Au cours des dernières années, des dizaines d'entreprises intermédiaires américaines ont jeté leur dévolu sur les gazoducs et les terminaux d'exportation alors que les marchés américains du gaz naturel et du GNL explosent tandis que la capacité des pipelines de pétrole brut continue de dépasser la production.
Les projets de gaz naturel devraient être le secteur des gazoducs à la croissance la plus rapide à mesure que la production augmente et que les expéditeurs trouvent de nouveaux clients en Europe et en Asie. Maintenant, comme le disent les analystes à Reuters, il s'agit d'augmenter la capacité américaine et d'ajouter de nouveaux pipelines pour transporter le gaz naturel vers les terminaux d'exportation de GNL.
"Tout le monde a pratiquement renoncé à faire un autre pipeline long-courrier n'importe où en dehors du Texas et, peut-être, de la Louisiane," Bradley Olsen, gestionnaire de portefeuille principal pour la stratégie d'infrastructure intermédiaire de Recurrent Investment Advisors, a déclaré à Reuters.
La demande européenne de gaz naturel est montée en flèche alors que l'UE tente de réduire sa dépendance au gaz naturel russe après son invasion de l'Ukraine. L'Europe a supplanté l'Asie en tant que première destination du GNL américain, et maintenant reçoit 65% des exportations totales. L'UE s'est engagée à réduire sa consommation de gaz naturel russe de près des deux tiers avant la fin de l'année, tandis que la Lituanie, la Lettonie et l'Estonie se sont engagées à éliminer purement et simplement les importations de gaz russe.
La crise du gaz en Europe ne s'est aggravée qu'après La Russie a coupé l'approvisionnement en gaz de la Pologne et de la Bulgarie, soi-disant pour ne pas avoir payé le gaz en roubles, faisant monter en flèche les prix du gaz en Europe. Cette décision marque une montée des tensions et pourrait réduire l'approvisionnement de l'Europe, car de nombreux pipelines traversent la Pologne en route au reste du continent. Ajoutant aux problèmes d'approvisionnement, le gazoduc russe Nord Stream 1 qui alimente l'Allemagne a été mis hors service pour une maintenance planifiée. Alors qu'elle a partiellement repris ses opérations le 21 juillet, l'Europe craignait qu'elle ne soit retardée pour un effet de levier politique.
Sans surprise, L'Europe est devenue le premier importateur de GNL américain, absorbant environ 65 % des exportations américaines.
L'Energy Information Administration (EIA) des États-Unis a prévu que les États-Unis dépasseront l'Australie et le Qatar pour devenir le premier exportateur mondial de GNL cette année, les exportations de GNL continuant de dominer la croissance des exportations de gaz naturel des États-Unis et atteignant en moyenne 12.2 milliards de pieds cubes par jour (Gpi2022/j) en XNUMX. Les États-Unis se classe deuxième au monde dans les exportations de gaz naturel, juste derrière la Russie.
Selon l'EIA, les exportations annuelles de GNL des États-Unis devraient augmenter de 2.4 Gpi2022/j en 0.5 et de 2023 Gpi0.3/j en 2022. L'organisme de surveillance de l'énergie a prévu que les exportations de gaz naturel par pipeline vers le Mexique et le Canada augmenteront légèrement, de 0.4 Gpi2023 /j en XNUMX et de XNUMX GpiXNUMX/j en XNUMX, grâce à davantage d'exportations vers le Mexique.
Contrairement au gaz naturel, la capacité des pipelines de pétrole brut continue de dépasser de loin la production. Actuellement, il y a environ 8 millions de barils par jour de capacité de pipeline de brut permien, soit bien plus que les 5.5 millions de bpj de production, selon les chiffres de l'EIA et de Morningstar.
Projets de gaz naturel et de GNL
Le bassin central du Permien se prépare à déclencher un torrent de gaz et de projets gaziers pour répondre à l'explosion de la demande de GNL et de gaz naturel - venant juste à temps, étant donné que la capacité de livraison limitée devrait commencer à se faire fortement sentir en 2023, ce qui pourrait conduire à des prix négatifs dans le bassin.
Transfert d'énergie LP (NYSE : ET) cherche à construire le prochain grand pipeline pour transporter la production de gaz naturel du bassin permien. Energy Transfer a également commencé à construire le pipeline Gulf Run en Louisiane pour acheminer 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 2 août 3. La prévision consensuelle du BPA pour le trimestre, basée sur cinq analystes selon Zacks Investment Research, est de 2022 $, contre 0.28 $ pour la période correspondante de l'année dernière.
En mai dernier, un consortium d'entreprises pétrolières et gazières, à savoir WhiteWater 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 suffisamment d'ententes de transport fermes avec les expéditeurs.
Selon le communiqué de presse, «Le pipeline Matterhorn Express a été conçu pour transporter jusqu'à 2.5 milliards de pieds cubes par jour (Gpi490/j) de gaz naturel à travers environ 42 miles de pipeline de 75 pouces de Waha, Texas, à la région de Katy près de Houston, Texas. L'approvisionnement du gazoduc 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 3.2 milles, ainsi qu'une connexion directe à l'Agua Blanca de XNUMX milliards de pieds cubes / j. Pipeline, 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 Matterhorn fournira «un accès au marché premium avec une flexibilité supérieure pour les expéditeurs du bassin permien tout en jouant un rôle essentiel dans la minimisation des volumes torchés. »
Matterhorn rejoint une liste croissante de projets de pipelines conçus pour capturer des volumes croissants d'approvisionnement du Permien à envoyer vers les marchés en aval.
