ADNOC a abandonné les appels d'offres Hail et Ghasha en cours de processus ; le premier gaz est passé de 2025 à 2030

En novembre 2018, ADNOC a fait entrer Eni dans la concession Ghasha : une participation de 25 % sur 40 ans dans un méga-développement gazier offshore couvrant les champs de Hail, Ghasha et Dalma au large d'Abou Dhabi, Wintershall Dea prenant également une participation de 10 %. Les champs renferment du gaz ultra-sulfuré ainsi que du condensat. L'annonce d'Eni indiquait une production de plus de 1,5 milliard de pieds cubes par jour, mise en service « vers le milieu de la prochaine décennie », soit environ 2025. Le concept de construction était exigeant : des centres de forage et une usine de traitement sur des îles artificielles, puis le traitement du soufre à terre.

Le développement a ensuite passé des années à traverser des cycles d'appels d'offres sans décision finale d'investissement. ADNOC a mené les travaux préliminaires via des accords de services de pré-construction (PCSA) attribués à deux consortiums internationaux plutôt que de s'engager sur des contrats complets. Début mai 2023, Construction Week a rapporté qu'ADNOC avait résilié les deux PCSA — l'un couvrant les travaux à terre, l'autre offshore — et relancé l'appel d'offres de zéro, sur un projet qui « a déjà connu plusieurs années de retard ». Les soumissionnaires qui avaient consacré des années et de l'argent à l'ingénierie pour le périmètre ultra-sulfuré se sont retrouvés avec des attributions annulées.

La remise à zéro a été rapide une fois la base commerciale modifiée. Le 5 octobre 2023, à l'ADIPEC, ADNOC a pris la décision finale d'investissement et attribué deux contrats EPC : les installations sur îles artificielles et les pipelines sous-marins à une coentreprise National Petroleum Construction Company-Saipem, et le périmètre à terre à Tecnimont. Saipem a estimé sa part de l'attribution offshore à environ 4,1 milliards de dollars. L'objectif de plus de 1,5 bscfd de gaz a été déplacé à « avant la fin de la décennie », avec 1,5 million de tonnes par an de captage de CO2 intégré à une conception nette zéro.

Le premier gaz est passé de « vers le milieu de la prochaine décennie » (environ 2025) à « avant la fin de la décennie » — cinq années perdues sur 1,5 bscfd de gaz.

Le gaz ultra-sulfuré avec traitement sur îles rendait le périmètre et les prix EPC exceptionnellement difficiles à fixer, si bien que les contrats étaient continuellement redéfinis au lieu d'être attribués.

ADNOC portait le projet sur des accords de services de pré-construction sans FID derrière eux ; de tels accords peuvent être annulés sans projet, et ils l'ont été.

Chaque relance d'appel d'offres jetait l'ingénierie accumulée, si bien que « plusieurs années de retard » se sont cumulées avant même que la remise à zéro de 2023 ne commence.

La rotation des partenaires a ajouté des frictions : la participation de 10 % de Wintershall Dea a dû être cédée avant que PTTEP ne l'achète en juin 2024.

Les appels d'offres qui reposent sur des accords de services pré-FID invitent à une redéfinition du périmètre : lorsque l'économie ne peut être fixée, le client annule et relance. Le flou coûte plus cher qu'un prix verrouillé plus élevé.

PTTEP a acheté la participation de 10 % de Wintershall Dea dans la concession en juin 2024, qualifiant le champ de l'un des plus grands des Émirats arabes unis. En décembre 2025, ADNOC a conclu un financement structuré de 11 milliards de dollars avec Eni et PTTEP, soutenu par plus de 20 banques, monétisant la production midstream future d'une concession désormais attendue à 1,8 bscfd. La construction est en cours, mais le premier gaz est visé avant 2030 — soit environ cinq ans après ce que promettait la signature de la concession de 2018, avec des milliards de périmètre contractuel en plus par rapport à ce que portait l'appel d'offres annulé.