Situation du GAZ continent Nord Américain

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Natural Gas Output Declines

While U.S. oil production continues to rise, albeit at a slower pace, natural gas output has dropped from December 2023 highs, and production has turned lower compared to year-ago levels. Dry natural gas production was 101.7 billion cubic feet per day (bcf/d) in April 2024, down from 102.7 bcf/d in April 2023, the lowest for 16 months.

Major natural gas producers curtailed some output in the spring in response to the price slump earlier this year, which saw prices tumble to a three-decade low.

In its latest Short-Term Energy Outlook, the EIA expects U.S. marketed natural gas production to drop by 1% this year, led by a 9% decline in the Haynesville region and 4% decline in the Appalachia region as some producers have limited development and production due to low natural gas prices.

The current refill season has seen lower injections into storage so far, due to rising demand for gas-powered electricity in the summer heat waves.

However, gas inventories are above average for this time of year, and working natural gas stocks for the week ending June 26 were 21% higher than the five-year average and 11% higher than last year at this time, per EIA data.

The EIA expects storage inventories to end the summer injection season on October 31 at 6% above the five-year average.

“If U.S. natural gas production is lower than our forecast and consumption in the electric power sector to meet air-conditioning demand increases more than we expect, natural gas prices could be higher than forecast,” the administration said.

https://oilprice.com/Energy/Energy-Gene ... -Down.html

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Connexion d'un gros gazoduc à l'usine de liquéfaction GNL de Corpus Christi qui permet d'écouler le gaz du Permien.

New Pipeline Launches Providing Gas to Corpus Christi Liquefaction

by Rocky Teodoro|Rigzone Staff | Monday, July 15, 2024

A new pipeline connecting to the Cheniere Corpus Christi Liquefaction facility has entered commercial service.

The ADCC Pipeline is a new joint venture between Whistler Pipeline, LLC and Cheniere Energy, Inc. The ADCC pipeline is an approximately 43-mile, 42-inch intrastate pipeline designed to transport up to 1.7 billion cubic feet per day (Bcfpd), expandable to 2.5 Bcfpd of natural gas, from the terminus of the Whistler Pipeline in Agua Dulce, Texas, to Cheniere’s Corpus Christi Liquefaction Facility.

The receipt points in Agua Dulce provide Cheniere direct access to Permian and Eagle Ford volumes in addition to volumes sourced along the Gulf Coast, Whistler Pipeline operator Whitewater said in a news release.

The ADCC Pipeline further enhances the natural gas infrastructure in Texas and creates an additional demand point for Permian gas. The infrastructure is expected to help reduce flared volumes in the Permian Basin and further support U.S. liquefied natural gas (LNG) exports to global markets, according to the release.

The ADCC Pipeline is a joint venture owned 70 percent by Whistler Pipeline LLC, which is a joint venture between WhiteWater (50.6 percent), MPLX LP (30.4 percent), and Enbridge (19.0 percent) (NYSE: ENB). The remaining 30 percent interest in ADCC Pipeline is held by a wholly-owned subsidiary of Cheniere Energy, Inc.

The Whistler Pipeline is an approximately 450-mile, 42-inch intrastate pipeline that transports natural gas from the Waha Header in the Permian Basin to Agua Dulce, Texas, providing direct access to South Texas and export markets. An approximately 50-mile, 36-inch lateral provides connectivity to the Midland Basin.
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https://www.rigzone.com/news/new_pipeli ... 4-article/

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suite de ce post du 24 sept 2023 http://www.oleocene.org/phpBB3/viewtopi ... 2#p2377192

Sempra signs EPC contract with Bechtel for Port Arthur LNG Phase 2

July 18, 2024

Sempra Infrastructure signed an engineering, procurement, and construction contract with Bechtel for the Port Arthur LNG Phase 2 project.
Sempra Infrastructure, a subsidiary of Sempra, signed a fixed-price engineering, procurement, and construction (EPC) contract with Bechtel Energy for the Port Arthur LNG Phase 2 project under development in Port Arthur, Tex.

As part of the contract, Bechtel will perform the detailed engineering, procurement, construction, commissioning, startup, performance testing, and operator training activities for the project. The scope also includes the ability to conduct pre-final investment decision work to better assure project cost and schedule certainty, Sempra said in a release July 18.

