Petrolio: la nuova frontiera non-OPEC è il Sud America. Brasile, Guyana e Argentina pronti a compensare i tagli

Il petrolio proveniente dalle piattaforme offshore del Brasile, della Guyana, del Suriname e dal giacimento di scisto Vaca Muerta in Argentina saranno le principali fonti di approvvigionamento di petrolio non OPEC a prezzi competitivi fino al 2030, secondo le previsioni di Rystad Energy. Rystad ha previsto che la domanda globale di liquidi raggiungerà il picco nel 2030 a circa 107 milioni di barili al giorno (bpd), mantenendosi sopra i 100 milioni di bpd fino al 2040, prima di scendere a circa 75 milioni di bpd entro il 2050.

Secondo la società di consulenza energetica norvegese, l’approvvigionamento non OPEC+ sarà fondamentale per bilanciare il mercato globale, con il petrolio a basso costo proveniente dal Sud America che contribuirà a compensare la crescita più lenta dello shale statunitense. Si prevede che i produttori non OPEC+ rappresenteranno circa 5,9 milioni di bpd, ovvero quasi il 60%, del nuovo petrolio convenzionale attualmente in fase di sviluppo fino al 2030 (nuova capacità totale). Il Sud America sarà la principale fonte di questa crescita dell’offerta con 560.000 barili al giorno di greggio e condensato, mentre il Nord America fornirà circa 480.000 barili al giorno.

Previsione produzione petrolio non Opec per macro aree

Radhika Bansal, vicepresidente della ricerca upstream presso Rystad Energy, ha affermato che i pozzi attualmente in produzione sono sulla buona strada per fornire meno della metà della loro produzione attuale entro il 2030, una tendenza che rafforza la necessità di investimenti sostenuti sia nei giacimenti nuovi che in quelli maturi. Ha osservato che le risorse non sviluppate e scoperte continueranno a svolgere un ruolo chiave nel soddisfare il fabbisogno globale di approvvigionamento fino alla metà degli anni ’30.

Sebbene il mercato possa subire un breve periodo di eccesso di offerta, Bansal ha avvertito che “i rischi di superficie potrebbero causare ritardi nelle tempistiche dei progetti”. Ha aggiunto che l’esperienza maturata dal Sud America nel settore delle acque profonde lo pone in una posizione favorevole per fornire barili competitivi a livello globale, con la necessità di investimenti continui poiché si prevede che il divario di offerta aumenterà dopo la metà degli anni ’30.

Il Brasile è una delle principali fonti di crescita della produzione, in particolare grazie ai suoi prolifici giacimenti petroliferi offshore in acque ultra profonde pre-sale, che vantano bassi costi di pareggio. Sono in corso importanti investimenti, con diverse nuove unità galleggianti di produzione, stoccaggio e scarico (FPSO) che dovrebbero entrare in funzione nel corso dell’anno. La produzione petrolifera offshore del Brasile è uno dei principali motori della sua economia, con una produzione proveniente principalmente dai giacimenti pre-sale come Lula e Búzios, gestiti per lo più dalla società statale Petrobras. Il Paese ha stabilito nuovi record di produzione e continua ad aumentare la sua produzione attraverso lo sviluppo di nuove piattaforme e l’esplorazione in giacimenti in acque profonde, nonostante le sfide normative e infrastrutturali che deve affrontare. Il giacimento di Lula è uno dei progetti offshore più significativi del Brasile, con riserve stimate pari a 8,3 miliardi di barili equivalenti di petrolio (boe); il giacimento di Búzios ha raggiunto il record di 800.000 barili di petrolio al giorno nel febbraio 2025, con l’aggiunta di ulteriori piattaforme per aumentare la capacità.

