de.wedoany.com-Bericht: Die brasilianische Nationale Agentur für Erdöl, Erdgas und Biokraftstoffe (ANP) hat die Genehmigung des Entwicklungsplans für das Gato do Mato Feld im Santos-Becken verschoben, da Unsicherheiten hinsichtlich des Erdgasexports aus diesem Feld bestehen. Diese Entscheidung wurde auf der Vorstandssitzung am Freitag (26. Juni) getroffen.
Das Gato do Mato Projekt wird von Shell betrieben, die einen Anteil von 50 % hält. Zu den Partnern gehören die kolumbianische Nationale Erdölgesellschaft (Ecopetrol, 30 %) und die Kuwait Foreign Petroleum Exploration Company (Kufpec, 20 %). Das Konsortium schlug vor, ab 2029 nur Erdöl zu fördern und sämtliches begleitende Erdgas wieder in den Untergrund zu injizieren, legte jedoch keinen konkreten Zeitpunkt für eine erneute Prüfung des Erdgasexportplans fest.
Die Aufsichtsbehörde für Produktionsentwicklung (SDP) der ANP ist der Ansicht, dass diese Überprüfung im Jahr 2032 erfolgen sollte. Die Behörde empfahl die Genehmigung des Entwicklungsplans, forderte das Konsortium jedoch auf, bis zum 31. Dezember 2032 eine überarbeitete Version vorzulegen, die den Erdgasexport berücksichtigt. Die technische Abteilung ist der Auffassung, dass diese Frist dem Betreiber eine anfängliche vollständige Injektionsphase ermöglicht, was dazu beiträgt, die Unsicherheiten hinsichtlich der geologischen Kenntnisse und des Lagerstättenverhaltens des Feldes zu verringern.
Laut dem vom Konsortium vorgelegten Entwicklungsplan könnte die Produktion im Februar 2029 beginnen. Shell schätzt, dass ein sofortiger Erdgasexport zu Beginn der Produktion einen erheblichen Einfluss auf die Erdölausbeute hätte, mit einem Produktionsrückgang von etwa 324 Millionen Barrel. Das Unternehmen bewertet, dass der Nutzen der Injektion mit zunehmender Reife des Beckens abnehmen könnte, sodass zu diesem Zeitpunkt die Bedingungen für den Erdgasexport neu bewertet werden könnten. Das Konsortium hat hierfür jedoch kein genaues Datum festgelegt und schätzt, dass eine erneute Analyse frühestens drei Jahre nach der ersten Erdölförderung oder zwei Jahre nach Abschluss der Bohrung des letzten Bohrlochs beginnen kann.
Der Entwicklungsplan umfasst 11 Bohrlöcher: 5 Förderbohrlöcher (davon 4 bereits gebohrt), 4 Erdgasinjektionsbohrlöcher und 2 Wasserinjektionsbohrlöcher.
Berichterstatter Daniel Maia verlas den Bericht während der Sitzung, gab jedoch keine Abstimmungsabsicht bekannt. Generaldirektor Artur Watt war der Einzige, der abstimmte. Er unterstützte die Empfehlung der technischen Abteilung und war der Ansicht, dass dieser Vorschlag die Interessen aller Parteien ausgleicht und ein Gleichgewicht zwischen den öffentlichen politischen Anliegen der ANP hinsichtlich des Erdgasversorgungsmarktes und der technischen und wirtschaftlichen Machbarkeit des Projekts herstellt.
Die Vorstandsmitglieder Pietro Mendes und Symone Araújo beantragten Akteneinsicht und haben maximal 30 Tage Zeit, um den Fall dem Vorstand vorzulegen. Mendes erkannte die Arbeit der technischen Abteilung bei der Förderung des Erdgasexports an, äußerte jedoch Bedenken hinsichtlich der Anwendbarkeit von Gesetzen und Verordnungen in Bezug auf die Kapazität von Transportsystemen. Das Gesetz Nr. 12.153 von 2024 legt fest, dass die ANP im Rahmen eines Verwaltungsverfahrens, das vorherige Anhörungen der Unternehmen vorsieht, bestimmen muss, ob bei neuen Projekten mit erheblichen Erdgasmengen die Möglichkeit des Erdgasexports in Betracht gezogen werden sollte. Dies ist eine der Maßnahmen zur Steigerung der Energieversorgung. Mendes war zum Zeitpunkt des Erlasses dieses Gesetzes Direktor der Abteilung für Erdöl, Erdgas und Biokraftstoffe im Ministerium für Bergbau und Energie (MME). Araújo unterstützte die Akteneinsicht mit der Begründung, dass dieser Prozess Teil der regulatorischen Diskussion über den Zugang zur Infrastruktur für Erdgastransport und -verarbeitung sei.
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