The proposed Port Arthur LNG Phase 2 project is under active marketing and development. The project received authorization from the Federal Energy Regulatory Commission in September 2023 and is expected to include two liquefaction trains capable of producing 13 million tonnes/year (tpy) of LNG, which would increase the total liquefaction capacity of the plant to up to 26 million tpy from about 13 million tpy.

The Port Arthur LNG Phase 1 project is currently under construction and consists of trains 1 and 2, as well as two LNG storage tanks and associated infrastructure. Commercial operations for trains 1 and 2 are expected in 2027 and 2028, respectively.

In June, Sempra Infrastructure and a subsidiary of Aramco signed a non-binding heads of agreement contemplating the purchase of 5 million tpy of LNG and a 25% equity investment in the Port Arthur LNG Phase 2 project. In December 2022, Port Arthur LNG Phase 2 and INEOS also entered into a non-binding agreement for an offtake capacity of 200,000 tpy from the project.

Development of Port Arthur LNG Phase 2 remains subject to a number of risks and uncertainties, including completing the required commercial agreements, securing and/or maintaining all necessary permits, obtaining financing, and reaching a final investment decision, among other factors, the company said.

https://www.ogj.com/general-interest/ar ... ng-phase-2

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Encore un projet de terminal d'exportation de LNG

Argent LNG Taps GTT for Liquefaction Facility in Louisiana

by Rocky Teodoro|Rigzone Staff | Friday, July 26, 2024 |

Louisiana-based Argent LNG has selected GTT onshore tank technology to develop its liquefaction facility at Port Fourchon, Louisiana.

Argent LNG said in a news release that its planned facility in Port Fourchon will include GTT, a cryogenic membrane containment system used in the transport and storage of liquefied natural gas (LNG). The facility is targeted to have a capacity of 20 million tons per annum and begin operations in 2029/2030.

Argent LNG is planning a phased development of liquefaction trains at a greenfield site strategically located at Port Fourchon. Argent has signed a long-term lease with the Greater Lafourche Port Commission and now aims to capitalize on the growing global demand for LNG by developing a low-cost, low-carbon intensity facility on the land west of the current port.

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https://www.rigzone.com/news/wire/argen ... 0-article/

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NextDecade Awards $4.3 Billion Contract for Rio Grande LNG Project
By Tsvetana Paraskova - Aug 06, 2024, 4:35 AM CDT

U.S. NextDecade Corporation has awarded a $4.3-billion engineering, procurement and construction (EPC) contract to Bechtel Energy Inc for the fourth train of the Rio Grande LNG export project in Texas.

NextDecade, which has recently welcomed foreign shareholders to the project, continues to target a positive Final Investment Decision of Train 4 in the second half of 2024, subject to gaining appropriate commercial support and obtaining adequate financing to construct Train 4 and related infrastructure, the corporation said in a statement.
NextDecade currently expects total estimated project costs at between $6.0 billion and $6.2 billion for Train 4 and related infrastructure, in line with the per-train cost of the three-train Phase 1 at the Rio Grande LNG Facility, which is currently under construction.

In May, ADNOC bought an 11.7% stake in Phase 1 of NextDecade’s Rio Grande LNG project in the first strategic investment of Abu Dhabi’s national oil company in the U.S.

The state energy firm of the United Arab Emirates (UAE) has also signed a 20-year LNG offtake agreement from Rio Grande LNG Train 4 with NextDecade.

According to the UAE’s firm, NextDecade’s Rio Grande LNG would be a “world-class lower-carbon LNG project.”
Rio Grande LNG near Brownsville, Texas, is the first U.S. LNG project offering expected emissions reduction of more than 90% through its proposed carbon capture and storage (CCS) project, ADNOC said in May.

In June, Saudi Aramco said it expects to buy liquefied natural gas from NextDecade’s planned train 4 at the Rio Grande LNG facility under a 20-year agreement. Aramco and NextDecade are currently in the process of negotiating a binding agreement, the effectiveness of which will be subject to a positive Final Investment Decision on Train 4.