Piattaforma petrolifera in Brasile

La produzione petrolifera della Guyana è aumentata rapidamente, superando i 770.000 barili al giorno a ottobre 2025, principalmente grazie ai progetti del consorzio guidato da ExxonMobil  nel blocco Stabroek. Questo aumento è dovuto all’avvio dello sviluppo Yellowtail, la quarta nave di produzione galleggiante (FPSO). Si prevede che la Guyana raggiungerà i 900.000 barili al giorno una volta che il quarto impianto sarà pienamente operativo, con l’obiettivo a lungo termine di produrre oltre un milione di barili al giorno una volta che progetti come Uaru e Whiptail entreranno in funzione nel 2026 e nel 2027. Infatti, Exxon afferma che la Guyana potrebbe produrre quasi 1,3 milioni di barili al giorno entro il 2027, diventando uno dei produttori pro capite più prolifici al mondo.

Il blocco Stabroek di fronte alla Guyana e all’area contesa

Nel frattempo, secondo le stime di Rystad Energy, la produzione di petrolio da scisti di Vaca Muerta è aumentata del 26% su base annua, superando i 447.000 barili al giorno, e ora rappresenta la maggior parte della produzione totale di petrolio dell’Argentina. Vaca Muerta è una delle più grandi riserve di petrolio non convenzionale al mondo, stimata in 16,2 miliardi di barili di petrolio recuperabile. La produzione è stata stimolata da investimenti significativi, che hanno portato a una riduzione dei costi di estrazione nelle principali aree di produzione e a un aumento della produttività. Il sentiment positivo degli investitori e l’attenzione allo sviluppo delle infrastrutture sono fondamentali per la crescita futura, come dimostrano le aziende che hanno revocato la decisione di uscire dal mercato e quelle come la norvegese Equinor  che sono tornate a investire nel settore. Equinor e Shell Plc.  hanno acquisito una partecipazione del 49% nel blocco Bandurria Sur da Schlumberger  nel 2020, con l’acquisizione che ha fatto seguito al suo ingresso iniziale nella regione nel 2017 e al successivo accordo con YPF per lo sviluppo del blocco Bajo del Toro.

Tuttavia, l’iconico bacino sta mostrando segni di rallentamento, in particolare nell’attività di trivellazione a causa della saturazione della capacità di trasporto. È interessante notare che il gas naturale sta ora rubando la scena a Vaca Muerta, con una produzione di gas secco che ha raggiunto i 2,1 miliardi di piedi cubi al giorno (Bcfd) nel primo trimestre del 2025, con un aumento del 16% su base annua. Secondo Rystad, l’Argentina sta ora “…perseguendo una strategia nazionale di esportazione di GNL audace e multifase, il che significa che l’Argentina potrebbe presto diventare un attore fondamentale nell’approvvigionamento globale di gas, rimodellando in modo significativo i mercati e la geopolitica energetica”.

Domande e risposte

Perché il Sud America è così cruciale per il petrolio ora? Perché compensa due fattori: il rallentamento della crescita dello shale oil negli Stati Uniti e il declino naturale dei giacimenti petroliferi esistenti nel mondo. L’OPEC+ controlla gran parte dell’offerta, ma il mercato ha bisogno di nuove fonti “non-OPEC” per restare in equilibrio. Il Sud America, in particolare Brasile e Guyana, offre petrolio di alta qualità (offshore) a costi di estrazione molto competitivi, rendendolo ideale per soddisfare la domanda futura.

Quali sono i principali rischi di queste previsioni? Rystad Energy avverte che, sebbene le prospettive siano ottime, esistono “rischi di superficie”. Questi includono ritardi nelle tempistiche dei progetti (ad esempio, la costruzione e l’installazione di complesse piattaforme FPSO) e sfide normative o infrastrutturali. In Argentina, ad esempio, la crescita di Vaca Muerta è già frenata da “ingorghi” nelle pipeline, dimostrando che avere il petrolio non basta se non si può trasportarlo.

Vaca Muerta in Argentina è più importante per il petrolio o per il gas? Attualmente Vaca Muerta è una fonte enorme per entrambi. Tuttavia, mentre la produzione di petrolio sta incontrando limiti infrastrutturali (saturazione della capacità di trasporto), la produzione di gas sta esplodendo. Rystad Energy suggerisce che il vero potenziale geopolitico futuro dell’Argentina potrebbe risiedere nella sua capacità di diventare un grande esportatore di Gas Naturale Liquefatto (GNL), un mercato strategico a livello globale.

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