Yamal, Freeport, Cameron, Mozambique, Ichthys font partie des terminaux de regazéification et liquéfaction de gaz naturel liquéfié qui bénéficient d’une fenêtre médiatique. Ils avancent à grands pas.
Mozambique LNG
Il s’agit du premier développement onshore d’une usine de gaz naturel liquéfié (GNL) dans ce pays d’Afrique du sud que l’on surnomme le « Qatar de l’Afrique » depuis la découverte de ses riches gisements gaziers (de l’ordre de 5 000 milliards de m3) il y a une décennie. L’installation exploitera les champs Golfinho et Atum situés dans l’Offshore Area 1 et comprendra deux trains de liquéfaction d’une capacité totale de 12,9 Mtpa. Prise le 18 juin 2019, la décision finale d’investissement de 15 Md$ prévoit un démarrage du projet en 2024. Près de 90 % de la production de Mozambique LNG seraient d’ores et déjà commercialisés dans le cadre de contrats à long terme. En mettant la main sur Anadarko Petroleum, dont les actifs africains ont été cédés par Occidental Petroleum, Total a hérité d’une participation de 26,5 % dans ce projet pour un montant de 3,9 Md$, aux côtés de ENH Rovuma Area Um, S.A. (15 %), Mitsui E&P Mozambique Area1 (20 %), ONGC Videsh (10 %), Beas Rovuma Energy Mozambique (10 %), BPRL Ventures Mozambique B.V. (10 %), et PTTEP Mozambique Area 1 (8,5 %).
A.D.
Yamal LNG
Lancé fin 2013 dans le grand Nord de la Russie, à 2 500 km de Moscou et 600 km du cercle polaire, Yamal LNG vise à exploiter les ressources de l’une des plus grandes réserves de gaz au monde, mais située dans une région enclavée et gelée 7 à 9 mois par an. Pour ce dessein, pas moins de 27 Md$ ont été apportés par les partenaires financiers et coactionnaires du géant gazier russe Novatek (50,1 %), à savoir Total (20 %), China National Petroleum Corp. (CNPC, à 20 %) et le Silk Road Fund (9,9 %). Après la mise en service en 2017 d’un premier train de liquéfaction de 5,5 Mtpa, suivi de deux autres de même capacité en 2018, 25 Mt auraient déjà été expédiées du port de Sabetta. Dès 2018, l’usine de gaz naturel liquéfié avait atteint sa pleine capacité. En 2020, le train 4 devrait entrer en opération. Pour acheminer le GNL, un navire d’un nouveau genre a été spécifiquement conçu: d’une capacité de 172 600 m3, le méthanier brise-glace ARC 7 (qui permet d’économiser l’assistance de brise-glace) est capable de fendre des glaces d’une épaisseur jusqu’à 2,1 m d’épaisseur.
Le Yakov Gakkel, dernier d’une série de 15 unités, vient d’effectuer ses derniers essais en mer. Il est le 6e pour le compte de la coentreprise Teekay LNG Partners et China LNG, qui opèrent déjà les Eduard Toll, Rudolf Samoylovich, Nikolay Yevgenov, Vladimir Voronin, Georgiy Ushakov. Trois autres – Vladimir Rusanov, Vladimir Vize, Nikolay Urvantsev – sont exploités par Mol et cinq par Dynagas (Boris Vilkitsky, Fedor Litke, Georgiy Brusilov, Boris Davydov, Nikolay Zubkov).
Selon le groupe pétrolier français, toute la production de GNL est vendue à des clients européens et asiatiques dans le cadre de contrats long terme.
A.D.
Arctic LNG2
Fort du succès de Yamal LNG, Novatek a lancé, plus tôt que prévu, son clone dans la péninsule russe de Gydan, dont la mise en service est prévue en 2023. Arctic LNG 2, situé à une trentaine de km de Yamal, exploitera le gisement onshore d’Utrenneye, dont les réserves en gaz à condensats sont estimées à plus de 7 milliards de barils équivalent pétrole. Il prévoit la construction de trois trains de liquéfaction d’une capacité de 6,6 Mt/an chacun. Pour ce projet de 21 Md$ au tour de table ficelé, Novatek (60 %) et Total (10 % + clause additionnelle de 5 % si Novatek passe sous 60 %) ont été rejoints par la société japonaise Japan Arctic LNG B.V. (filiale du négociant de matières premières Mitsui &Co et de la Japan Oil, Gas and Metals National Corp.) à hauteur de 10 %. Les Chinoises China National Offshore Oil Corp. (CNOOC) et CNPC, via sa filiale CNODC, complètent le financement (10 % chacune).
