La crise ukrainienne remet le GNL de la côte Est sur la carte

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Une crise énergétique en Europe, exacerbée par l’escalade du conflit en Ukraine, redonne vie à l’espoir que les provinces atlantiques du Canada pourraient devenir une plaque tournante pour les exportations de gaz naturel, selon les observateurs de l’industrie.

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L’Union européenne, en manque d’énergie, tire près de 40 % de son gaz naturel de Russie, dont une grande partie transite par l’Ukraine. En raison des pénuries de l’année dernière, les prix de référence du gaz naturel en Europe ont plus que triplé, le prix au comptant atteignant à un moment donné plus de 10 fois son homologue nord-américain.

L’entrée de la Russie dans l’est de l’Ukraine cette semaine n’a fait qu’ajouter plus d’incertitude : le gouvernement allemand a annoncé mardi qu’il suspendait le processus d’approbation du projet Nord Stream 2, un jumelage controversé d’un important gazoduc acheminant du gaz russe vers l’Allemagne sous la mer Baltique qui aurait peut-être atténué certains des problèmes d’approvisionnement.

Alors que les malheurs du gaz en Europe augmentent, au moins deux entreprises explorent les options de GNL sur la côte est du Canada.

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Plus tôt ce mois-ci, le major pétrolier espagnol Repsol SA envisageait de convertir son terminal d’importation de GNL de Saint John en une installation d’exportation. Et en Nouvelle-Écosse, Pieridae Energy Ltd., basée à Calgary, envisage déjà de construire un terminal flottant d’exportation de GNL dans la ville de Goldboro, d’une capacité annuelle d’environ 2,8 millions de tonnes.

Le directeur des relations extérieures de Pieridae Energy, James Millar, a déclaré au Financial Post dans une interview que le passage possible aux exportations par Repsol arrivait au bon moment. Il a déclaré que si les problèmes d’approvisionnement en gaz de l’Europe ont été mis en lumière par l’invasion de l’Ukraine par la Russie, leurs racines sont structurelles et persisteront quelle que soit l’issue du conflit.

« D’une manière ou d’une autre, cela sera résolu », a déclaré Millar à propos de la crise ukrainienne. « Et puis vous ne verrez peut-être pas autant d’attention là-dessus (l’approvisionnement en GNL de l’Europe) pendant quelques années, mais si vous ne traitez pas votre problème de sécurité d’approvisionnement, vous pourriez voir un scénario comme celui-ci se reproduire…. Donc, une solution canadienne a beaucoup de sens.

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Saint John LNG, anciennement connu sous le nom de Canaport, a ouvert ses portes en 2009 et appartenait en copropriété à Repsol et Irving Oil Ltd. jusqu’en novembre, date à laquelle Repsol a racheté la participation de 25 % d’Irving et renommé l’installation.

« Repsol explore en permanence des options pour maximiser la valeur du terminal, avec un accent particulier sur de nouvelles opportunités à faible émission de carbone pour répondre à la demande du marché et soutenir la transition énergétique », a déclaré Michael Blackier, conseiller juridique et porte-parole de Repsol, au Financial Post. e-mail. « La société examinera toutes les activités qui améliorent ou créent de la valeur à Saint John LNG. »

Selon un rapport de Bloomberg News dans la publication commerciale Traitement du gaz et GNL, Repsol a déposé une description non encore publique du projet auprès de l’Agence canadienne d’évaluation environnementale, décrivant ses plans de développement. Saint John LNG détient déjà un permis d’exportation qu’il a demandé en 2015 et obtenu en 2016, ce qui pourrait accélérer le processus réglementaire.

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Saint John LNG est une installation terrestre, ce qui signifie que l’infrastructure de regazéification du gaz naturel est située à terre. Millar de Pieridae a déclaré que si Repsol poursuit ses exportations, il soupçonne que l’entreprise pourrait le faire via un terminal flottant car les infrastructures de ce type peuvent être installées plus rapidement et ont moins d’impact sur l’environnement terrestre.

Pieridae a annoncé des plans similaires à Goldboro après avoir annulé une tentative mort-née de construire une installation terrestre l’été dernier en raison de problèmes de coûts. La société a proposé le terminal flottant en janvier de cette année en réponse à la hausse des prix du gaz en Europe, et elle prévoit de compenser les émissions via un projet de séquestration du carbone en Alberta.

