ADNOC在流程中途取消Hail和Ghasha招标；首批天然气从2025年推迟至2030年

2018年11月，ADNOC与Eni签署Ghasha特许权协议：Eni获得一个大型海上天然气开发项目为期40年、25%的权益，该项目涵盖阿布扎比近海的Hail、Ghasha和Dalma气田，Wintershall Dea亦持有10%权益。这些气田蕴藏超酸性天然气及凝析油。Eni的公告称产量将超过每日15亿立方英尺，投产时间为“下一个十年中期前后”，即大致为2025年。建设方案极为艰巨：在人工岛上设置钻井中心和处理厂，然后在陆上处理硫磺。

此后，该项目历经多年多轮招标，却始终未作出最终投资决定。ADNOC通过授予两个国际联合体的施工前服务协议（PCSA）开展前期工作，而非承诺签订完整合同。2023年5月初，Construction Week报道称，ADNOC已终止这两份PCSA——一份涵盖陆上工作，一份涵盖海上工作——并从头开始招标，而该项目“已经历了数年延误”。那些为超酸性范围投入多年时间和资金进行工程设计的投标者，最终只得到被取消的授标。

一旦商业基础发生变化，重启便十分迅速。2023年10月5日，在ADIPEC上，ADNOC作出最终投资决定并授予两份EPC合同：人工岛设施和海底管道授予National Petroleum Construction Company-Saipem联合体，陆上范围授予Tecnimont。Saipem称其在海上授标中的份额约为41亿美元。超过15亿立方英尺/日天然气的目标推迟至“本十年结束前”，并将每年150万吨的二氧化碳捕集纳入净零设计。

首批天然气从“下一个十年中期前后”（约2025年）推迟至“本十年结束前”——在15亿立方英尺/日的天然气上损失了五年。

超酸性天然气加上基于岛屿的处理方式，使EPC范围和价格极难确定，因此合同不断被重新界定范围，而非被授予。

ADNOC以施工前服务协议推进该项目，背后并无最终投资决定；此类协议可以在没有项目的情况下被取消，而事实正是如此。

每次招标重启都丢弃了积累的工程设计，因此在2023年重启甚至开始之前，“数年延误”便已叠加。

合作伙伴更替增加了摩擦：Wintershall Dea的10%权益必须在PTTEP于2024年6月收购之前转让出去。

依赖最终投资决定前服务协议的招标容易招致重新界定范围：当经济性无法确定时，客户会取消并重启。悬而未决的代价高于锁定更高的价格。

PTTEP于2024年6月收购了Wintershall Dea的10%特许权权益，称该气田是阿联酋最大的气田之一。2025年12月，ADNOC与Eni和PTTEP完成了一笔110亿美元的结构化融资，由20多家银行支持，将一份目前预计可交付18亿立方英尺/日的特许权未来的中游产量货币化。建设正在进行中，但首批天然气目标是在2030年之前——比2018年签署特许权时承诺的时间大约晚了五年，且合同范围比被取消的招标所承载的多出数十亿美元。