Aramco, the world’s top crude exporter and the world’s biggest oil firm, has been seeking a greater role in the global LNG market as it plans to ramp up its natural gas production and trading business.

https://oilprice.com/Latest-Energy-News ... oject.html

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Les puits de gaz de Pennsylvanie enjeu de la présidentielle américaine

AFP le 13 sept. 2024

Dans les fermes verdoyantes de Pennsylvanie, les moutons broutent l'herbe parmi les puits de gaz utilisés pour la fracturation hydraulique, une méthode controversée de production, devenue un enjeu de la campagne présidentielle américaine entre Donald Trump et Kamala Harris.

Les deux candidats ne ménagent pas leurs efforts pour séduire cet Etat clé de l'est. Mais, à 85 ans, George Wherry, qui dirige la ferme familiale du comté de Washington, a déjà fait son choix: il votera pour le républicain Donald Trump.

Principale raison: la démocrate Kamala Harris a par le passé évoqué une interdiction de la fracturation hydraulique, pour des motifs environnementaux. Même si elle a finalement changé d'avis.

Le troupeau de moutons de George Wherry côtoie des bovins et trois puits profonds qui descendent à des milliers de mètres sous terre pour atteindre l'abondante quantité de gaz naturel qui y est piégé.

Grâce au "fracking", la Pennsylvanie a produit en 2022 plus de gaz naturel que le Qatar, générant impôts locaux, recettes pour les entreprises et revenus pour les propriétaires fonciers.

"Cela m'offre un peu plus de liberté", confie-t-il à l'AFP depuis la plateforme de fracturation recouverte de gravier, située au sommet d'une colline, non loin de la maison familiale.

Ces revenus complètent ceux qu'il tire de l'élevage, lui permettant d'investir dans de nouvelles technologies qui rendent le travail à la ferme "plus facile" et plus rentable, dit-il.

Sa fille de 56 ans, Diana Petrie, qui gère l'élevage avec son père, elle aussi "espère vraiment que ça sera Trump". "On sait à quoi s'attendre", dit-elle à l'AFP, l'ancien président ayant toujours soutenu la fracturation hydraulique.

Il avait remporté plus de 60% des voix dans ce comté en 2016 et 2020.

- "Revirement" -

Le sujet a d'autant plus d'importance que les présidentielles américaines se jouent essentiellement dans des Etats dits pivots, comme la Pennsylvanie.

Mardi soir, lors du débat télévisé entre les deux candidats, Donald Trump a assuré que si Kamala Harris "remporte l'élection, la fracturation hydraulique en Pennsylvanie disparaîtra dès le premier jour". La démocrate a affirmé avoir renoncé à l'idée de l'interdire dès 2020.

De nombreux habitants du comté de Washington restent sceptiques.

"Je pense que votre parole est votre caution", a commenté Jason White, ancien directeur d'une mine de charbon, pas convaincu par le "revirement" de Kamala Harris.

Cet électeur républicain de 37 ans exploite lui aussi des petits puits de fracturation peu profonds. Il pense voter Donald Trump le 5 novembre.

La fracturation hydraulique consiste à "fracturer" la roche avec un mélange d'eau, de sable et de produits chimiques projeté à haute pression afin de libérer les hydrocarbures. Le mélange mêlé de gaz remonte ensuite à la surface.

Organisations environnementales, scientifiques et experts en santé publique s'inquiètent des impacts sur la santé et le climat de cette technique, interdite ou suspendue pour raisons environnementales et sanitaires dans plusieurs pays européens, dont la France ou l'Allemagne.

Même en Pennsylvanie, les habitants sont divisés: 48% se disent favorables à l'extraction et 44% y sont opposés, selon un sondage réalisé en 2022. Mais plus de 85% estiment que le gaz naturel est important pour l'économie locale.

- "Argent et enthousiasme" -

Electeur républicain de longue date, August Michel, 53 ans, vend de la limonade sur les marchés de producteurs du comté de Washington. Pour lui, "la fracturation hydraulique est positive".

"Vous ne pouvez pas vraiment vous débarrasser des agriculteurs maintenant que la fracturation hydraulique fonctionne aussi bien", dit-il à l'AFP, sur le marché.

