ADNOC canceló las licitaciones de Hail y Ghasha a mitad del proceso; el primer gas pasó de 2025 a 2030

En noviembre de 2018 ADNOC incorporó a Eni a la Concesión Ghasha: una participación del 25% por 40 años en un megadesarrollo de gas marino que abarca los campos de Hail, Ghasha y Dalma frente a Abu Dabi, con Wintershall Dea tomando también un interés del 10%. Los campos contienen gas ultraamargo más condensado. El anuncio de Eni situó la producción en más de 1.500 millones de pies cúbicos al día, en funcionamiento 'alrededor de mediados de la próxima década', lo que significaba aproximadamente 2025. El concepto de construcción era severo: centros de perforación y una planta de procesamiento en islas artificiales, y luego manejo de azufre en tierra.

El desarrollo pasó luego años atravesando rondas de licitación sin una decisión final de inversión. ADNOC ejecutó trabajos iniciales mediante acuerdos de servicios previos a la construcción (PCSA, por sus siglas en inglés) adjudicados a dos consorcios internacionales en lugar de comprometerse con contratos completos. A principios de mayo de 2023, Construction Week informó que ADNOC había rescindido ambos PCSA —uno que cubría trabajos en tierra y otro en alta mar— y había reiniciado la licitación desde cero, en un proyecto que 'ya ha experimentado varios años de retraso'. Los licitadores que habían gastado años y dinero en ingeniería para el alcance ultraamargo quedaron con adjudicaciones canceladas.

El reinicio fue rápido una vez que cambió la base comercial. El 5 de octubre de 2023, en ADIPEC, ADNOC tomó la decisión final de inversión y adjudicó dos contratos EPC: instalaciones en islas artificiales y ductos submarinos a una empresa conjunta de National Petroleum Construction Company-Saipem, y el alcance en tierra a Tecnimont. Saipem cifró su parte de la adjudicación marina en alrededor de 4.100 millones de dólares. El objetivo de más de 1,5 bscfd de gas se trasladó a 'antes de que acabe la década', con 1,5 millones de toneladas anuales de captura de CO2 incorporadas a un diseño de cero emisiones netas.

El primer gas pasó de 'alrededor de mediados de la próxima década' (aproximadamente 2025) a 'antes de que acabe la década': cinco años perdidos en 1,5 bscfd de gas.

El gas ultraamargo con procesamiento en islas hacía que el alcance y los precios EPC fueran excepcionalmente difíciles de fijar, por lo que los contratos seguían redefiniéndose en lugar de adjudicarse.

ADNOC llevó el proyecto sobre acuerdos de servicios previos a la construcción sin una FID detrás; tales acuerdos pueden cancelarse sin un proyecto, y así se hizo.

Cada reinicio de licitación descartó ingeniería acumulada, de modo que 'varios años de retraso' se acumularon antes de que siquiera comenzara el reinicio de 2023.

La rotación de socios añadió fricción: el 10% de Wintershall Dea tuvo que venderse antes de que PTTEP lo comprara en junio de 2024.

Las licitaciones que flotan sobre acuerdos de servicios previos a la FID invitan a la redefinición del alcance: cuando la economía no puede fijarse, el cliente cancela y reinicia. El limbo cuesta más que un precio más alto y bloqueado.

PTTEP compró en junio de 2024 el 10% de la participación en la concesión de Wintershall Dea, calificando el campo como uno de los más grandes de los EAU. En diciembre de 2025 ADNOC cerró un financiamiento estructurado de 11.000 millones de dólares con Eni y PTTEP, respaldado por más de 20 bancos, monetizando la producción futura de midstream de una concesión que ahora se espera que entregue 1,8 bscfd. La construcción está en marcha, pero el primer gas tiene como objetivo antes de 2030 —aproximadamente cinco años por detrás de lo que prometió la firma de la concesión de 2018, con miles de millones más de alcance contratado que el que llevaba la licitación cancelada.