Chevron ha messo a segno una scoperta a petrolio e condensato nel Block 0, al largo dell’Angola. Il pozzo esplorativo 105-4X ha attraversato una colonna di idrocarburi superiore a 600 metri — più di 2.000 piedi — nel reservoir Pinda, nel Lower Congo Basin. La società valuta ora un collegamento diretto agli impianti già operativi, riducendo tempi e capitali: un vantaggio che poche frontiere africane possono offrire.
Il pozzo 105-4X e la strategia del tieback
Il pozzo 105-4X ha incontrato più di 90 metri (oltre 300 piedi) di net pay in roccia di alta qualità. Chevron ha descritto la qualità del reservoir come “eccellente” nel comunicato diffuso il 17 agosto 2026. Nessuna stima di risorse recuperabili è stata ancora comunicata.
OilPrice.com riporta i dati in piedi, Offshore Engineer in metri: convertendo, 2.000 piedi equivalgono a 609,6 metri e 300 piedi a 91,4 metri. Le due misurazioni, imperiale e metrica, coincidono sostanzialmente e non segnalano una contraddizione.
L’elemento operativo più rilevante è la possibilità di tieback. Chevron sta valutando se il 105-4X possa essere collegato agli impianti esistenti del Block 0 invece di essere sviluppato come progetto autonomo. La produzione nell’area è già attiva: il primo olio dalla piattaforma South N’dola è arrivato a dicembre 2025.
Block 0: quote e peso della produzione angolana
Il Block 0 è operato da Cabinda Gulf Oil Company, controllata Chevron, con una quota del 39,2%. La quota singola più alta resta però in mani statali: Sonangol E&P detiene il 41%. TotalEnergies ha il 10% e Azule Energy, la joint venture BP-Eni, il 9,8%.
| Società | Quota nel Block 0 |
|---|---|
| Sonangol E&P | 41% |
| Chevron (Cabinda Gulf Oil Company) | 39,2% |
| TotalEnergies | 10% |
| Azule Energy (BP-Eni) | 9,8% |
La scoperta arriva in un momento delicato per l’Angola. Il Paese ha prodotto in passato vicino a 2 milioni di barili al giorno; oggi è attestato intorno a 1,1 milioni di barili al giorno, dopo essere sceso sotto il milione nel 2025. Facendo i conti sulle cifre disponibili, la produzione attuale è circa il 45% più bassa rispetto al picco storico indicato. Le riforme fiscali introdotte con il decreto presidenziale di fine 2024 puntano a rendere più investibili i blocchi maturi e a stimolare l’esplorazione.
Chevron produce nell’Africa subsahariana circa 300.000 barili di olio equivalente al giorno netti. Rapportati agli attuali 1,1 milioni di barili al giorno dell’Angola, equivalgono a poco più del 27% della produzione angolana: un’indicazione di quanto la compagnia incida sul bacino.
Perché l’infrastruttura cambia i tempi
La differenza dell’Angola rispetto ad altre frontiere africane è la presenza di infrastrutture già operative. Un eventuale collegamento del 105-4X agli impianti del Block 0 ridurrebbe sia la spesa in conto capitale sia i tempi per portare il greggio sul mercato.
Questa scoperta si inserisce in una campagna esplorativa più ampia. Da fine 2024, Chevron ha registrato:
- tre scoperte near-field in Nigeria;
- nuovi blocchi offshore nigeriani e interessi in Guinea-Bissau e Equatorial Guinea;
- un pozzo pianificato in Namibia, il Nabba-1X, entro la fine del 2026.
La notizia arriva anche meno di due settimane dopo la conferma dei risultati di appraisal al pozzo Katambi-2 nel Block 24, segnalata da Sonangol. Per l’Angola, il messaggio è concreto: un’altra scoperta commercialmente valida nel Block 0 può essere agganciata a una rete che già produce, piuttosto che attendere anni di sviluppo in acque profonde.