August Michel prévoit d'apporter son bulletin de vote à Donald Trump, comme il l'avait fait aux deux derniers scrutins.

Sur un stand un peu plus loin, Laura Jean Kahl, 40 ans, qui vend les fruits et légumes frais cultivés dans sa ferme familiale, votera elle pour Kamala Harris. Pour une raison simple: "Elle n'est pas Donald Trump".

"Nous avons ici une femme de couleur. Elle est jeune, elle a de l'esprit", égrène-t-elle: "C'est un peu plus inspirant".

Pour Laura Jean Kahl, le gain financier de la fracturation hydraulique ne vaut pas l'impact environnemental à long terme. Elle n'a cependant pas beaucoup d'espoir que la candidate démocrate, si elle est élue, y mette un terme.

"Il y a trop d'argent et d'enthousiasme derrière la fracturation hydraulique," dit-elle. "La messe est dite."

https://www.connaissancedesenergies.org ... e-240913-0

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en relation avec le post au dessus.

Avec Trump ou Harris, la fracturation hydraulique a de beaux jours devant elle en Pennsylvanie

AFP •15/09/2024

Chef des opérations d'un producteur de gaz de schiste en Pennsylvanie, Jason John Mounts compte voter à l'élection présidentielle américaine de novembre pour "quiconque rendra notre activité florissante", dans cet Etat clé de l'est des Etats-Unis.

M. Mounts, 40 ans, travaille dans le sud-ouest de la Pennsylvanie dont il est originaire, pour Diversified Energy. Cette société ne pratique pas elle-même la fracturation hydraulique mais achète des puits auprès d'entreprises de plus grande envergure ayant foré avec cette méthode controversée et coûteuse, un thème qui s'est invité dans la campagne présidentielle.

Ce procédé dangereux d'extraction consiste à injecter à haute pression de l'eau, du sable et des produits chimiques à des milliers de mètres de profondeur pour créer des failles dans les roches souterraines et libérer le gaz - et le pétrole - qu'elles renferment.

Diversified Energy entre alors en scène pour acheter et exploiter ces puits, en les perfectionnant pour en augmenter la production.

Les sept puits de son site de South Franklin, ouverts depuis une dizaine d'années, ronronnent doucement en exfiltrant le gaz du bassin de Marcellus, qui renferme l'une des plus importantes quantités de gaz de schiste au monde.

Ils produisent quotidiennement environ 113.000 m3, explique M. Mounts.

L'entreprise, présente dans plusieurs Etats américains, estime que son portefeuille de puits devrait produire du gaz pendant encore 50 à 75 ans en moyenne.

"Cela va faire partie intégrante de notre économie pour aussi longtemps que nous en aurons besoin", commente Douglas Kris, vice-président de Diversified Energy chargé des relations avec les investisseurs.

Et peu importe qui, du républicain Donald Trump ou de la démocrate Kamala Harris, s'installera à la Maison Blanche à l'issue du scrutin du 5 novembre, le secteur se montre confiant.

- "Folle de Trump" -
Car les deux candidats se sont engagés à soutenir l'industrie de la fracturation hydraulique, un appui qui ne passe pas inaperçu dans ce "Swing State", c'est-à-dire l'un des quelques Etats qui devraient permettre de remporter la présidentielle.

Mais comme d'autres électeurs, Jennifer McIntyre, 47 ans, se souvient de l'appui indéfectible de l'ancien président pour cette activité controversée tandis que la vice-présidente a fait volte-face, pour y apporter désormais son soutien.

"Je suis complètement folle de Trump mais je pense qu'il est très conflictuel", confie à l'AFP cette employée de Keystone Clearwater Solutions, qui fournit des services d'acheminement d'eau à l'industrie de fracturation hydraulique.

Très active pour le parti républicain dans le comté rural de Washington, elle considère que le milliardaire est "incroyablement pro-gaz et pro-pétrole" tandis que les démocrates, au niveau local comme fédéral, ont mis en place des réglementations mettant des bâtons dans les roues de cette industrie.

"Je pense parfois que ces réglementations ne sont pas toujours appropriées", relève-t-elle.

