Brasiliens Petrobras gibt 60-Milliarden-Real-Tiefwasserprojekt Seap nicht auf

de.wedoany.com-Bericht: Die erste Beratung des Direktoriums der brasilianischen Nationalen Agentur für Erdöl, Erdgas und Biokraftstoffe (ANP, Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis) über den Plan zur Entkonzentrierung des Erdgasmarktes (Gas Release) steht auf der Tagesordnung der Sitzung an diesem Freitag (7.). Regierungsmitglieder, ANP-Mitglieder und Führungskräfte der Erdöl- und Erdgasbranche, die von Agência iNFRA interviewt wurden, sind sich weitgehend einig, dass die brasilianische Erdölgesellschaft (Petrobras) das Tiefwasserprojekt Sergipe (Seap, Sergipe Águas Profundas) nicht aufgeben wird, falls dieser Plan Fortschritte erzielen sollte.

Das Seap-Projekt hat den „Punkt ohne Wiederkehr" erreicht: Die endgültige Investitionsentscheidung (FID) wurde Mitte April getroffen, Ende Mai wurden mit SBM Offshore die Bauverträge für die beiden FPSO-Einheiten P-81 und P-87 unterzeichnet, die Gesamtinvestition wird auf über 60 Milliarden Real geschätzt, und auch die Ausschreibung für die Unterwasserausrüstung (Subsea) kommt gut voran. Es handelt sich um das größte laufende Projekt von Petrobras, das voraussichtlich ab 2031 die tägliche inländische Erdgasversorgung um bis zu 18 Millionen Kubikmeter erhöhen kann.

Der Gas Release basiert auf dem neuen Erdgasgesetz (14.134/2021), und seine Regulierungsvorschläge könnten die Rentabilität des Projekts beeinträchtigen. So könnte beispielsweise festgelegt werden, dass das dominierende Unternehmen Petrobras keinerlei Förderung von anderen Unternehmen an Bohrlöchern kaufen darf und gezwungen wird, einen Teil seines Erdgases über Auktionen an andere Händler und Verbraucher zu verkaufen, wobei Mindeststartpreis, Menge und Laufzeit von der ANP festgelegt werden. Petrobras ist der Ansicht, dass dies die finanzielle Tragfähigkeit von Projekten wie Seap beeinträchtigen würde; die Regierung hingegen möchte damit die Konzentration des Erdgasmarktes verringern und dies mit Maßnahmen wie der Erdgasauktion der Union koordinieren.

Wie Agência iNFRA erfuhr, bleiben die von Direktor Pietro Mendes verantwortete regulatorische Folgenabschätzung (AIR) und das Verfahren der öffentlichen Konsultation weiterhin auf der Tagesordnung. Mendes, Symone Araújo, Fernando Moura und Daniel Maia neigen zu einer Zustimmung; Direktor Artur Watt könnte Einsicht in den Vorgang verlangen, um die Vorschläge des technischen Bereichs anzupassen.

Petrobras lehnt die Kernmaßnahmen des Plans öffentlich ab, ebenso wie Regelungen, die den Import von Erdgas aus anderen Ländern einschränken würden. Die Direktorin für Exploration und Produktion, Sylvia Anjos, warnte auf der Konferenz Sergipe Oil & Gas, dass sich der Zeitplan von Seap verzögern könnte und die finanzielle Tragfähigkeit der Erdgastransportleitung bedroht sei – der Vertrag für diese Leitung sollte ursprünglich in diesem Jahr unterzeichnet werden. Reuters berichtete anschließend, dass die Studien zur Umsetzung der Leitung ausgesetzt wurden.

Ein Führungskraft von Petrobras bestätigte gegenüber Agência iNFRA, dass nur der an Land verlaufende Teil der Leitung (23 Kilometer) neu bewertet wird, während die Ausschreibung für den Offshore-Teil (111 Kilometer) im EPCI-Modus (Engineering, Procurement, Construction and Installation) weiterhin voranschreitet. Das Unternehmen habe die mit der Erdgastransportphase verbundenen Arbeiten nicht vollständig eingestellt, sondern warte auf die neuen Vorschriften der ANP, um deren Auswirkungen auf den Infrastrukturteil zu bemessen. Der Führungskraft zufolge könnte der Gas Release zu einer neuen Definition des Drittzugangs zur Leitung führen, eine Frage, die derzeit von der ANP in einem speziellen Verfahren behandelt wird. Marktkreise gehen davon aus, dass die Investitionen für den Landteil der Leitung je nach Wettbewerbsintensität der Ausschreibung bei etwa 500 Millionen Real liegen sollten. „Es ist ein Risiko entstanden, das es vorher nicht gab, und jetzt warten wir auf diese Verordnung. Wir stehen nicht still. Wir bewerten ihre möglichen Auswirkungen auf das Projekt", sagte er. „Die Kosten des Projekts sind gedeckt, das ändert sich nicht. Aber die ursprünglich bestehende Renditeerwartung ist bedroht. Deshalb müssen wir ans Reißbrett zurück und schauen, welche Auswirkungen das haben wird."

Markt-, Regierungs- und ANP-Kreise stehen dem skeptisch gegenüber und sehen darin ein „Druckmittelspiel". Ein ehemaliger ANP-Direktor bezeichnete die Aussetzung der Leitung als „kompletter Unsinn", da hohe Vertragsstrafen in bereits unterzeichneten Verträgen anfielen und es bei Seap I und II auch Partner gebe. Er räumte jedoch ein, dass die finanzielle Basis des Projekts „herausfordernd und sensibel" sei: Mit einer Spitzenförderung von 240.000 Barrel Öl pro Tag liege sie weit unter den Vorkommen im Vorsalzbereich wie Mero und Búzios, und die Reserven seien seit 20 Jahren bekannt. Projektpartner sind die indischen Unternehmen IBV (Seap I, 40 %) und ONGC (Seap II, 25 %); die Blöcke liegen im Becken Sergipe-Alagoas, etwa 80 Kilometer vor der Küste.

Ein anderer Kreise wies darauf hin, dass es unmöglich sei, die Leitung aufzugeben, nachdem die FPSO-Verträge unterzeichnet wurden: „Was sollen sie mit dem Erdgas machen, wenn es keine vollständige Leitung gibt?" Andere merkten an, dass Petrobras das Erdgas aus Sergipe benötige, um den Rückgang der Vorsalzförderung im nächsten Jahrzehnt auszugleichen, und dass diese Äußerungen erfundene Argumente seien, um den Gas Release zu verhindern.

Was den Export betrifft, so wird berichtet, dass Petrobras die Investition in eine schwimmende Erdgasverflüssigungsanlage prüft, um das Produkt in flüssiger Form zu exportieren – dies wird auch als Alternative betrachtet, falls das Unternehmen gezwungen sein sollte, einen Teil seiner Produktion an private Käufer zu verkaufen. Unternehmenskreisen zufolge beschränkt sich diese Idee jedoch auf ein Projekt in Kolumbien – wo zwei jüngste Entdeckungen die Kapazität mittelfristig verdoppeln könnten. Marktbeobachter halten die schwimmende Offshore-Verflüssigung für finanziell nicht tragfähig: Die Erdgaspreisobergrenze müsste auf 3 US-Dollar pro Million britischer Wärmeeinheiten festgesetzt werden, um die Verflüssigungskosten zu decken, und es wäre schwierig, mit an Land oder in geschützten Meeresgebieten angesiedelten Verflüssigungsprojekten in den USA oder in Argentinien zu konkurrieren.