Au début de ce mois, WhiteWater a révélé son intention d'étendre le Oléoduc de Whistlerd'environ 0.5 Gpi2.5/j, à XNUMX GpiXNUMX/j, avec trois nouvelles stations de compression.
Source : Renseignements sur le gaz naturel
Bien que les entreprises n'aient pas divulgué les estimations des coûts et des revenus du Cervin, un projet de cette ampleur est susceptible de fournir des années de flux de trésorerie prévisibles à ces producteurs - qui, soit dit en passant, sont tous des payeurs de dividendes élevés.
Devon, basé dans l'Oklahoma, l'un des Les meilleurs producteurs du Permien, a récemment déclaré qu'il s'attend à ce que la production du Permien atteigne près de 600,000 7.3 bep/j au deuxième trimestre. Le nouveau pipeline aidera l'entreprise à augmenter sa production dans le Permien dans les années à venir. L'action DVN cède actuellement (Fwd) 54.3 % et a rapporté XNUMX % depuis le début de l'année.
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. L'action MPLX rapporte un juteux 9.2% (Fwd), mais l'action n'a réussi qu'un rendement de 2.1% depuis le début de l'année.
Devon Energy est devrait publier ses résultats du deuxième trimestre 2 le 1er août 2022. La société devrait déclarer un BPA de 2.29 $, bon pour une croissance de 281.67 % en glissement annuel. Enlink publiera son rapport le 3 août 2022 avec un BPA consensuel de 0.06 $ contre -0.04 $ pour le trimestre comparable de l'année dernière, tandis que MPLX LP devrait le faire le 2 août 2022, avec un BPA consensuel de 0.82 $ contre 0.66 $ par an. depuis.
Pendant ce temps, les flux de trésorerie d'EnLink ont augmenté grâce à la hausse des prix des matières premières. La société a augmenté sa fourchette d'investissements de 230 à 260 millions de dollars à 280 à 310 millions de dollars, ce qui devrait stimuler la croissance à court terme.
De retour en mai, Kinder Morgan inc. (NYSE : KMI) a lancé une saison d'ouverture pour évaluer l'intérêt des expéditeurs pour l'expansion le pipeline Gulf Coast Express de 2.0 GpiXNUMX/j (GCX).
Entre-temps, KMI a déjà terminé une open season contraignante pour le Pipeline de la route permienne (PHP), avec un expéditeur de base déjà en place pour la moitié de la capacité d'expansion prévue de 650 MMcf/j.
Le mercredi, KMI a publié un BPA non conforme aux PCGR pour le deuxième trimestre de 0.27 $, battant de 0.01 $ ; Le BPA GAAP de 0.28 $ était en ligne tandis que le chiffre d'affaires de 5.15 G$ (+63.5 % en glissement annuel) battait de 1.34 G$.
Pour l'ensemble de l'exercice 2022, KMI prévoit de générer un bénéfice net de 2.5 milliards de dollars et de déclarer des dividendes de 1.11 $ par action, soit une augmentation de 3 % par rapport aux dividendes déclarés de 2021.
Dans l'espace GNL, en mai, le département américain de l'énergie exportations supplémentaires autorisées de GNL du futur terminal GNL Golden Pass au Texas et du terminal GNL Magnolia en Louisiane alors que les États-Unis cherchent à stimuler les exportations de GNL vers l'Europe.
Copropriété de Exxon Mobil (NYSE: XOM) et Qatar Petroleum, le projet d'exportation de GNL Golden Pass de 10 milliards de dollars devrait devenir opérationnel en 2024, tandis que Magnolia LNG, propriété du groupe Glenfarne, sera mis en service d'ici 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 ses clients.
Auparavant, les développeurs américains de GNL n'étaient pas disposés à construire des installations de liquéfaction autofinancées qui ne sont pas sécurisées par des contrats à long terme avec les pays européens. Cependant, la guerre en Ukraine a révélé le ventre mou de l'Europe et la dure réalité oblige à repenser leurs systèmes énergétiques. À savoir, l'Allemagne, la Finlande, la Lettonie et l'Estonie ont récemment exprimé le souhait d'aller de l'avant avec de nouveaux terminaux d'importation de GNL.
Exxon devrait publier ses résultats du deuxième trimestre le 2 juillet, la plus grande compagnie pétrolière indépendante des États-Unis devant afficher un BPA de 29 $ par action, reflétant une augmentation de 3.41 % d'une année sur l'autre.
En mai, les permis élargis approuvés par le DoE en Cheniere Energiede (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 0.72 milliard 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 ce qui est couvert par les permis d'exportation précédents.
Cheniere devrait publier ses résultats du deuxième trimestre le 2 août, avec un BPA qui devrait atteindre 4 $, bon pour une augmentation de 2.76 % en glissement annuel.
Par Alex Kimani pour Oilprice.com
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