La Pennsylvanie s'est lancée dans la fracturation hydraulique au début du XXIe siècle, connaissant un véritable boom dans l'extraction du gaz naturel qui l'a propulsée devant le Canada et le Qatar en termes de production annuelle.

Elle compte actuellement près de 13.000 puits, d'après son département de la protection de l'environnement.

- "Cols bleus et cols blancs" -

Une manne qui profite non seulement aux industriels mais également aux propriétaires des terrains, percevant des royalties, et aux autorités locales.

Mais des scientifiques, des défenseurs de l'environnement et des professionnels de la santé du monde entier plaident pour l'interdiction de cette technique d'exploitation d'énergies fossiles. Ils mettent en avant ses effets néfastes pour la santé et pour le climat ainsi que ses conséquences à long terme sur l'environnement.

Certains pays, comme la France et l'Allemagne, ou encore des provinces canadiennes et d'autres Etats américains, ont interdit ou suspendu cette pratique.

En Pennsylvanie, où le charbon régnait autrefois en maître, le soutien pour la fracturation n'a fait que croître.

En 2022, 48% des habitants de l'Etat s'y disaient favorables contre 44% contre, selon une consultation du Muhlenberg College Institute of Public Opinion. Et 86% des personnes interrogées affirmaient que cette industrie était positive pour l'économie.

Le secteur soutenait en 2022 plus de 120.000 emplois, payés en moyenne 97.000 dollars par an, selon une étude mandatée par l'organisation commerciale Marcellus Shale Coalition (MCS).

"Ces emplois sont dans toutes les catégories", précise à l'AFP David Callahan, président de MCS. "Beaucoup d'emplois pour cols bleus. Mais aussi beaucoup d'emplois pour cols blancs".

avec les photos : https://www.boursorama.com/actualite-ec ... d46ffcb312

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Projet de gazoduc pour sortir le gaz du Permien jusqu'à la cote du golfe du Mexique pour les marchés internationaux.

Wood to design the DeLa Express natural gas pipeline project in Texas and Louisiana

le 16/09/2024

Wood, a global leader in consulting and engineering, has been awarded the front-end engineering design (FEED) for a long-haul, large diameter liquids-rich natural gas pipeline project in the United States.

The DeLa Express pipeline project (the 'project') being developed by DeLa Express LLC ('DeLa Express'), a subsidiary of Moss Lake Partners LP ('Moss Lake Partners'), is proposed to deliver liquids-rich natural gas from the Permian Basin of West Texas to the U.S. Gulf Coast and international export markets.

Once complete, the project will act as a highway to supply the growing demand for natural gas and liquids, safely shipping critical energy to the largest demand markets, including the largest liquified natural gas (LNG) demand center in North America - Cameron Parish, Louisiana near the Sabine River Corridor.

The project is being designed for approximately two plus (2.0+) billion cubic feet per day (BCF/d) of natural gas and liquids transportation capacity, enough to supply the daily equivalent demand of the city of Chicago, Illinois.

By aiming to provide much needed natural gas and liquids takeaway capacity, the project will reduce flaring and emissions in the Permian, and by transporting natural gas and liquids in a single mainline, it will minimise the need for right-of-way clearing and have a significantly lower environmental impact.

https://www.euro-petrole.com/wood-to-de ... -n-i-27472

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Quatre cents nouveaux méthaniers seront nécessaires pour accompagner les projets GNL américains
Selon une analyste de Rystad, les projets visant à augmenter les capacités d’exportation américaines de gaz naturel liquéfié nécessiteront 400 méthaniers additionnels. Profitant de ces développements, Technip énergies vient de remporter un contrat « majeur » aux côtés de KBR pour la conversion du site de Lake Charles en terminal de liquéfaction.


KTJV, joint-venture entre Technip Énergies et KBR, a été retenue pour transformer le terminal de regazéification de Lake Charles, en Louisiane, en un grand terminal de liquéfaction d’une capacité de 16,45 millions de tonnes/an. | LAKE CHARLES LNG

Carole LANZI. Publié le 20/09/2024 Le marin

Les projets actuels visant à accroître les capacités de liquéfaction aux États-Unis nécessiteront 400 méthaniers supplémentaires pour exporter le futur GNL. C’est en tout cas ce qu’a affirmé le 18 septembre Emily McClain, vice-présidente marchés gaziers nord-américains de Rystad energy, citée par Reuters.

