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The World’s Biggest LNG Exporter Has A Pipeline Problem | OilPrice.com

Les États-Unis sont devenus le plus grand exportateur mondial de gaz naturel liquéfié (GNL) alors que les livraisons aux acheteurs avides d’énergie en Europe et en Asie augmentent. Au cours de l’année en cours, cinq développeurs ont signé plus de 20 accords à long terme pour fournir plus de 30 millions de tonnes métriques/an de GNL, soit environ 4 Gpi3/j, à des acheteurs avides d’énergie en Europe et en Asie.

Récemment, le géant du GNL Cheniere Energy Inc..(NYSE : LNG) a révélé qu’il avait année la plus active pour contracter depuis 2011. Pendant ce temps, la volatilité des prix au comptant et la détérioration des perspectives d’approvisionnement ont incité les importateurs à négocier des accords à long terme alors qu’ils tentent de verrouiller les prix. Selon un rapport du Magazine Pétrole et GazLes contrats GNL de 10 ans sont actuellement tarifés à environ 75 % au-dessus des taux de 2021, et les pénuries d’approvisionnement devraient persister alors que l’Europe vise à stimuler les importations de GNL.

Malheureusement, alors que les États-Unis possèdent le plus grand pipeline de projet de gaz naturel liquéfié quasi plug-and-play au monde, les restrictions à respecter, y compris la capacité limitée du pipeline, restent le plus grand obstacle à l’expansion du secteur.

Dans le bassin des Appalaches, la plus grande région productrice de gaz du pays produisant plus de 35 milliards de pieds cubes par jour, les groupes environnementaux ont à plusieurs reprises interrompu ou ralenti les projets de pipeline et limité la croissance future dans le nord-est. Cela laisse le bassin permien et les schistes de Haynesville responsables d’une grande partie des prévisions de croissance des exportations de GNL. En effet, EQT Corporation.(NYSE : EQT) Le PDG, Toby Rice, a récemment reconnu que la capacité du pipeline des Appalaches s’était « heurtée à un mur ».

Les analystes d’East Daley Capital Inc. ont prévu que les exportations américaines de GNL devraient atteindre 26,3 milliards de pieds cubes par jour d’ici 2030 par rapport à leur niveau actuel de près de 13 milliards de pieds cubes par jour. Pour que cela se produise, les analystes affirment qu’une capacité d’extraction supplémentaire de 2 à 4 milliards de pieds cubes par jour devrait être mise en ligne entre 2026 et 2030 à Haynesville.

Cela représente une croissance significative du gaz permien et d’autres ensembles de gaz associés. Chaque fois que les prix du pétrole baissent suffisamment pour ralentir cette activité dans le Permien, il y aura encore plus de demande de gaz provenant de bassins plus gassiers.“, ont déclaré les analystes.

Compagnies pipelinières américaines à surveiller

Selon la FERC, quatre projets de GNL aux États-Unis sont actuellement en construction, 12 autres ont été approuvés par les régulateurs fédéraux et quatre autres ont été proposés, totalisant 40 Gpi3/j d’exportations potentielles de GNL.

Le bassin permien pivot se prépare à déchaîner un torrent de gaz et de projets gaziers pour faire face à l’explosion du GNL et du nat. demande d’essence Transfert d’énergie BP (NYSE : ET) recherche construire le prochain grand pipeline pour transporter la production de gaz naturel du bassin permien. La société travaille également sur le pipeline Gulf Run basé en Louisiane, qui transportera le gaz des schistes de Haynesville au Texas, en Arkansas et en Louisiane vers la côte du golfe.

Energy Transfer devrait publier ses résultats du deuxième trimestre le 3 août 2022. La prévision consensuelle du BPA pour le trimestre, basée sur 5 analystes selon Zacks Investment Research, est de 0,28 $, contre 0,20 $ pour la période correspondante de l’année dernière.

En mai, un consortium de sociétés pétrolières et gazières, à savoir White Water Midstream LLC, EnLink intermédiaire (NYSE : ENLC), Devon Energy Corp. (NYSE : DVN) et MPLX LP (NYSE : MPlX) ont annoncé qu’ils avaient pris une décision finale d’investissement (FID) pour aller de l’avant avec la construction du Gazoduc Matterhorn Express après avoir obtenu des accords de transport suffisamment fermes avec les expéditeurs.

