Afrika erwartet von FLNG eine Beschleunigung der Gasbeschaffung

Das Tortue-Projekt von BP erhielt Ende letzten Jahres grünes Licht und wird 2022 online gehen. (Bild: BP)

Seit die Idee des schwimmenden Flüssigerdgases (FLNG) zum ersten Mal diskutiert wurde, hat sich die Landschaft des Öl- und Gassektors dramatisch verändert. Als Shell Mitte 2011 endlich den Startknopf für sein Prelude FLNG-Projekt vor der Küste Australiens drückte, stieß der Ölpreis auf 115 USD pro Barrel. Zum Zeitpunkt der ersten Gaslieferung Anfang dieses Jahres war es weniger als halb so hoch wie bei der endgültigen Investitionsentscheidung (FID) vor acht Jahren und lag bei 55 USD. Diese Preisabwertung hat viele potenzielle Betreiber dazu veranlasst, sich Gedanken über die Technologie zu machen.

Die Internationale Energieagentur (IEA) schätzt, dass Afrika Russland als globalen Gasversorger bis 2040 überholen könnte, und zeigt, welche Chancen bestehen, wenn diese Hindernisse überwunden werden. Für die Region wurde FLNG als potenziell lukrativer Weg angepriesen, um Onshore-Einrichtungen mit allen damit verbundenen Planungs-, Sicherheits- und inhaltlichen Problemen zu vermeiden.

Afrikas erstes FLNG-Projekt, Golar's Cameroon GoFLNG, wurde 2018 ausgeliefert, Enis Coral South FLNG befindet sich in Südkorea und Singapur im Bau und wird voraussichtlich 2022 seine Produktion aufnehmen, während das Tortue-Projekt von BP Ende letzten Jahres endlich grünes Licht erhielt und wird auch 2022 online gehen.

Für Ophir Energy, der das Fortuna FLNG-Projekt vor der Küste Äquatorialguineas endlich vom Netz zog, gab es jedoch keine so guten Nachrichten. "Die Finanzierung von FLNG ist immer eine Herausforderung, da es sich immer noch um eine neue Technologie handelt. Das Hauptproblem von Fortuna bestand jedoch darin, dass die Banken nicht bereit waren, ein von Ophir geführtes Projekt zu unterstützen, im Gegensatz zu etablierten Ölfirmen wie Eni oder BPs Projekten", so Ed Cox , Redakteur, Global LNG bei ICIS Energy, sagt über die Kündigung von Fortuna.

Herausforderungen für das FLNG-Wachstum
FLNG ist Teil der Lösung zur Kommerzialisierung der Gasreserven in Afrika. Angesichts der Produktionsergebnisse aller bestehenden und genehmigten Projekte (Tortue von BP, Coral & Kribi von Eni in Kamerun) wird es jedoch nur einen geringen Teil des Gassektors in Afrika ausmachen Afrika, sagt Cox. "Derzeit werden konventionelle LNG-Anlagen und Gas-to-Power-Kraftwerke wie in Nigeria und Ghana weiterhin eine wichtige Rolle bei der Monetarisierung der afrikanischen Gasreserven spielen."

Obwohl der Anteil des durch FLNG produzierten Gases am Markt derzeit nicht signifikant ist, hat er erhebliches Interesse geweckt. Es hat mehrere Vorteile zu seinen Gunsten. Die anfängliche Kapitalinvestition ist geringer und bietet den Betreibern mit einer schnelleren Bauphase Zugang zu einer frühen Geldrendite, um die Investition auszugleichen oder in die weitere Produktion zu investieren. Dies wird durch die FIDs auf Coral and Tortue belegt.

Trotz dieser Pluspunkte gibt es jedoch Herausforderungen bei der Entwicklung von Projekten. Das Wichtigste unter diesen Themen ist der lokale Inhalt. Während Onshore-Anlagen mit lokalen Arbeitskräften und Ressourcen errichtet werden, werden FLNG-Bauarbeiten oder Umbauten auf ausländischem Boden durchgeführt. Dies hat dazu geführt, dass Regierungen auf Entwicklungen an Land drängten, wie Abadi (Indonesien), Greater Sunrise (Timor Leste / Australien) und Tansania.