Ces 400 méthaniers représentent un nombre énorme comparé à la flotte mondiale, qui comprenait 772 navires fin 2023 selon le GIIGNL, le groupement des importateurs de GNL (en incluant FSRU et souteurs). Mais cela illustre bien... abonnés

https://lemarin.ouest-france.fr/energie ... c5361e868f

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et voila, les arbres ne montent pas jusqu'au ciel :

US Shale Gas Production Declines for the First Time Since 2000

By ZeroHedge - Oct 25, 202

U.S. natural gas production from shale and tight formations, which accounts for 79% of dry natural gas production, decreased slightly in the first nine months of 2024 compared with the same period in 2023. If this trend holds for the remainder of 2024, it would mark the first annual decrease in U.S. shale gas production since we started collecting these data in 2000.



Total U.S. shale gas production from January through September 2024 declined by about 1%, to 81.2 billion cubic feet per day (Bcf/d), compared with the same period in 2023, while other U.S. dry natural gas production increased by about 6% to 22.1 Bcf/d. Total U.S. dry natural gas production from January through September 2024 averaged 103.3 Bcf/d, essentially flat compared with the same period in 2023.

The decline in shale gas production so far this year has been driven primarily by declines in production in the Haynesville and Utica plays. From January through September 2024, shale gas production decreased by 12% (1.8 Bcf/d) in the Haynesville and by 10% (0.6 Bcf/d) in the Utica compared with the same period in 2023. At the same time, shale gas production in the Permian play grew by 10% (1.6 Bcf/d). Production in the Marcellus play, which leads U.S. shale gas production, remained flat.



The Haynesville play in northeastern Texas and northwestern Louisiana is a dry natural gas formation. The Utica and Marcellus plays in the Appalachian Basin produce lease condensate in addition to dry natural gas. In all three plays, natural gas prices mostly drive drilling and developing wells. The U.S. benchmark Henry Hub daily natural gas price has generally declined since August 2022 and reached record lows in the first half of 2024, making drilling natural gas wells less profitable, particularly in the Haynesville. Several operators in the Haynesville and the Appalachian Basin shut in natural gas production in reaction to historically low prices and intend to continue curtailments in the second half of 2024.

In contrast, natural gas produced in the Permian play in western Texas and southeastern New Mexico is primarily associated gas from oil wells where drilling and development is driven by the oil price. Natural gas production in the Permian has increased this year along with increasing oil production.

Shale natural gas production in the Utica was 5.6 Bcf/d in September, 33% less than the monthly high of 8.3 Bcf/d in December 2019 and 10% less than the average of 6.2 Bcf/d in 2023. At depths of 5,000 feet to 11,000 feet, wells in the Utica, which lies beneath the Marcellus, are slightly more expensive to drill than Marcellus wells because of their depth.

Drilling costs of Haynesville wells, at depths of 10,500 feet to 13,500 feet, are even higher. Shale natural gas production in the Haynesville was 13.0 Bcf/d in September 2024, 14% less than the peak in May 2023. The Haynesville is the third-largest shale gas-producing play in the United States, behind the Marcellus and the Permian plays. In 2023, shale natural gas production in the Haynesville averaged 14.6 Bcf/d, accounting for 14% of total U.S. dry natural gas production.



The U.S. benchmark Henry Hub natural gas price fell 79% from the August 2022 inflation-adjusted high of $9.39 per million British thermal units (MMBtu) to an average of $1.99/MMBtu in August 2024. So far this year, the price has averaged $2.10/MMBtu compared with an inflation-adjusted average of $6.89/MMBtu in 2022 and $2.62/MMBtu in 2023. As natural gas prices declined, the economics of producing natural gas in the dry gas formations worsened, leading producers to shut in production and drop drilling rigs.

Producers tend to increase or decrease the number of drilling rigs in operation as natural gas prices fluctuate. The number of natural gas-directed drilling rigs in the Haynesville, Utica, and Marcellus plays has decreased steadily since the end of 2022, according to data from Baker Hughes. In the Haynesville, an average of 33 rigs were in operation in September 2024, 53% fewer than in January 2023. The number of rigs operating in the Haynesville in September was the lowest it has been since July 2020.