Selon le communiqué de presse, ”Le pipeline Matterhorn Express est conçu pour transporter jusqu’à 2,5 milliards de pieds cubes par jour (Gpi3/j) de gaz naturel à travers environ 490 miles de pipeline de 42 pouces de Waha, Texas, à la région de Katy près de Houston, Texas. L’approvisionnement du pipeline Matterhorn Express proviendra de plusieurs connexions en amont dans le bassin permien, y compris des connexions directes aux installations de traitement dans le bassin Midland via un latéral d’environ 75 milles, ainsi qu’une connexion directe au pipeline Agua Blanca de 3,2 milliards de pieds cubes par jour. , une coentreprise entre WhiteWater et MPLX.”

Matterhorn devrait être mis en service au second semestre 2024, en attendant les approbations réglementaires.

Le PDG de WhiteWater, Christer Rundlof, a vanté le partenariat de la société avec les trois sociétés pipelinières dans le développement “transport supplémentaire de gaz hors du bassin permien alors que la production continue de croître dans l’ouest du Texas.” Rundlof dit que le Cervin fournira «un accès au marché premium avec une flexibilité supérieure pour les expéditeurs du bassin permien tout en jouant un rôle essentiel dans la réduction des volumes brûlés.”

Matterhorn rejoint une liste croissante de projets de pipelines conçus pour capturer des volumes croissants d’approvisionnement du Permien pour livraison aux marchés en aval.

WhiteWater a révélé son intention d’étendre le Oléoduc de Whistlerd’environ 0,5 Gpi3/j, à 2,5 Gpi3/j, avec trois nouvelles stations de compression.

MPLX a plusieurs autres projets d’expansion en construction. L’entreprise dit qu’elle s’attend à terminer la construction de deux usines de traitement cette année et a récemment pris une décision d’investissement finale pour agrandir son pipeline de Whistler.

Aussi en mai, Kinder Morgan inc. (NYSE : KMI) a lancé une saison d’ouverture pour évaluer l’intérêt des expéditeurs à se développer les 2,0 Gpi3/j Pipeline express de la côte du golfe (GCX).

Entre-temps, KMI a déjà terminé une open season contraignante pour le Pipeline de l’autoroute du Permien (PHP), avec un transporteur de base déjà installé pour la moitié de la capacité d’expansion prévue de 650 MMcf/j.

Dans un effort pour augmenter les exportations de GNL vers l’Union européenne afin d’éviter une crise énergétique au milieu de la guerre de la Russie contre l’Ukraine, le département américain de l’Énergie. exportations de GNL supplémentaires autorisées du futur terminal GNL Golden Pass au Texas et du terminal GNL Magnolia en Louisiane.

copropriété de exxonmobile (Bourse de New York : XOM) et Pétrole qatariLe projet d’exportation de GNL Golden Pass de 10 milliards de dollars devrait être mis en service en 2024, tandis que Magnolia LNG, propriété du groupe Glenfarne, sera mis en service en 2026. Les deux terminaux devraient produire plus de 3 milliards de pieds cubes par jour de gaz naturel, bien que Magnolia n’a pas encore signé de contrats avec des clients.

Auparavant, les développeurs américains de GNL n’étaient pas disposés à construire des installations de liquéfaction autofinancées qui n’étaient pas garanties par des contrats à long terme des pays européens. Cependant, la guerre en Ukraine a révélé le point faible de l’Europe et les dures réalités l’obligent à repenser ses systèmes énergétiques. A savoir, l’Allemagne, la Finlande, la Lettonie et l’Estonie ont récemment exprimé leur souhait d’aller de l’avant avec de nouveaux terminaux d’importation de GNL.

Pendant, le DoE a approuvé des permis élargis pour Chenière Énergie(NYSE : LNG) le terminal de Sabine Pass en Louisiane et son usine de Corpus Christi au Texas. Les approbations permettent aux terminaux d’exporter l’équivalent de 720 millions de pieds cubes de GNL par jour vers n’importe quel pays avec lequel les États-Unis n’ont pas d’accord de libre-échange, y compris toute l’Europe. Cheniere dit que les installations produisent déjà plus de gaz que les permis d’exportation précédents couverts.

Par Alex Kimani pour Oilprice.com

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