A.D.
Cameron LNG
L’importation de GNL n’ayant pas de sens économique avec le développement du gaz naturel aux États-Unis, où il est produit en abondance et bon marché. Il a donc été décidé de convertir ce terminal de regazéification, situé à quelque 25 km du golfe de Mexique en Louisiane, en usine de liquéfaction pour valoriser le gaz naturel américain excédentaire en vue de l’exporter.
D’une capacité de 13,5 Mtpa, l’installation, détenue conjointement par Sempra Energy (50,2 %), Total (16,6 %), Mitsui (16,6 %) et Mitsubishi/NYK (16,6 %), comprend trois trains de liquéfaction d’une capacité de 4,5 Mtpa chacun. Également partenaire du projet Cameron, legs du portefeuille Amont GNL d’Engie en 2018, Total avait annoncé en mai le début de la production du premier train de liquéfaction, suivi quelques semaines plus tard des premières exportations. Les trains 2 et 3 sont en cours de construction et devraient démarrer leur production en 2020. Par ailleurs, une extension a d’ores et déjà été autorisée par la Commission américaine de régulation de l’énergie (Federal energy regulatory commission), ce qui ajouterait deux trains de liquéfaction d’une capacité de 4,5 Mtpa chacun.
Pour ce projet, Mol vient de prendre livraison d’un 3e méthanier de 155 000 m3, en vertu de contrats d’affrètement signés avec Mitsui en septembre 2014 et janvier 2015.
A.D.
Ichthys LNG
Situé au large de l’Australie, à 230 km au nord-ouest de Kimberley, le projet a été officiellement inauguré en novembre 2018. Il est dit 4 en 1 car il comprend un champ offshore avec une plateforme semi-submersible et son FPSO (Floating Production Storage and Offloading, unité flottante de production, de stockage et de déchargement), une usine de liquéfaction à terre à Darwin, un gazoduc sous-marin de 890 km de long reliant les deux sites, ainsi que des installations sous-marines offshore. D’un montant de 40 Md$ (montant largement dépassé en raison de retards), opéré par le Japonais Inpex (62,2 %), associé à Total (initialement 30 %, réduit ensuite à 26 %), Japanese Gas Buyers (5,13 %) et CPC (2,62 %), il vise le gaz à condensats du champ Ichthys, dont les réserves sont estimées à plus de 3 milliards de barils équivalent pétrole. En activité depuis juillet 2018, l’usine de Darwin comprend deux trains qui, à pleine capacité, produiront 8,9 Mtpa de GNL, 1,65 Mtpa de gaz de pétrole liquéfié (GPL), ainsi que 100 000 barils de condensats par jour. La production, dont 70 % sont destinés au marché japonais, est aujourd’hui assurée par un seul train, mais le démarrage du second est imminent, l’autorité de régulation offshore ayant donné son feu vert.
Le projet n’est pas un long fleuve tranquille: outre des dépassements de coûts, Inpex a essuyé 1,42 Md$ de pertes suite à l’accident survenu en mars dernier sur la plateforme.
A.D.
Freeport LNG
Au Texas, sur l’île Quintana (104 habitants!), à 100 km de Houston, la construction des trains de liquéfaction atteint son point final. Le train 1 de Freeport LNG est entré en production en août et a lancé son exploitation commerciale le 11 décembre. Peu de temps avant, conformément au calendrier, le train 2 démarrait sa production. La production initiale du train 3 est prévue pour le premier trimestre de 2020. L’ancien terminal de regazéification, converti en unité de liquéfaction, aura alors une capacité de production totale de plus de 15 Mtpa. En septembre dernier, Freeport LNG Development – société en commandite détenue par Michael Smith, Global Infrastructure Partners et Osaka Gas – déclarait avoir levé 1,025 Md$ pour un 4e train, qui apportera une capacité additionnelle de 5 Mtpa. En reprenant le portefeuille de GNL de Toshiba, Total a hérité d’un accord de tolling d’une durée de vingt ans pour 2,2 Mtpa provenant du troisième train de liquéfaction.
A.D.