In the Utica, an average of seven rigs were operating in September 2024, fewer than half the number that were operating in January 2023, and in the Marcellus, an average of 25 rigs were in operation, about 36% fewer than in January 2023. Although the productivity of newer wells has improved in recent years, the decline in rig counts has contributed to an overall decrease in production.

In our latest Short-Term Energy Outlook, we forecast total U.S. dry natural gas production to average 103.5 Bcf/d in 2024, down slightly from 103.8 Bcf/d in 2023, and to resume modest growth in 2025 at 104.6 Bcf/d.

By Zerohedge.com

https://oilprice.com/Latest-Energy-News ... -2000.html

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suiye de ce post du 11 mars 2023 viewtopic.php?p=2364476#p2364476

L'usine de Venture Global à Plaquemines produit son premier GNL avant une mise en service longue et controversée

Le 13 décembre 2024 zonebourse

Venture Global LNG est en passe d'inaugurer la production de gaz naturel liquéfié (GNL) à son usine d'exportation de Plaquemines, en Louisiane, dès cette semaine, selon les données de LSEG.
Il s'agira de la première nouvelle usine américaine depuis deux ans à produire du gaz super réfrigéré, devançant ainsi le projet d'expansion à moyenne échelle de Cheniere Energy à Corpus Christi. Elle donne également le coup d'envoi d'une période de mise en service pouvant aller jusqu'à deux ans, au cours de laquelle Venture Global conserve l'intégralité des recettes provenant des livraisons.

L'usine d'exportation de 20 millions de tonnes métriques par an (MTPA) était prête à tirer plus de 100 millions de pieds cubes (mmcfd) de gaz naturel pour la première fois jeudi, selon les données de LSEG.

Les autorités de régulation américaines ont autorisé jeudi Venture Global à mettre en service son sixième des 18 blocs de Plaquemines, selon un document. Chaque bloc comporte deux trains et utilise 150 mmcfd de gaz.

Certains clients sous contrat à long terme de l'installation de Louisiane pourraient attendre jusqu'à deux ans avant de recevoir leurs cargaisons selon le calendrier de mise en service, qui s'étend jusqu'en 2026 pour la première phase et jusqu'en 2027 pour la seconde, selon un autre document.

Des attentes similaires dans une autre usine de Venture Global, Calcasieu Pass, ont conduit à des litiges contractuels soumis à l'arbitrage par BP, Shell, Edison, Repsol et Orlen. Ces litiges pourraient coûter des milliards de dollars à Venture Global si elle perdait les procès, comme le montrent les documents d'une offre de billets de premier rang faite en juillet.

L'existence de contrats de vente pour l'usine de GNL a facilité les efforts de financement de Venture Global pour la nouvelle installation. Mais la société a réalisé des bénéfices plus importants en vendant sur le marché au comptant. Lors de la mise en service, la société affirme que l'usine ne fonctionne pas de manière optimale et qu'elle n'est pas tenue de livrer les cargaisons prévues par le contrat.

"Un élément clé de notre stratégie commerciale est de générer des produits de la vente de GNL [...] avant que le projet concerné n'atteigne la COD (date d'exploitation commerciale)", a déclaré Venture Global dans sa proposition. La date d'exploitation commerciale marque la fin de la mise en service.

Shell a déclaré que son expérience avec Venture Global lui fait considérer le promoteur de GNL comme "un fournisseur peu fiable".

Exxon Mobil, EDF, Petronas et Chevron, qui ont annoncé des contrats d'achat pour Plaquemines, se sont refusés à tout commentaire.

Venture Global a déclaré que la critique de Shell était "le comble de l'hypocrisie", soulignant le démarrage tardif de l'usine de GNL de Shell au Canada.

"Notre modèle d'entreprise et notre plan d'exploitation simultanée ont été communiqués à nos clients, aux autorités de réglementation et aux parties prenantes financières", a déclaré un porte-parole de Venture Global.