Es stellt sich auch die Frage nach geeigneten Bereichen für die Technologie. Laut dem Global FLNG Overview 2019-Bericht von Wood Mackenzie, der Anfang dieses Jahres veröffentlicht wurde, hat die signifikante Reduzierung der Explorationsausgaben seit dem Ölpreisabsturz im Jahr 2014 nur zu wenigen geeigneten neuen Gasentdeckungen geführt. Das Fehlen von Größenvorteilen dürfte FLNG-Projekte auf kleine und abgelegene Entwicklungen beschränken. Dies erfordert häufig, dass die FLNG-Anlage in den vorgelagerten Teil des Projekts integriert wird, was zu Projekten mit zunehmender Komplexität und steigenden Kosten führt.

Trotz dieser Herausforderungen beherbergt Afrika wichtige LNG-Innovationen. Für den Erfolg dieser Projekte ist jedoch die Zusammenarbeit zwischen Betreibern, Zulieferern und Regierungen erforderlich, um in einem herausfordernden LNG-Markt die erforderlichen Abnahmevereinbarungen zu treffen Regime werden nicht zu Investitionshemmnissen.

Das Coral South FLNG wird das erste Ultra-Deepwater-FLNG der Welt sein, das in einer Tiefe von 2.000 Metern betrieben wird. Es wird erwartet, dass rund 3,4 Millionen Tonnen LNG pro Jahr produziert werden. (Bild: Eni)

Bescheidenen Anfängen
Alles begann für Afrika mit FLNG Hilli Episeyo, vor der Küste von Kribi, Kamerun. Der Umbau eines LNG-Tankers in ein FLNG, die Optimierung der Offshore-Plattform Sanaga 1 und die Modifikation der Onshore-Anlagen zur Behandlung von Bipaga stehen im Mittelpunkt dieses Projekts.

Hilli Episeyo war ursprünglich ein herkömmlicher 1975 gebauter 125.000 Kubikmeter (m3) großer LNG-Tanker, der 2015 auf der Keppel-Werft in Singapur umgebaut wurde. Er ist jetzt mit vier Verflüssigungszügen ausgestattet, die jeweils zwischen 500.000 und 700.000 Tonnen LNG produzieren pro Jahr mit einem Bordspeicher von 125.000 m3. LNG-Ladungsträger mit einer Kapazität von 70.000 bis 175.000 m3 können verstaut werden. Die Beladung erfolgt über drei Übergabearme mit einem Durchsatz von 10.000 m3 pro Stunde.

Hilli Episeyo ist das erste umgebaute FLNG-Schiff der Welt und gleichzeitig Afrikas erste und derzeit einzige betriebsbereite FLNG-Einheit. Sie produzierte im März 2018 ihr erstes LNG vom Sanaga-Feld und schickte im Mai desselben Jahres ihre erste Fracht.

Das zweite Online-Feld ist Enis Coral, das im Mai 2012 entdeckt wurde und sich vor Mosambik in Gebiet 4 befindet. Es enthält rund 450 Milliarden Kubikmeter Erdgas. Im Oktober 2016 unterzeichnete Eni einen Vertrag mit BP über den Verkauf der gesamten LNG-Mengen, die im Rahmen des Coral South-Projekts für einen Zeitraum von über 20 Jahren produziert wurden.

Das FLNG wird in einer Tiefe von 2.000 Metern betrieben und voraussichtlich rund 3,4 Millionen Tonnen LNG pro Jahr produzieren. Zu Beginn dieses Jahres begannen die Bauarbeiten mit dem Stahlschnitt für den Turm in Singapur. Die andere Hauptkomponente des FLNG, die Topside-Module, wird in Südkorea auf den Werften von Samsung Heavy Industries gebaut. Der Baubeginn ist Eni zufolge für Ende dieses Jahres geplant. Die Fertigstellung wird für Ende 2021 erwartet. Das erste Gas wird für 2022 erwartet.

(Bild: Eni)

Und dann waren es drei
Der afrikanische FLNG-Antrieb erhielt Ende letzten Jahres einen Schub, als BP den FID für Phase 1 der Entwicklung von Greater Tortue Ahmeyim ankündigte. Das Projekt wird Gas aus einem Tiefsee-Tiefseesystem und einem schwimmenden Produktions-, Speicher- und Entladeschiff (FPSO) in der Mitte des Wassers produzieren, das das Gas verarbeitet und schwerere Kohlenwasserstoffkomponenten entfernt. Das Gas wird dann zu einer FLNG-Anlage an einem innovativen Nearshore-Hub an der Seegrenze zwischen Mauretanien und Senegal transportiert.

