La spesa in conto capitale per lo sviluppo di giacimenti offshore raggiungerà US$137 miliardi nel 2026, secondo Westwood

Pubblicato: 6 August 2026

La spesa in conto capitale per lo sviluppo di giacimenti offshore a livello globale dovrebbe raggiungere US$137 miliardi nel 2026, mentre gli operatori mantengono il loro impegno verso progetti a ciclo lungo — sviluppi che in genere richiedono da cinque a sette anni dall’approvazione alla prima produzione, il che significa che le decisioni di investimento odierne modelleranno l’offerta di idrocarburi ben oltre il 2030 — secondo le ultime analisi di Westwood Global Energy Group.

Nonostante le perturbazioni geopolitiche e la volatilità dei prezzi del petrolio, gli operatori hanno continuato a perseguire sviluppi offshore a ciclo lungo, con particolare attenzione ai progetti in acque profonde e alle piattaforme flottanti. L’attività di contracting è iniziata lentamente all’inizio del 2026, ma sia il mercato dei floating production systems (FPS) sia quello subsea si sono rafforzati in modo significativo nel secondo trimestre, indicando una chiara accelerazione del momentum degli award offshore in vista della seconda metà dell’anno.

Westwood ha registrato 38 final investment decisions (FIDs) per giacimenti offshore nella prima metà del 2026, in aumento del 90% rispetto alla 1H 2025. Il capex complessivo impegnato per lo sviluppo offshore ha raggiunto US$66.4 miliardi — più di tre volte il dato registrato un anno prima. Gli award EPC (engineering, procurement and construction) per FPS hanno totalizzato circa US$12.9 miliardi su otto unità, mentre gli award EPC subsea sono arrivati a US$5.6 miliardi.

Per la 2H 2026, Westwood prevede investimenti ancora solidi, con US$70.5 miliardi di capex impegnato per lo sviluppo di giacimenti offshore di petrolio e gas e oltre US$30 miliardi di ulteriori award EPC per FPS e subsea attesi nello stesso periodo. I principali fattori trainanti restano la sicurezza energetica, l’economicità competitiva dei progetti in acque profonde e la crescente fiducia degli operatori nelle risorse offshore come fonte di approvvigionamento affidabile nel lungo periodo. Tuttavia, una più ampia distribuzione geografica degli award e il miglioramento delle prestazioni della supply chain suggeriscono che il ciclo attuale stia diventando più equilibrato, resiliente e meno dipendente da un numero ristretto di regioni o operatori.

I costi di sviluppo dei giacimenti aumentano del 30%

Il capex per lo sviluppo di giacimenti offshore nel 2026 è stimato in US$137 miliardi, in aumento del 30% rispetto a US$105.2 miliardi nel 2025. Il dato include i costi di perforazione e completamento, le attività di ingegneria subsea e di piattaforma, i work scope EPCIC (engineering, procurement, construction, installation and commissioning) e altre spese legate allo sviluppo, come project management, logistica, supporto marittimo e contingenze.

L’aumento segnala un ciclo di investimento offshore sostanzialmente più forte, ma ancora più importante è il miglioramento del ritmo della spesa. A differenza del 2025, quando il capex offshore era fortemente concentrato nella 2H, che rappresentava l’80% degli investimenti annuali impegnati, nel 2026 la spesa è distribuita in modo più uniforme tra US$66.4 miliardi nella 1H e US$70.5 miliardi nella 2H. Ciò suggerisce un contesto di approvazioni più sostenuto piuttosto che un ciclo di award concentrato a fine anno.

Anche la composizione geografica degli investimenti è cambiata. Nel 2025, gli investimenti offshore impegnati nel petrolio e gas erano guidati dal Medio Oriente, sostenuti da QatarEnergy, Saudi Aramco e TPAO, a riflettere grandi sviluppi di piattaforme fisse ed espansioni brownfield di capacità. Il Medio Oriente rappresentava US$34.8 miliardi, pari a circa un terzo del capex globale. L’America Latina seguiva con US$23.5 miliardi, mentre l’Asia contribuiva con US$16.6 miliardi.

Nel 2026, gli investimenti risultano significativamente più diversificati. L’America Latina è diventata il principale mercato regionale con US$28.5 miliardi, seguita di poco da Asia e Nord America, entrambe a US$26 miliardi. L’Africa contribuisce con US$23.3 miliardi, mentre il Medio Oriente scende a US$22.8 miliardi. Il profilo più debole del Medio Oriente nella 1H 2026 riflette un contesto di approvazioni più prudente, in parte influenzato dall’incertezza geopolitica legata al conflitto US-Israel-Iran, oltre che dalla riallocazione del capitale globale verso sviluppi FLNG e flottanti in acque profonde. Le principali opportunità in Medio Oriente, tra cui Durra, Maydan Mahzam e Umm Shaif Gas Cap, restano concentrate nella 2H 2026 o oltre.

