África espera que a FLNG acelere sua tendência para o gás

O projeto Tortue da BP recebeu luz verde no ano passado e entrará em operação em 2022. (Imagem: BP)

Desde que a idéia de flutuação do gás natural liquefeito (FLNG) foi discutida pela primeira vez, a paisagem do setor de petróleo e gás mudou drasticamente. Quando a Shell finalmente apertou o botão Go para o seu projeto Prelude FLNG na costa da Austrália em meados de 2011, o preço do petróleo estava empurrando US $ 115 o barril. No momento em que entregou o primeiro gás no início deste ano, era menos da metade do que era na decisão final de investimento (FID), oito anos antes, com cerca de US $ 55. Essa depreciação do preço fez com que muitos operadores em potencial repensassem a tecnologia.

A Agência Internacional de Energia (AIE) estima que a África poderá superar a Rússia como fornecedora global de gás até 2040, demonstrando a escala de oportunidades caso esses obstáculos sejam superados. Para a região, a FLNG tem sido apontada como uma forma potencialmente lucrativa de evitar instalações em terra com todos os problemas associados de planejamento, segurança e conteúdo local.

O primeiro projeto FLNG da África, o Camarão GoFLNG da Golar, enviou sua primeira remessa em 2018, Coral South FLNG da Eni está em construção na Coreia do Sul e em Cingapura e deve começar a produzir em 2022, enquanto o projeto Tortue da BP finalmente recebeu luz verde no ano passado e também entrará em linha em 2022.

No entanto, não houve boas notícias para a Ophir Energy que finalmente retirou o seu projeto Fortuna FLNG da costa da Guiné Equatorial. “O financiamento da FLNG é sempre um desafio, dado que ainda é uma nova tecnologia, mas o principal problema da Fortuna era que os bancos não estavam dispostos a apoiar um projeto liderado pela Ophir, em oposição a empresas petrolíferas estabelecidas como a Eni ou a BP” Ed Cox , editor, global LNG na ICIS Energy, diz sobre o cancelamento da Fortuna.

Desafios para o crescimento da FLNG
A FLNG é parte da solução para comercializar reservas de gás na África, mas dada a produção de todos os projetos existentes e sancionados (BP's Tortue, Eni's Coral & Kribi em Camarões), será apenas uma pequena parte do setor de gás em África, diz Cox. “Por enquanto, as centrais convencionais de GNL e a geração de gás para energia, como na Nigéria e no Gana, continuarão a desempenhar um papel importante na monetização das reservas de gás africanas.”

Embora atualmente a participação do gás produzido através da FLNG no mercado não seja significativa, ele atraiu considerável interesse. Tem várias vantagens a seu favor. O investimento de capital inicial é menor e, com a construção mais rápida, oferece às operadoras acesso a retornos de caixa antecipados para equilibrar o investimento ou investir em produção adicional. Isto é evidenciado pelos FIDs tomados em Coral e Tortue.

No entanto, apesar dessas vantagens, há desafios no desenvolvimento de projetos. O principal deles são os problemas de conteúdo local. Enquanto as instalações terrestres são construídas usando mão-de-obra e recursos locais, a construção ou conversões da FLNG são realizadas em solo estrangeiro. Isso levou os governos a buscarem empreendimentos onshore, como Abadi (Indonésia), Greater Sunrise (Timor Leste / Austrália) e Tanzânia.

Há também a questão de campos apropriados para a tecnologia. De acordo com o relatório Global FLNG Overview 2019 da Wood Mackenzie divulgado no início deste ano, a redução significativa nos gastos de exploração desde a queda do preço do petróleo em 2014 gerou poucas novas descobertas de gás adequadas. A falta de economia de escala provavelmente limitará os projetos de FLNG a desenvolvimentos remotos e de pequena escala. Isso geralmente requer que a instalação de FLNG seja integrada à seção upstream do projeto, resultando em projetos de complexidade e custo cada vez maiores.

Apesar destes desafios, a África está abrigando importantes inovações de GNL, mas o sucesso desses projetos necessita de colaboração entre operadoras, fornecedores e governos anfitriões para navegar em um mercado desafiador de GNL para garantir os acordos necessários, enquanto os governos anfitriões devem assegurar que regimes não se tornam barreiras ao investimento.

O Coral South FLNG será o primeiro FLNG em águas ultraprofundas do mundo, operando a uma profundidade de 2.000 metros. Espera-se que produza cerca de 3,4 milhões de toneladas métricas de GNL por ano. (Imagem: Eni)

Origens humildes
Tudo começou para a África com a FLNG Hilli Episeyo, ancorada no mar em Kribi, Camarões. A conversão de um petroleiro de GNL em um FLNG, a otimização da plataforma offshore Sanaga 1 e a modificação das instalações terrestres de tratamento Bipaga estão no centro deste projeto.

O Hilli Episeyo era originalmente um transportador convencional de GNL de 125.000 metros cúbicos (m3) construído em 1975 antes da conversão no estaleiro Keppel em Cingapura em 2015. Agora está equipado com quatro trens de liquefação, cada um para produzir entre 500.000 a 700.000 toneladas de GNL. por ano com armazenamento a bordo de 125.000 m3. Portadores de GNL com capacidade de 70.000 a 175.000 m3 podem ser armazenados, e a carga é realizada por três braços de transferência a uma vazão de 10.000 m3 por hora.

