ADNOC brach Hail- und Ghasha-Ausschreibungen mitten im Verfahren ab; erstes Gas verzögerte sich von 2025 auf 2030

Im November 2018 nahm ADNOC Eni in die Ghasha-Konzession auf: einen 40-jährigen 25-prozentigen Anteil an einer großen Offshore-Gasentwicklung, die sich über die Felder Hail, Ghasha und Dalma vor Abu Dhabi erstreckt, wobei Wintershall Dea ebenfalls eine 10-prozentige Beteiligung übernahm. Die Felder enthalten ultra-saures Gas sowie Kondensat. In Enis Ankündigung wurde die Förderung mit mehr als 1,5 Milliarden Kubikfuß pro Tag angegeben, mit Inbetriebnahme „etwa Mitte des nächsten Jahrzehnts“, was ungefähr 2025 bedeutete. Das Baukonzept war extrem anspruchsvoll: Bohrzentren und eine Verarbeitungsanlage auf künstlichen Inseln, dann Schwefelhandhabung an Land.

Die Entwicklung durchlief dann jahrelang Ausschreibungsrunden ohne endgültige Investitionsentscheidung. ADNOC führte frühe Arbeiten über Vereinbarungen für Vorbaudienstleistungen (PCSAs) durch, die an zwei internationale Konsortien vergeben wurden, statt sich auf vollständige Verträge festzulegen. Anfang Mai 2023 berichtete Construction Week, dass ADNOC beide PCSAs beendet hatte – eine für Arbeiten an Land, eine für Offshore – und die Ausschreibung von Grund auf neu startete, bei einem Projekt, das „bereits mehrere Jahre Verzögerung erlebt hat“. Bieter, die Jahre und Geld in die Planung für den ultra-sauren Umfang investiert hatten, blieben mit annullierten Aufträgen zurück.

Der Neustart erfolgte schnell, sobald sich die kommerzielle Grundlage änderte. Am 5. Oktober 2023 traf ADNOC auf der ADIPEC die endgültige Investitionsentscheidung und vergab zwei EPC-Verträge: Anlagen auf künstlichen Inseln und Unterwasserpipelines an ein Joint Venture aus National Petroleum Construction Company und Saipem sowie den Onshore-Umfang an Tecnimont. Saipem bezifferte seinen Anteil am Offshore-Auftrag auf rund 4,1 Milliarden US-Dollar. Das Ziel von mehr als 1,5 bscfd Gas verschob sich auf „vor Ende des Jahrzehnts“, wobei 1,5 Millionen Tonnen CO2-Abscheidung pro Jahr in ein Netto-Null-Design integriert wurden.

Das erste Gas verzögerte sich von „etwa Mitte des nächsten Jahrzehnts“ (etwa 2025) auf „vor Ende des Jahrzehnts“ – fünf verlorene Jahre bei 1,5 bscfd Gas.

Ultra-saures Gas mit Verarbeitung auf Inseln machte EPC-Umfang und -Preise außergewöhnlich schwer festzulegen, sodass Verträge immer wieder neu zugeschnitten statt vergeben wurden.

ADNOC führte das Projekt über Vereinbarungen für Vorbaudienstleistungen ohne dahinterstehende FID; solche Vereinbarungen können ohne Projekt gekündigt werden, und sie wurden gekündigt.

Jeder Ausschreibungsneustart verwarf angesammelte Planung, sodass sich „mehrere Jahre Verzögerung“ anhäuften, bevor der Neustart von 2023 überhaupt begann.

Wechsel bei den Partnern sorgte für zusätzliche Reibung: Wintershall Deas 10 % mussten weiterverkauft werden, bevor PTTEP sie im Juni 2024 kaufte.

Ausschreibungen, die auf Dienstleistungsvereinbarungen vor der FID beruhen, laden zu Neu-Zuschnitten ein: Wenn die Wirtschaftlichkeit nicht festgelegt werden kann, kündigt der Auftraggeber und startet neu. Der Stillstand kostet mehr als ein höherer, festgeschriebener Preis.

PTTEP kaufte im Juni 2024 Wintershall Deas 10-prozentige Konzessionsbeteiligung und bezeichnete das Feld als eines der größten in den VAE. Im Dezember 2025 schloss ADNOC eine strukturierte Finanzierung über 11 Milliarden US-Dollar mit Eni und PTTEP ab, gestützt auf mehr als 20 Banken, wodurch künftige Midstream-Produktion aus einer Konzession monetarisiert wird, die nun voraussichtlich 1,8 bscfd liefern soll. Der Bau ist im Gange, aber das erste Gas wird vor 2030 angestrebt – rund fünf Jahre hinter dem, was die Unterzeichnung der Konzession 2018 versprach, mit Milliarden mehr an vertraglich vereinbartem Umfang, als die annullierte Ausschreibung umfasste.