Il 4 giugno 2026 l'offshore mostra un profilo insolito: espansione produttiva, gestione industriale del fine vita e decarbonizzazione attiva procedono in parallelo nello stesso ciclo di notizie. Aramco consolida il suo ecosistema di fornitura aggiungendo McDermott tra i consulenti PMC e affidando a KEPCO un contratto da 1,4 miliardi di dollari per il campo Jafurah. Equinor riceve il via libera per la chiusura dei pozzi su Tordis. MODEC e Eld Energy portano le celle a combustibile con cattura del carbonio dalla fase pilota verso la scala commerciale: il target è un sistema da 1,2 MW per le future FPSO. Non sono notizie casuali — sono tre direttrici di un settore che si sta riorganizzando su orizzonti temporali molto diversi.
L'hub Aramco cresce: due contratti nella stessa giornata
McDermott è entrata nell'ecosistema di fornitura di Aramco come uno degli 11 appaltatori selezionati nell'ambito di un accordo pluriennale di Project Management Consultancy (PMC) per progetti energetici, downstream, petrolchimici e a basse emissioni di carbonio in Arabia Saudita. Il contratto copre servizi di ingegneria, pre-FEED, FEED e consulenza di gestione del progetto.
L'accordo formalizza anche una partnership tra McDermott e la saudita Solutions Leaders Fayez Engineering (SLFE), appaltatore approvato da Aramco nel programma GES+. La struttura è bipartita: SLFE gestirà l'ingegneria e i servizi al cliente in Arabia Saudita; McDermott fornirà pianificazione, governance e leadership tecnica attraverso la sua rete globale.
Michael McKelvy, CEO e Presidente del Consiglio di McDermott, ha commentato: "Così come gli Stati Uniti e il Regno condividono un impegno per la collaborazione a lungo termine, condividiamo con SLFE un impegno verso la localizzazione, il trasferimento di conoscenze e la costruzione sostenibile di capacità nel Regno."
Sempre il 4 giugno, la sudcoreana Korea Electric Power Corporation (KEPCO) ha annunciato di aver vinto il contratto per costruire e gestire la Fase 2 dell'impianto di cogenerazione di Jafurah, generando un ricavo stimato di 2,1 trilioni di won — equivalenti a 1,4 miliardi di dollari — nell'arco contrattuale. L'impianto avrà una capacità di 331 MW e produrrà circa 465 tonnellate di vapore all'ora, rifornendo Aramco di elettricità e vapore per 17 anni a partire dal completamento previsto per giugno 2029. Con un arco contrattuale di 17 anni su 1,4 miliardi totali, il progetto vale in media circa 82 milioni di dollari all'anno per KEPCO.
Il campo Jafurah — il più grande sviluppo di gas non associato dell'Arabia Saudita, con un investimento totale stimato in 100 miliardi di dollari e riserve di 229 trilioni di piedi cubi di gas più 75 miliardi di barili di condensato — ha già avviato la produzione nella Fase 1 con 450 milioni di piedi cubi al giorno. A regime, dopo il completamento previsto per il 2030, la produzione sostenibile salirà a 2 miliardi di piedi cubi al giorno, affiancata da 420 milioni di piedi cubi standard al giorno di etano e 630.000 barili al giorno di liquidi ad alto valore.
Equinor ottiene il via libera per la chiusura dei pozzi su Tordis
Equinor ha ricevuto il consenso di Havtil — l'Autorità per la sicurezza del settore petrolifero norvegese — per operazioni di Plug and Abandonment (P&A) sul campo Tordis nel Mare del Nord, con l'impiego del drilling unit COSLPromoter. Il P&A è la procedura di sigillatura permanente dei pozzi esauriti: per Equinor e per il Mare del Nord in generale, si tratta di un'attività sempre più sistematizzata man mano che i giacimenti maturi si avvicinano alla fine della vita produttiva.
MODEC e Eld Energy: le celle SOFC con cattura CO₂ puntano alle FPSO
MODEC e la norvegese Eld Energy hanno firmato un memorandum d'intesa per sviluppare un sistema di potenza da 1,2 MW integrato con cattura del carbonio per le future unità FPSO (Floating Production, Storage and Offloading). Eld Energy guiderà la progettazione, l'approvvigionamento, la costruzione e la validazione del sistema basato su celle a combustibile a ossido solido (SOFC); MODEC svilupperà l'impianto di cattura del carbonio e integrerà il sistema combinato nei design FPSO.
Il percorso di sviluppo ha una logica progressiva documentata: la collaborazione ha preso il via nel 2025 con un sistema da 40 kW, poi scalato a un progetto pilota SOFC con cattura CO₂ da 120 kW. Il sistema attuale da 1,2 MW — equivalente a 1.200 kW — rappresenta un moltiplicatore di 10 rispetto al pilota nella capacità installata. Le due aziende puntano ai test a terra entro il 2029, seguiti da un programma di dimostrazione a lungo termine.
Le SOFC generano elettricità convertendo direttamente energia chimica ad alte temperature e possono operare con diversi tipi di carburante. Abbinate alla cattura del carbonio, offrono un percorso pratico per ridurre le emissioni della generazione elettrica sulle FPSO senza compromettere l'affidabilità operativa.
Sviluppo, dismissione e decarbonizzazione: l'offshore su tre fronti
Le notizie del 4 giugno 2026 disegnano la struttura di un settore che opera su più orizzonti temporali contemporaneamente. Aramco accumula contrattisti PMC — 11 appaltatori in un solo accordo quadro — e affida la cogeneration di Jafurah per 17 anni a KEPCO: investimento strutturato sul lunghissimo periodo. Equinor, sul fronte opposto, sigilla i pozzi di Tordis in modo sistematico. MODEC e Eld Energy avanzano intanto verso test industriali nel 2029 con una tecnologia pensata per ridurre le emissioni delle piattaforme galleggianti.
Rob Shaul, Senior Vice President Low Carbon Solutions di McDermott, ha sintetizzato la direzione del settore: "Questo accordo a lungo termine riflette la fiducia di Aramco nelle nostre capacità di esecuzione comprovate e nel nostro track record nel consegnare progetti complessi e di livello mondiale nel Regno."
Se le tempistiche reggono, il test a terra del 2029 porterà il sistema SOFC-CCS di MODEC da un impianto pilota da 120 kW a un'unità da 1,2 MW — un ordine di grandezza superiore, da verificare in condizioni reali prima di qualsiasi integrazione su FPSO operative.