Shell investe 350 milioni di dollari per tre nuovi pozzi di gas in Egitto: la produzione parte dal 2028

Nel Mediterraneo orientale si prepara un nuovo cantiere sottomarino. BG Delta Limited, sussidiaria di Shell plc, insieme ai suoi partner ha formalizzato la decisione finale di investimento per la Fase 12a della concessione West Delta Deep Marine (WDDM), al largo delle coste egiziane del Delta del Nilo. L'operazione vale circa 350 milioni di dollari e prevede la perforazione e il completamento di tre nuovi pozzi di gas in acque profonde, con la produzione attesa a partire dal 2028.

La concessione WDDM si estende tra 90 e 120 chilometri dalla costa, in fondali che variano tra 300 e 1.200 metri di profondità. Un contesto impegnativo dal punto di vista ingegneristico, ma già noto al consorzio: la produzione in quest'area ha preso il via nel lontano 2003, e le fasi di sviluppo precedenti hanno accumulato decenni di esperienza operativa. I tre nuovi pozzi saranno collegati all'infrastruttura sottomarina già esistente, gestita dalla Burullus Gas Company — joint venture che include BG Delta, la Egyptian General Petroleum Corporation (EGPC) e Edison International. Questo approccio, secondo Shell, permette di accorciare i tempi di sviluppo, migliorare l'efficienza del capitale e limitare la necessità di nuove strutture fisse.

I lavori della Fase 12a sono programmati per iniziare nel primo trimestre del 2027. Il progetto si inserisce in una sequenza già avviata: le Fasi 10 e 11 avevano portato in produzione sei nuovi pozzi tra il 2024 e il 2025, consolidando un modello replicato ora nella dodicesima iterazione. I partner del consorzio includono, oltre a Shell, la Egyptian Natural Gas Holding Company (EGAS), l'EGPC e la compagnia malese Petronas.

Dalia El Gabry, Vice Presidente e Presidente di Shell Egitto, ha inquadrato la decisione come parte di un impegno a lungo termine: massimizzare il potenziale della concessione WDDM e sostenere le esigenze energetiche del paese. Un obiettivo che, alla luce delle statistiche recenti, appare tutt'altro che scontato. L'Egitto, secondo produttore africano di gas nel 2022 dopo l'Algeria, ha visto la propria produzione scendere in modo significativo rispetto al picco del 2021 — quando raggiungeva i 71 miliardi di metri cubi — fino a circa 45 miliardi nel 2024. Il calo è stato così marcato da spingere il paese, già nel 2023, a diventare importatore netto di gas: una svolta che pesa sull'economia nazionale e sulla stabilità degli approvvigionamenti per le centrali termiche e le industrie.

La Fase 12a si propone dunque di invertire, almeno in parte, questa tendenza, sostenendo l'approvvigionamento interno di gas e rafforzando la sicurezza energetica egiziana. Il Ministero del Petrolio e delle Risorse Minerarie aveva già anticipato a maggio 2026 che il progetto era in preparazione, confermando l'interesse statale per l'accelerazione dello sviluppo offshore.

Parallelo alla Fase 12a, Shell ha in agenda anche l'avvio della produzione dal giacimento di Mina West, scoperto a novembre 2023, atteso per il quarto trimestre del 2026, con un contributo stimato di circa 160 milioni di piedi cubi standard di gas al giorno. Il programma di perforazione 2026 nel Mediterraneo comprende inoltre i prospetti esplorativi Sirius e Velox, a indicare una strategia di espansione che guarda oltre i cantieri già avviati.

La partita energetica egiziana interessa da vicino anche le dinamiche del bacino mediterraneo, in cui si muovono compagnie di diversi paesi europei — Italia compresa, con Eni tradizionalmente attiva nella regione. La crescita della capacità estrattiva egiziana potrebbe, nel medio periodo, riaprire spazi per l'export di gas verso l'Europa meridionale, sebbene l'obiettivo dichiarato della Fase 12a rimanga per ora il mercato interno. Le dinamiche di offerta e domanda nel Mediterraneo orientale restano, in ogni caso, un capitolo aperto e strategicamente rilevante per chi dipende dalle forniture via mare.