Großes Offshore-Projekt in Senegal erreicht FID

Senegal könnte in den nächsten drei Jahren ebenfalls auf dem Weg sein, der Liga der führenden Öl- und Gasproduzenten Afrikas beizutreten, nachdem die Entwickler einer der tiefgreifendsten Offshore-Entdeckungen angekündigt hatten, eine endgültige Investitionsentscheidung (FID) zu treffen.

Das Joint Venture Rufisque Offshore, Sangomar Offshore und Sangomar Deep Offshore (RSSD) erreichte die FID, kurz nachdem die Behörden des westafrikanischen Landes eine 25-jährige Nutzungsgenehmigung für die erste Phase der Offshore-Sangomar-Feldentwicklung erteilt hatten.

Das Joint Venture besteht aus der Cairn Energy-Tochter Capricorn Senegal (40%), Woodside Energy (35%), FAR (15%) und der senegalesischen Ölgesellschaft Petrosen (10%). Australiens Woodside ist der Betreiber des Projekts.

Für die senegalesische Regierung ist es auch eine gute Nachricht, die FID für die Erschließung des Offshore-Ölfelds im Wert von 4,2 Milliarden US-Dollar zu erreichen. Durch Petrosen soll der Anteil an der Öl- und Gasförderung von derzeit 10% auf mindestens 20% gesteigert werden. Jeder Fortschritt bei der Entwicklung des Projekts wäre der Verwirklichung dieses Ziels einen Schritt näher.

Erstes Öl im Jahr 2023
"Dies ist ein bedeutender Meilenstein für das Joint Venture und die Menschen in Senegal", sagte Cath Norman, Geschäftsführerin von FAR, in einer Erklärung, die am Mittwoch veröffentlicht wurde.

Das RSSD-Joint Venture freut sich auf das erste Öl im ersten Quartal 2023, das den Höhepunkt einer langen Explorations- und Produktionsgeschichte im Senegal darstellt, die bis in die 1950er Jahre zurückreicht, sich aber 2014 zum Guten gewendet hat, als Cairn zwei Explorationen gleichzeitig ankündigte Erfolge vor der Küste der ehemaligen französischen Kolonie.

Cairn zufolge unterzeichneten das Unternehmen und seine Joint-Venture-Partner Woodside und FAR am Dienstagabend in Anwesenheit des senegalesischen Ministers für Erdöl und Energie, Mouhamadou Cisse, in Abstimmung mit Petrosen die endgültige Investitionsentscheidung (Final Investment Decision, FID).

"Phase 1 der Entwicklung zielt auf geschätzte 2P-förderbare Ölreserven von 231 mmbbl ab", erklärte Cairn.

Die Joint-Venture-Partner hoffen, "über die gesamte Lebensdauer des Feldes geschätzte 500 mmbbls zurückzugewinnen, wobei die Entwicklung auch den Export von Gas an Land plant".

FPSO in Japan bestellt
Zuvor hatte Woodside den Abschluss des Kaufvertrags für die schwimmende Produktions-, Lager- und Abladeanlage (Floating Production, Storage and Offloading, FPSO) angekündigt, ein weiterer wichtiger Meilenstein bei der Konsolidierung der Vorproduktionsplanung für die Sangomar-Monetarisierung. Die FPSO wird von der japanischen MODEC geliefert.

"Wir freuen uns darauf, das Projekt in Richtung des ersten Öls Anfang 2023 voranzutreiben, und gehen davon aus, dass unsere Erfahrung mit Offshore-FPSO-Entwicklungen die kosten- und termingerechte Lieferung unterstützen wird", sagte Peter Coleman, CEO von Woodside, in einer Erklärung.

Die schnelle Erschließung des Sangomar-Ölfelds ist auch für Senegal von Vorteil, das die Entwicklung seines Stromsektors zusätzlich zu seinem Plan Sénégal Emergent-Umsetzungsplan aufgeführt hat, um das Land in den nächsten fünf Jahren in eine aufstrebende Volkswirtschaft zu verwandeln.

Zu den Initiativen zur Verwirklichung des Plans gehört die Entwicklung seiner Offshore-Erdgasressourcen zur Stromerzeugung bis 2025, um die derzeit hohe Einfuhrabgabe für flüssige Brennstoffe und die Kosten für fossil erzeugten Strom zu senken.

In den letzten fünf Jahren hat Senegal mit Unterstützung des Investitionsförderungsgesetzes von 1998 bei der Offshore-Suche nach Kohlenwasserstoffen Fortschritte erzielt. Die entdeckten Öl- und Gasreserven werden auf etwa eine Milliarde Barrel Öl und 40 Billionen Kubikfuß Gas geschätzt.

Ein großer Teil der Gesamtreserven wurde im Grenzgebiet zwischen Senegal und Mauretanien entdeckt.

Es ist nicht nur Sangomar. GTA-Felder gibt es auch
Die Kommerzialisierung des Offshore-Ölfeldes Sangomar wurde fast zwei Jahre nach dem Abschluss eines Vertrags mit Mauretanien über die gemeinsame Erschließung des Grand Tortue / Ahmeyim (GTA) durch Senegal vorangetrieben, dessen Beginn der Gasförderung im Jahr 2022 über eine FLNG-Einheit erwartet wird.

GTA Fields befinden sich im Offshore-Block Saint Louis Deep im Norden des Landes mit geschätzten Reserven von rund 15 tcf.

Im Rahmen des Abkommens zwischen Senegal und Mauretanien werden beide Regierungen eine ausgefeilte Feldentwicklungsstruktur einrichten, die eine effiziente grenzüberschreitende Vereinheitlichung der Ressource gewährleistet, wobei die ursprünglichen Kosten, die Produktion und die Einnahmen zu 50 bis 50% aufgeteilt werden "sowie einen Mechanismus für die Zukunft Neuermittlung des Eigenkapitals auf der Grundlage der Leistung vor Ort ", so eine frühere Erklärung von Joint-Venture-Partnern, die von BP geführt wurden.

Attraktive Öl- und Gasprovinz
Laut Simon Thomson, Chief Executive von Cairn, eröffneten die "Entdeckungen des Unternehmens vor der Küste Senegals aus den ersten Tiefwasserbrunnen des Landes ein neues Becken am Atlantikrand".

"Cairn hat drei Bohrprogramme durchgeführt und den Grundstein für die erste mehrphasige Öl- und Gasentwicklung in Senegal gelegt", fügte Thomson hinzu.

Thomson ist zu Recht der Ansicht, dass der Senegal mit seinen fast 140 seit den 1950er Jahren gebohrten Offshore-Bohrungen und den tiefgreifenden Entdeckungen in den Jahren 2014 und 2016 eine attraktive Öl- und Gasprovinz ist, die die Aufmerksamkeit der globalen Industrie auf sich zieht.

Das Sangomar-Offshore-Öl- und Gasfeld im Senegal. (Bild: Cairn Energy)

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