par Curtis Williams
La participation de Shell
SHEL.L dans l'installation Atlantic LNG de Trinité-et-Tobago va diminuer, tandis que BP BP.L et l'entreprise publique trinidadienne National Gas Co NGCTT.UL vont augmenter leurs parts dans le cadre d'un accord de restructuration qui doit être signé cette semaine, selon trois personnes connaissant bien le dossier.
Le nouvel accord marquerait la fin de cinq années de négociations et ouvrirait la voie au retour à la pleine production de la plus grande installation d'exportation de gaz naturel liquéfié ( LNG ) d'Amérique latine. Le premier des quatre trains de liquéfaction est à l'arrêt depuis 2020 en raison de la réduction de l'approvisionnement en gaz provenant des gisements offshore de Trinidad.
Trinité-et-Tobago a décidé de restructurer Atlantic LNG après avoir constaté qu'elle ne tirait pas suffisamment de revenus de l'installation. L' accord de restructuration conservera également un système de tarification qui a été réorganisé en 2020 afin de générer davantage de revenus pour le gouvernement, a déclaré le Premier ministre Keith Rowley à la fin du mois dernier.
La semaine dernière, le ministre de l'énergie, Stuart Young, a déclaré au parlementque le pays bénéficiait de la nouvelle formule qui avait rapporté 2,5 milliards de dollars supplémentaires depuis sa mise en œuvre.
Atlantic LNG exploite quatre trains qui peuvent produire jusqu'à 15 millions de tonnes par an (MTPA) de gaz qui est transformé en liquide par super réfrigération pour être transporté par camion-citerne . Mais l'année dernière, elle n'a produit que 8,2 millions de tonnes par an, en raison de l'arrêt du train 1.
Selon la structure actuelle, Shell et BP détiennent respectivement 54 % et 40 % des trains 2, 3 et 4, tandis que NGC possède 11,1 % du train 4, mais aucune participation dans les trains 2 et 3.
L'accord simplifie la structure du projet en répartissant la propriété sur les quatre trains, ce qui réduit effectivement la participation de Shell à 45 % et augmente celle de BP à 45 %, tandis que NGC obtient une part de 10 %, ont indiqué les sources.
La Chinese Investment Co, qui détenait environ 10 % du train 1, ne détiendra plus d'actions dans Atlantic LNG, selon les sources.
Atlantic LNG contribue de manière significative aux portefeuilles GNL de Shell et de BP. L'année dernière, la part de Shell dans la production de l'installation s'est élevée à 4,4 millions de tonnes, soit 15 % de sa production mondiale. La part de BP était de 3,4 millions de tonnes, soit 18 % de sa production mondiale, selon les rapports annuels des entreprises et les chiffres du ministère de l'énergie de Trinité-et-Tobago.
Shell s'est refusé à tout commentaire. BP a déclaré qu'elle ferait une déclaration une fois les accords signés.
La nouvelle structure d'actionnariat reflète la quantité de gaz que chaque partie apportera à Atlantic, selon les sources.
BP a été le plus grand producteur de gaz de l'île, avec une moyenne de 1,2 milliard de pieds cubes par jour l'année dernière, selon les données du ministère de l'énergie.
Shell devrait augmenter sa production dans les années à venir avec 700 millions de pieds cubes supplémentaires par jour (mcfd) à partir de sa découverte offshore Manatee, prévue pour 2028, et un potentiel de 250 mcfd en 2026 à partir du Venezuela dans le cadre d'un accord proposé pour exploiter le champ de gaz offshore Dragon .
NGC est en pourparlers avec Woodside Energy Group WDS.AX pour acheminer du gaz à partir de sa découverte en eaux profondes de 3,5 trillions de pieds cubes, ont déclaré ces personnes.
Si du gaz peut être amené de Dragon, du champ Calypso de Woodside et de Manatee, alors le train 1 pourrait être redémarré, ont déclaré les personnes.
En juin, des sources ont déclaré à Reuters que le train 1 serait redémarré d'ici le premier trimestre 2027 après la restructuration. Toutefois, cela dépendrait du gaz provenant de Dragon, Manatee et Calypso, Dragon étant désormais attendu en 2026, Manatee en 2028 et aucune date n'ayant été fixée pour Calypso, ont déclaré les sources.
Dans le cadre de la restructuration, les parties ont déjà convenu en 2020 de calculer les prix du GNL de Trinité-et-Tobago à partir d'un mélange de la référence pétrolière mondiale Brent crude futures LCOc1 et de trois références pour le gaz naturel - le Dutch Title Transfer Facility (TTF) en Europe TRNLTTFMc1 , le Japan Korea Marker (JKM) en Asie JKMc1 et le Henry Hub
NG-W-HH-SNL aux États-Unis.S.
Avant 2020, il n'était basé que sur le prix du Henry Hub, a déclaré M. Rowley.
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