L’UE, quant à elle, a commencé ces dernières années à diversifier son approvisionnement en gaz via d’autres gazoducs, comme le tuyau TurkStream, qui passe sous la mer Noire. Mais les sanctions occidentales contre la Russie pourraient mettre en péril les approvisionnements même des routes qui contournent l’Ukraine.

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Et la demande en Europe devrait augmenter. L’Allemagne, par exemple, s’est engagée à démanteler toutes ses centrales nucléaires d’ici l’année prochaine et à éliminer progressivement l’électricité au charbon d’ici 2030. Et plus tôt ce mois-ci, la Commission européenne, qui est la branche exécutive de l’UE, a officiellement approuvé le gaz comme solution de transition. carburant sur la voie d’une économie à faible émission de carbone.

Une partie de la demande supplémentaire peut être satisfaite par le Qatar – que Millar a décrit comme l’un des principaux concurrents du Canada sur le marché européen – mais on ne sait pas quelles sont les limites de la capacité d’exportation de ce pays. Le Qatar est le troisième producteur mondial de gaz naturel et le Canada est le quatrième.

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« Il a toujours été prédit, quel que soit le problème actuel de l’Ukraine, que la demande en Europe continuera de croître », a déclaré Paul Barnes, directeur pour le Canada atlantique et l’Arctique à l’Association canadienne des producteurs pétroliers, ou CAPP.

« Le pourtour de la Méditerranée, et l’Inde en particulier, aura besoin de beaucoup de gaz naturel, dont une partie pour laquelle ils ne veulent vraiment pas dépendre de la Russie, alors ils recherchent d’autres sources. »

Millar a ajouté que le Canada a un avantage concurrentiel sur les États-Unis, car un pétrolier voyageant de la Nouvelle-Écosse vers l’Europe prendra environ six jours de moins qu’un autre voyageant depuis la côte du golfe des États-Unis, où se trouve une grande partie de la capacité d’exportation du pays.

« C’est un point que nous avons mentionné ces dernières années », a déclaré Millar. « Vous avez cet avantage d’expédition de pouvoir acheminer le produit plus rapidement que depuis le Texas du Qatar. »

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(Canada atlantique) a le potentiel de devenir une plaque tournante du GNL

Paul Barnes

Pour le terminal Goldboro de Pieridae et Saint John LNG, le gaz naturel proviendrait probablement de l’Ouest canadien. Millar a déclaré que le moyen le plus direct de transporter du gaz vers les provinces de l’Atlantique consiste à utiliser le pipeline principal de TransCanada à travers le centre du Canada, suivi du pipeline TransQuébec et Maritimes et du réseau de transport de gaz naturel de Portland, en prenant un raccourci via le Maine, avant de passer au Maritimes and Northeast Pipeline pour la dernière étape du voyage.

Mais selon Millar, ce plan pourrait mettre à rude épreuve la capacité de TransCanada et obliger le propriétaire TC Energy à augmenter la contre-pression sur le tuyau ou à le «boucler» – un terme utilisé pour décrire la pose d’un tuyau parallèle dans le même fossé. Millar a passé neuf ans à travailler pour TC Energy avant de rejoindre Pieridae.

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Le Canada ne possède actuellement aucun terminal d’exportation de GNL sur l’une ou l’autre des côtes, en partie grâce à un environnement réglementaire qui retarde souvent les projets pendant des années.

L’an dernier, Chevron Canada Ltd. a vendu sa participation dans un terminal d’exportation prévu à Kitimat, en Colombie-Britannique, qui devrait exporter 18 millions de tonnes de GNL par an, après plus d’une décennie de peu de progrès. Et la construction du terminal LNG Canada de Shell dans la même ville est maintenant terminée à plus de la moitié, mais cela a également pris plus d’une décennie. Le terminal Goldboro de Pieridae est également en phase de planification depuis 2012.

« (Le Canada atlantique) a le potentiel de devenir une plaque tournante du GNL », a déclaré Barnes. « C’est juste qu’ils n’ont pas vraiment d’installations pour le moment qui peuvent prendre ce gaz et l’acheminer vers le marché, mais le potentiel est certainement là.

« Et à mesure que la technologie s’améliore et que le coût du gaz augmente… et que l’industrie mondiale s’éloigne des hydrocarbures lourds comme le charbon et le pétrole pour davantage de gaz et d’énergies renouvelables, le potentiel du gaz naturel au Canada atlantique devient une réalité beaucoup plus grande aujourd’hui que ces derniers temps. ”