà strada tra l'essere un'opportunità straordinaria e un banco di prova arduo. Sulla carta, potrebbe generare una crescita significativa dei flussi di cassa di TotalEnergies entro il 2030 e rimodellare la traiettoria economica della Namibia. Ma in realtà, devono essere affrontate enormi sfide tecniche, la necessità di condizioni finanziarie che bilancino i rendimenti degli investitori con le ambizioni statali e un contesto geopolitico volatile. Se le questioni relative a gas, entrate e infrastrutture saranno risolte presto, Venus potrebbe diventare uno dei progetti petroliferi di riferimento di questo decennio. In caso contrario, potrebbe trasformarsi in un altro esempio di come enormi opportunità energetiche di frontiera possano essere bloccate sotto il peso dei costi, della politica e della concorrenza.