3 tendances qui façonneront le pétrole et le gaz en 2023

Après avoir enregistré des bénéfices records en 2022, les sociétés pétrolières et gazières disent qu’elles se préparent à augmenter leurs investissements dans l’énergie propre et les nouvelles technologies cette année. 

Exxon Mobil Corp. a déclaré qu’elle dépenserait environ 3,4 milliards de dollars par an en énergie alternative au cours des cinq prochaines années, soit environ 15% de plus que ses plans de l’année dernière. Chevron Corp la deuxième plus grande compagnie pétrolière du pays a déclaré qu’elle ferait plus que doubler ses dépenses en énergie propre par rapport à l’année dernière pour atteindre 2 milliards de dollars en 2023. 

« Nos budgets d’investissement 2023 sont conformes à nos plans à long terme visant à générer en toute sécurité des rendements plus élevés et des émissions de carbone plus faibles », a déclaré Mike Wirth, PDG de Chevron, dans un communiqué le mois dernier. 

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Les plans de l’industrie bénéficieront de l’Inflation Reduction Act, la loi climatique massive qui comprend 369 milliards de dollars en crédits d’impôt et autres incitations pour promouvoir des technologies telles que la capture du carbone et les sources de carburant et d’électricité à faibles émissions (E & E News PM, 16 août 2022). 

Dans le même temps, l’industrie pétrolière est critiquée pour ne pas dépenser davantage de ses bénéfices dans les énergies renouvelables et à faible émission de carbone. 

Exxon et Chevron prévoient d’allouer plus de 80% de leurs dépenses énergétiques totales au pétrole et au gaz traditionnels, et non aux carburants à faible teneur en carbone. Exxon prévoit de dépenser 20 à 25 milliards de dollars par an pour toutes les formes d’énergie. Les dépenses totales en immobilisations de Chevron s’élèveront à 17 milliards de dollars en 2023, y compris les dépenses de ses filiales. 

Ce niveau d’investissement est incompatible avec l’objectif de limiter le changement climatique à 1,5 degré Celsius, et les dépenses limitées de Big Oil dans des formes d’énergie plus propres ne suffisent pas à compenser les émissions de réchauffement climatique de ses opérations pétrolières et gazières, a déclaré Thom Allen, analyste du groupe à but non lucratif Carbon Tracker Initiative. 

« La seule façon de vraiment réduire leurs émissions est de réduire la production », a-t-il déclaré. 

Dans l’ensemble, l’industrie a verrouillé des plans pour dépenser 58 milliards de dollars dans des projets pétroliers et gaziers à l’échelle mondiale qui pousseront la hausse de la température mondiale au-delà du seuil de 1,5 degré Celsius, selon une étude de Carbon Tracker. 

Les compagnies pétrolières voient les choses différemment. 

« Nous considérons notre succès comme une équation et, dans laquelle nous pouvons produire l’énergie et les produits dont la société a besoin et être un leader dans la réduction des émissions de gaz à effet de serre de nos propres opérations et de celles d’autres entreprises », a déclaré Darren Woods, PDG d’Exxon, dans un communiqué annonçant le plan de dépenses de la société. 

Voici trois tendances à surveiller avec le pétrole et le gaz en 2023 : 

1. Gaz renouvelable et certifié 

Depuis octobre, trois des plus grands producteurs mondiaux de pétrole et de gaz ont acheté des entreprises qui produisent du gaz naturel à partir de sites d’enfouissement, de stations d’épuration des eaux usées et d’autres sources. 

Le gaz, connu sous le nom de biométhane ou de gaz naturel renouvelable, est admissible à des crédits d’impôt en vertu de la loi sur la réduction de l’inflation, ainsi qu’à des crédits d’impôt d’État en Californie. Le combustible peut être utilisé pour produire de l’électricité sur place, ou il peut être purifié et expédié par des pipelines comme le gaz d’origine conventionnelle. 

Shell PLC a payé 2 milliards de dollars le mois dernier pour Nature Energy Biogas A/S le plus grand producteur de biogaz d’Europe quelques mois après que BP PLC ait acheté Archaea Energy Inc. pour 4,1 milliards de dollars, dette comprise (Energywire, 29 novembre 2022). 

En outre, Chevron Corp. a acheté Beyond6 LLC, une société basée aux États-Unis qui exploite des stations de ravitaillement en gaz naturel comprimé dans le cadre d’un plan visant à vendre du gaz renouvelable comme carburant pour véhicules. Les entreprises n’ont pas divulgué les termes de l’accord. 

