ADNOC 在招標過程中腰斬 Hail 與 Ghasha 招標案；首批天然氣從 2025 年延至 2030 年

2018 年 11 月，ADNOC 讓 Eni 簽入 Ghasha 特許權：在阿布達比外海橫跨 Hail、Ghasha 與 Dalma 氣田的大型離岸天然氣開發案中，取得為期 40 年、25% 的股權，Wintershall Dea 亦取得 10% 權益。這些氣田蘊藏超高含硫天然氣及凝析油。Eni 的公告指出產量將超過每日 15 億立方英尺，並於「下一個十年中期前後」投產，亦即約 2025 年。建設構想極為嚴苛：在人工島上設置鑽井中心與處理廠，再於陸上進行硫處理。

隨後，該開發案歷經數年、多輪招標，卻始終未作出最終投資決定。ADNOC 透過授予兩個國際聯合團隊的施工前服務協議（PCSA）推動前期工作，而非承諾簽訂完整合約。2023 年 5 月初，Construction Week 報導 ADNOC 已終止這兩份 PCSA——一份涵蓋陸上工作、一份涵蓋離岸工作——並從頭重新招標，而該專案「已歷經數年延宕」。曾為這項超高含硫工程投入數年時間與金錢的投標者，最終只換來被取消的授標。

商業基礎一旦改變，重啟便十分迅速。2023 年 10 月 5 日，ADNOC 在 ADIPEC 作出最終投資決定，並授予兩份 EPC 合約：人工島設施與海底管線授予 National Petroleum Construction Company 與 Saipem 的合資團隊，陸上工程則授予 Tecnimont。Saipem 表示其離岸授標份額約為 41 億美元。每日超過 15 億立方英尺天然氣的目標則移至「本十年結束前」，並將每年 150 萬噸的二氧化碳捕集納入淨零設計。

首批天然氣從「下一個十年中期前後」（約 2025 年）延至「本十年結束前」——每日 15 億立方英尺的天然氣因此損失五年。

超高含硫天然氣加上以人工島為基礎的處理方式，使 EPC 工程範圍與價格極難確定，因此合約不斷被重新界定範圍，而非直接授予。

ADNOC 以施工前服務協議推動該專案，背後並無最終投資決定；此類協議可在專案不存在的情況下被取消，而本案確實如此。

每次招標重啟都捨棄了累積的工程設計，因此早在 2023 年重啟之前，「數年延宕」便已層層疊加。

合作夥伴的變動增添了摩擦：Wintershall Dea 的 10% 權益必須先轉售，之後才由 PTTEP 於 2024 年 6 月買下。

建立在最終投資決定前服務協議之上的招標，容易招致重新界定範圍：當經濟條件無法確定時，業主便取消並重啟。僵局的代價高於鎖定較高價格。

PTTEP 於 2024 年 6 月買下 Wintershall Dea 的 10% 特許權股權，並稱該氣田為阿聯最大的氣田之一。2025 年 12 月，ADNOC 與 Eni 及 PTTEP 完成一筆 110 億美元的結構化融資，由超過 20 家銀行支持，將該特許權未來的期中游產出變現；該特許權目前預期將交付每日 18 億立方英尺。建設正在進行，但首批天然氣目標訂於 2030 年前——較 2018 年簽署特許權時所承諾的時程落後約五年，且已簽約的工程範圍比被取消的招標案多出數十億美元。