Dal punto di vista dei segmenti, il cambiamento strutturale più evidente è l’aumento del valore degli award EPC per piattaforme flottanti, salito da US$15.6 miliardi nel 2025 a US$37.7 miliardi nel 2026. Al contrario, la spesa per perforazione e completamento scende da US$26.7 miliardi a US$23.5 miliardi, mentre l’EPC per piattaforme fisse cala moderatamente da US$14.9 miliardi a US$13.8 miliardi, a causa dei ritardi nelle approvazioni dei progetti in Medio Oriente. L’EPC per apparecchiature subsea resta sostanzialmente stabile a US$17 miliardi.

Il mercato FPS entra in una nuova fase di crescita

Il mercato FPS ha rimbalzato con forza nella 2Q 2026 rispetto alla 1Q, con sei importanti award EPC del valore complessivo di circa US$11.4 miliardi. Questi progetti hanno aggiunto oltre 539kboepd di capacità di trattamento e 4.4mtpa di capacità FLNG, evidenziando il ruolo crescente delle infrastrutture flottanti sia nelle strategie di sviluppo petrolifero sia in quelle gasiere.

Tra i principali award figurano gli FPSO P-81 e P-87 di Petrobras, assegnati a SBM Offshore con un modello build, operate and transfer (BOT), confermando lo spostamento di Petrobras lontano dalle tradizionali strutture lease-and-operate. Altri award rilevanti includono Delfin FLNG nel Golfo del Messico statunitense, Greater PAJ di Azule Energy al largo dell’Angola, l’FPSO sostitutivo Kikeh di PTTEP al largo della Malesia e l’unità floating control unit (FCU) Cronos di Eni al largo di Cipro.

L’attività di contracting EPC per FPS dovrebbe rafforzarsi ulteriormente nella 2H 2026, con 10 unità aggiuntive previste per la sanction, per un valore EPC di circa US$23.5 miliardi. Nel luglio 2026, Eni ha approvato l’unità FPS per lo sviluppo Baleine Ph. 3 al largo della Costa d’Avorio, affidando a Wison New Energies il work scope EPC, mentre in Indonesia offshore, Searah, la joint venture Eni-Petronas, ha assegnato a Saipem il perimetro EPC per l’FPSO Bahtera Haluan Lestari, che sarà impiegato nel Kutei North Basin.

Tra gli altri principali progetti FPS da seguire nella 2H figurano Longtail di ExxonMobil al largo della Guyana, lo sviluppo Venus di TotalEnergies al largo della Namibia, Bahia Blanca LNG (Argentina), Ksi Lisims FLNG (Canada) e l’unità Yoho FLNG al largo della Nigeria.

I fondamentali subsea restano solidi

L’attività di award subsea è stata inferiore a quella FPS nella 1H 2026, ma il mercato sottostante resta fondamentalmente forte. Westwood ha registrato US$2.9 miliardi di award EPC subsea nella 2Q 2026, in aumento del 7% su base trimestrale e del 24% su base annua. Il valore degli award EPC subsea per l’intero anno è previsto a US$17 miliardi, sostenuto da 283 unità di subsea tree, di cui 123 assegnate nella 1H 2026.

La domanda di subsea umbilical, risers and flowline (SURF) nel 2026 è prevista a circa 4,000 km, con un aumento del 32% su base annua, mentre la domanda di export line è stimata a 2,600 km, in crescita del 47% su base annua.

Il profilo più debole degli award nella 1H sembra legato ai tempi piuttosto che a un indebolimento della domanda. Diversi sviluppi recentemente approvati, tra cui Baleine Ph 3 di Eni, Cronos e Geng North, non hanno ancora assegnato i principali pacchetti subsea. Ciò supporta le attese di una 2H 2026 più forte e rafforza la fiducia nell’utilizzo della supply chain subsea.

Il momentum offshore si amplia

Nonostante i venti contrari geopolitici abbiano ritardato alcuni award in Medio Oriente, il mercato offshore del 2026 mostra maggiore profondità e resilienza, sostenuto dall’aumento della spesa per long-lead item, da una platea più ampia di operatori investitori e da un impegno crescente verso progetti FLNG e deepwater ad alta intensità di capitale. La crescita del mercato sta diventando meno concentrata a livello regionale e sempre più guidata da sviluppi facility-led, in particolare dai floating production systems. L’attività subsea resta sostenuta da un solido pipeline di progetti approvati, ponendo il settore nelle condizioni di un’accelerazione degli award contrattuali nella seconda metà dell’anno.

Source: Westwood Global Energy Group