Em registro como o primeiro navio FLNG convertido do mundo, o Hilli Episeyo também é a primeira unidade FLNG atualmente operacional da África. Ela produziu seu primeiro GNL no campo de Sanaga em março de 2018 e enviou sua primeira carga em maio daquele ano.

O segundo on-line será o campo Coral da Eni, descoberto em maio de 2012 e localizado no offshore de Moçambique, dentro da Área 4. Contém aproximadamente 450 bilhões de metros cúbicos (16 Tcf) de gás no local. Em outubro de 2016, a Eni assinou um acordo com a BP para a venda de todo o volume de GNL produzido pelo projeto Coral South por um período de mais de 20 anos.

A FLNG operará a uma profundidade de 2.000 metros e deverá produzir cerca de 3,4 milhões de toneladas métricas de GNL por ano. A construção começou no início deste ano com o corte de aço para a torre em Cingapura. O outro componente principal do FLNG, os módulos de superfície, será construído na Coréia do Sul nos estaleiros da Samsung Heavy Industries. De acordo com a Eni, a construção está prevista para começar no final deste ano e está prevista para ser concluída até o final de 2021. O primeiro gás é esperado em 2022.

(Imagem: Eni)

E então havia três
A unidade África FLNG recebeu um impulso no final do ano passado quando a BP anunciou o FID para a Fase 1 do desenvolvimento do Greater Tortue Ahmeyim. O projeto produzirá gás a partir de um sistema submarino de águas ultraprofundas e de uma embarcação flutuante de produção, armazenamento e descarga (FPSO), que processará o gás, removendo componentes de hidrocarbonetos mais pesados. O gás será então transferido para uma instalação de FLNG em um hub nearshore inovador localizado na fronteira marítima da Mauritânia e do Senegal.

A instalação de FLNG é projetada para fornecer cerca de 2,5 milhões de toneladas métricas de GNL por ano em média, com o total de recursos de gás no campo estimado em cerca de 15 trilhões de pés cúbicos. O projeto, o primeiro projeto significativo de gás a atingir a FID na bacia, está planejado para fornecer GNL para exportação global, bem como disponibilizar gás para uso doméstico na Mauritânia e no Senegal.

A conversão da embarcação ocorreria em Cingapura, no Estaleiro Keppel, onde o Hilli Episeyo FLNG, da Golar, que agora opera no offshore de Camarões, foi convertido.

"Ao sancionar o projeto agora, a BP está se beneficiando da substancial deflação dos custos nos últimos anos", diz Giles Farrer, diretor global de gás e GNL da Wood Mackenzie. “O valor real para o projeto virá quando a BP e a parceira Kosmos avançarem com a expansão da instalação com as Fases 2 e 3 em rápida sucessão. Isso proporcionará economias de escala substanciais a montante e um valor atraente ”.

Não há nenhuma palavra ainda da BP, Kosmos ou Golar se as fases 2 e 3 implicarão mais FLNGs.

“O FID é outro sinal de como o mercado de GNL é otimista”, acrescenta Farrer. “O Tortue é o terceiro projeto de GNL a receber a FID este ano, e sua sanção é a primeira fase no estabelecimento de um novo e significativo centro de abastecimento na bacia do Atlântico.”

Com a primeira fase do Tortue estabelecida, o próximo passo da BP na região será desenvolver a área imediatamente adjacente. "Estamos apenas desenvolvendo a primeira fase do gás, mas já identificamos fornecimento de gás suficiente para as fases subseqüentes", diz Jasper Peijs, vice-presidente de exploração da BP Africa. "Uma vez que o primeiro passo é feito, você imediatamente olharia para o segundo passo no Greater Tortue."

“Então, no bloco próximo de Cayar, há a descoberta de Yakaar, que foi a maior descoberta de hidrocarbonetos pela indústria em 2017, por volta de 12Tcf ou dois bilhões de BOE”, disse Peijs. “Isso, junto com a descoberta de Teranga que a Kosmos já havia feito a leste disso, coloca entre 30 e 50Tcf de gás no lugar. Isso ainda não está comprovado e exigirá uma avaliação. Além disso, isso é apenas no Senegal. Na Mauritânia, adquirimos muitos dados sísmicos que foram levados para limites técnicos com algum processamento de boutique e tenho certeza de que ao norte do campo de gás de Tortue, muito provavelmente encontraremos um pouco mais de gás material e significativo, o que nos levaria a procurar com a possibilidade de um centro de gás no sul da Mauritânia. ”

Onde próximo para a África FLNG?
Além dos campos em produção, existem outros locais no continente que podem ser de interesse. Um local potencial é a Tanzânia, com a extensão da bacia do Rovuma Gigante em Moçambique. A Shell e a Equinor têm planos para desenvolver uma planta de GNL de 10 milhões de toneladas até 2026/2027. “Talvez a FLNG possa ser uma opção potencial no futuro”, diz Cox. “Mas como vimos com o recente ciclone em Moçambique, a localização de uma planta de GNL naquele local terá desafios climáticos. É por isso que Kribi e Tortue (Senegal / Mauritânia) são locais perfeitos para projetos de FLNG, dada a natureza moderada dos padrões climáticos ao longo da costa da África Ocidental. ”