Die FLNG-Anlage soll durchschnittlich etwa 2,5 Millionen Tonnen LNG pro Jahr liefern, wobei die gesamten Gasressourcen im Feld auf etwa 15 Billionen Kubikfuß geschätzt werden. Das Projekt, das erste bedeutende Gasprojekt, das FID im Einzugsgebiet erreicht, soll LNG für den weltweiten Export bereitstellen und Gas sowohl in Mauretanien als auch im Senegal für den Inlandsgebrauch bereitstellen.

Der Schiffsumbau würde in Singapur auf der Keppel Shipyard stattfinden, wo die Hilli Episeyo FLNG von Golar, die jetzt vor der Küste Kameruns operiert, umgebaut wurde.

"Mit der Genehmigung des Projekts profitiert BP von der erheblichen Kostendeflation der letzten Jahre", sagt Giles Farrer, Director Global Gas and LNG bei Wood Mackenzie. „Der wahre Wert für das Projekt wird kommen, sobald BP und Partner Kosmos die Erweiterung der Einrichtung mit den Phasen 2 und 3 in schneller Folge vorantreiben. Diese werden erhebliche vorgelagerte Skaleneffekte und überzeugende Wertsteigerungen bringen. “

Von BP, Kosmos oder Golar ist noch nicht bekannt, ob die Phasen 2 und 3 weitere FLNGs beinhalten werden.

"FID ist ein weiteres Signal dafür, wie optimistisch der LNG-Markt ist", fügt Farrer hinzu. "Tortue ist das dritte LNG-Projekt, an dem FID in diesem Jahr beteiligt ist, und seine Sanktion ist die erste Phase bei der Errichtung eines bedeutenden neuen Versorgungsknotens im Atlantikbecken."

Nachdem die erste Tortue-Phase etabliert ist, besteht der nächste Schritt von BP in der Entwicklung des unmittelbar angrenzenden Gebiets. „Wir entwickeln nur die erste Gasphase, haben aber bereits genügend Gas für nachfolgende Phasen identifiziert“, sagt Jasper Peijs, Vice President Exploration bei BP Africa. "Sobald Schritt eins abgeschlossen ist, würden Sie sofort über die Einrichtung von Schritt zwei in Greater Tortue nachdenken."

„Dann gibt es im nahe gelegenen Cayar-Block die Yakaar-Entdeckung, die 2017 mit rund 12 Tcf oder zwei Milliarden BOE die größte Kohlenwasserstoffentdeckung der Industrie war“, sagte Peijs. „Zusammen mit der Entdeckung von Teranga, die Kosmos bereits unmittelbar östlich davon gemacht hat, werden zwischen 30 und 50 Tcf Gas eingesetzt. Das ist noch nicht bewiesen und bedarf einer Prüfung. Das ist übrigens nur im Senegal. In Mauretanien haben wir viele seismische Daten gesammelt, die mit einer Boutique-Verarbeitung bis an die technischen Grenzen gebracht wurden, und ich bin sicher, dass wir nördlich des Tortue-Gasfeldes höchstwahrscheinlich etwas mehr Gas finden werden, das wesentlich und bedeutsam ist, was eine Suche nach sich ziehen würde bei der Möglichkeit für einen südmauretanischen Gashub. “

Wie geht es weiter mit Africa FLNG?
Abgesehen von den Feldern, die gerade produziert werden, gibt es noch andere Standorte auf dem Kontinent, die von Interesse sein könnten. Ein möglicher Standort ist Tansania, da sich dort das Riesen-Rovuma-Becken in Mosambik erstreckt. Shell und Equinor planen, bis 2026/2027 eine 10-Tonnen-LNG-Anlage zu entwickeln. "Vielleicht könnte FLNG in Zukunft eine mögliche Option sein", sagt Cox. „Aber wie wir beim jüngsten Zyklon in Mosambik gesehen haben, wird die Aufstellung einer LNG-Anlage an diesem Standort wetterbedingte Herausforderungen mit sich bringen. Aus diesem Grund sind Kribi und Tortue (Senegal / Mauretanien) ideale Standorte für FLNG-Projekte, da die Wetterbedingungen an der westafrikanischen Küste mild sind. “