DÉPASSER LE BUDGET

La première usine de l'exportateur de GNL est en service depuis mars 2022. Jusqu'en décembre 2023, elle a vendu 360 cargaisons sur le marché au comptant, réalisant des bénéfices d'exploitation de 8,4 milliards de dollars, selon un document distinct destiné aux investisseurs.

Plaquemines a dépassé le budget de plus de 2,3 milliards de dollars, la société cherchant à respecter le calendrier. Venture Global prévoit de faire fonctionner l'usine à 15 % au-dessus de sa capacité nominale, selon des documents d'obligations.

Venture Global n'a pas signé de nouveau contrat avec un client depuis juin 2023, date à laquelle Reuters a rapporté que la société était confrontée à un arbitrage avec la compagnie d'électricité italienne Edison.

https://www.zonebourse.com/cours/action ... -48583866/

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suite du post au dessus.

Venture Global Announces Departure of Inaugural Commissioning Cargo From Plaquemines LNG

europetrole le 30/12/2024

Venture Global (VG) announced the successful loading and departure of the first liquefied natural gas (LNG) cargo produced from the company’s Plaquemines LNG facility. The inaugural commissioning cargo was loaded onto the Venture Global Bayou – one vessel in VG’s fleet of nine new, state-of-the-art LNG ships – and is being shipped to ENBW in Germany, marking over 60 LNG cargos sent from Venture Global into Germany since 2022. Plaquemines LNG is one of the two fastest greenfield projects of its size to reach first production and, now, first cargo delivery, along with Venture Global’s first project, Calcasieu Pass.

“I am extremely proud of our team whose relentless execution has enabled Venture Global to continue to meet milestones at exceptional speed. In just five years, Venture Global has built, produced and launched exports from two large-scale LNG projects which has never been done before in the history of the industry,” said Venture Global CEO Mike Sabel.

Plaquemines LNG is a 20 MTPA nameplate capacity project that reached a Final Investment Decision on Phase One in May 2022, and on Phase Two in March 2023. Because of Venture Global’s unique configuration and construction approach, Plaquemines will produce and export LNG while construction and commissioning continues for the remainder of the project’s 36 trains and associated facilities. Like Venture Global’s Calcasieu Pass project, Plaquemines has exported its first cargo far in advance of the U.S. Department of Energy’s requirement to commence exports within 7 years from issuance of the Non-FTA export authorization. We believe this incremental supply has proven to be a valuable geopolitical asset for the United States, especially during a time of historically tight global LNG markets and project delays.

https://www.euro-petrole.com/venture-gl ... -n-i-27898

[energy_isere]

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Cheniere Achieves First LNG at the Corpus Christi Stage 3 Project

europetrole le 31/12/2024

Cheniere Energy, Inc. (Cheniere) announced that liquefied natural gas (“LNG”) was produced for the first time from the first train (“Train 1”) of the Company’s Corpus Christi Stage 3 Liquefaction Project (“CCL Stage 3”). The commissioning process continues, and Cheniere expects substantial completion of Train 1 to be achieved at the end of the first quarter of 2025, over six months ahead of the guaranteed completion date. Upon substantial completion, Bechtel Energy, Inc. (“Bechtel”) will transfer care, custody and control of the completed train to Cheniere.

Full notice to proceed on CCL Stage 3 was issued to Bechtel by Cheniere in June 2022. CCL Stage 3 consists of seven midscale trains, with an expected total production capacity of over 10 million tonnes per annum (“mtpa”) of LNG. As of November 30, 2024, overall project completion for CCL Stage 3 was 75.9%, which reflects engineering 96.8% complete, procurement 97.2% complete, subcontract work 87.7% complete and construction 39.2% complete. Upon substantial completion of all seven trains of CCL Stage 3, the expected total production capacity of the Corpus Christi liquefaction facility will be over 25 mtpa of LNG.

https://www.euro-petrole.com/cheniere-a ... -n-i-27903

[kercoz]

Les Russes ferment le robinet de Gaz ..les ricains doivent rigoler !

[mobar]

C est une manœuvre qui devrait précipiter la fin du gaz de schiste américain, la suite ne pourra qu asseoir encore plus surement l hégémonie des chinois et de ses allies russes