ADNOC cancelou os concursos de Hail e Ghasha em pleno processo; o primeiro gás passou de 2025 para 2030

Em novembro de 2018, a ADNOC integrou a Eni na Concessão Ghasha: uma participação de 25% por 40 anos num megaprojeto de gás offshore que abrange os campos de Hail, Ghasha e Dalma, ao largo de Abu Dhabi, com a Wintershall Dea também a assumir uma participação de 10%. Os campos contêm gás ultra-azedo e condensado. O anúncio da Eni indicava uma produção superior a 1,5 mil milhões de pés cúbicos por dia, com entrada em funcionamento "por volta de meados da próxima década", o que significava aproximadamente 2025. O conceito de construção era exigente: centros de perfuração e uma unidade de processamento em ilhas artificiais, e depois o tratamento de enxofre em terra.

O desenvolvimento passou então anos a percorrer rondas de concurso sem uma decisão final de investimento. A ADNOC conduziu os trabalhos iniciais através de acordos de serviços de pré-construção (PCSAs) adjudicados a dois consórcios internacionais, em vez de se comprometer com contratos completos. No início de maio de 2023, a Construction Week noticiou que a ADNOC tinha rescindido ambos os PCSAs — um relativo a trabalhos em terra, outro offshore — e recomeçado o concurso do zero, num projeto que "já sofreu vários anos de atraso". Os concorrentes que tinham gasto anos e dinheiro em engenharia para o âmbito ultra-azedo ficaram com adjudicações canceladas.

O recomeço foi rápido assim que a base comercial mudou. Em 5 de outubro de 2023, na ADIPEC, a ADNOC tomou a decisão final de investimento e adjudicou dois contratos EPC: instalações em ilhas artificiais e condutas submarinas a uma joint venture entre a National Petroleum Construction Company e a Saipem, e o âmbito em terra à Tecnimont. A Saipem avaliou a sua parte da adjudicação offshore em cerca de 4,1 mil milhões de dólares. A meta de mais de 1,5 bscfd de gás passou para "antes do final da década", com 1,5 milhões de toneladas por ano de captura de CO2 incorporadas num projeto de emissões líquidas zero.

O primeiro gás passou de "por volta de meados da próxima década" (cerca de 2025) para "antes do final da década" — cinco anos perdidos em 1,5 bscfd de gás.

O gás ultra-azedo com processamento baseado em ilhas tornou o âmbito e os preços EPC excecionalmente difíceis de fixar, pelo que os contratos continuaram a ser redefinidos em vez de adjudicados.

A ADNOC manteve o projeto em acordos de serviços de pré-construção sem qualquer FID por trás; tais acordos podem ser cancelados sem um projeto, e foram-no.

Cada reinício do concurso descartou engenharia acumulada, pelo que "vários anos de atraso" se agravaram antes mesmo de o recomeço de 2023 começar.

A rotatividade de parceiros acrescentou atrito: a participação de 10% da Wintershall Dea teve de ser vendida antes de a PTTEP a comprar em junho de 2024.

Concursos que assentam em acordos de serviços pré-FID convidam à redefinição do âmbito: quando a economia não pode ser fixada, o cliente cancela e recomeça. O impasse custa mais do que um preço mais alto e fixado.

A PTTEP comprou a participação de 10% da Wintershall Dea na concessão em junho de 2024, classificando o campo como um dos maiores dos EAU. Em dezembro de 2025, a ADNOC fechou um financiamento estruturado de 11 mil milhões de dólares com a Eni e a PTTEP, apoiado por mais de 20 bancos, monetizando a futura produção midstream de uma concessão agora com expectativa de entregar 1,8 bscfd. A construção está em curso, mas o primeiro gás tem como meta antes de 2030 — cerca de cinco anos depois do que prometia a assinatura da concessão em 2018, com muitos mais milhares de milhões de âmbito contratado do que o concurso cancelado comportava.