Le gaz renouvelable est actuellement une source relativement petite de l’approvisionnement global en gaz. À pleine capacité, il pourrait représenter 13% des besoins en gaz des États-Unis, a déclaré Johannes Escudero, PDG de la Coalition for Renewable Natural Gas, un groupe commercial. 

Certains producteurs traditionnels de pétrole et de gaz affirment que le gaz renouvelable est un moyen de compléter leurs investissements dans la production éolienne et solaire. 

Les entreprises « n’étaient pas toutes avec nous il y a 11 ou cinq ans, mais elles viennent à notre rencontre », a déclaré Escudero. 

L’industrie de l’énergie cherche également des moyens de réduire les émissions de gaz à effet de serre, principalement le méthane, libérées par sa production de gaz naturel héritée. La pression sur l’industrie était évidente en 2020 après que la société de services publics de Français Engie SA se soit retirée d’un accord d’achat de gaz liquéfié à un exportateur basé au Texas en raison de la quantité de pollution par le méthane associée à la cargaison (Energywire, 4 novembre 2020). 

En réponse, les producteurs, les sociétés pipelinières et les exportateurs ont commencé à embaucher des sociétés tierces pour certifier le niveau d’émissions provenant de leurs activités. Environ 30% de la production américaine est maintenant certifiée d’une manière ou d’une autre, a déclaré Brian Miller, vice-président principal des politiques publiques et de la croissance chez Project Canary. 

Miller a estimé que la quantité de gaz certifié pourrait atteindre 50% de toute la production de gaz naturel des États-Unis dans quelques années, car les entreprises de services publics et autres utilisateurs finaux ont commencé à exiger plus d’informations sur la pollution associée au carburant qu’ils achètent. 

Virginia Natural Gas, filiale de Southern Co, a déclaré en novembre que jusqu’à un tiers du gaz de ses clients proviendrait de sources à faibles émissions après qu’une loi de l’État ait permis à la société de récupérer le coût supplémentaire auprès de ses contribuables. D’autres entreprises de services publics explorent des accords similaires, a déclaré Miller. 

L’EPA se prépare également à finaliser les réglementations sur les émissions de méthane provenant de la production de pétrole et de gaz, et la loi sur la réduction de l’inflation impose une redevance à certaines grandes exploitations qui émettent plus de 0,2% de leur production de gaz. 

Le règlement contribue à créer un marché pour des entreprises comme Project Canary, qui utilisent diverses technologies de surveillance pour détecter les fuites de gaz et certifier le niveau d’émissions d’une exploitation. Project Canary assure une surveillance constante des sites de puits et d’autres installations, et travaille sur une technologie qui permettra aux acheteurs de quantifier les émissions des sites de plate-forme individuels d’où provient leur carburant. 

« Si je suis directeur financier ou avocat général chez un producteur d’énergie, et que je veux pouvoir dormir la nuit, compte tenu des exigences et des divulgations à venir, je vais vouloir adopter une approche axée sur la ceinture et les bretelles avec la technologie » et obtenir autant d’informations que possible, a déclaré Miller. 

2. Big Oil et CSC 

La loi sur la réduction de l’inflation devrait également stimuler le captage et le stockage du carbone (CSC), ainsi que l’élimination du carbone, sur lesquels plusieurs compagnies pétrolières comptent pour réduire leurs émissions. 

La loi a augmenté le crédit d’impôt fédéral pour les projets de capture de carbone, connus sous le nom de 45Q, de 50 $ à 85 $ par tonne métrique de dioxyde de carbone stockée par stockage géologique sécurisé et de 35 $ à 60 $ par tonne métrique de CO2 stockée par récupération assistée du pétrole (RAH). 

Certaines entreprises, comme Competitive Power Ventures (CPV), une société de développement de production d’électricité, ont déclaré que la loi sur le climat et l’énergie avait contribué à rendre leurs projets possibles (Energywire, 19 septembre 2022). CPV prévoit de construire une centrale électrique au gaz naturel dans le comté de Doddridge, en Virginie-Occidentale, avec la technologie CSC. 

Selon une base de données gérée par le Clean Air Task Force, les sociétés pétrolières et gazières ont dévoilé plusieurs projets de capture du carbone en 2022. Alors que l’industrie évalue la Loi sur la réduction de l’inflation, d’autres projets devraient être annoncés en 2023, et d’autres devraient passer de la phase de planification à la construction. 

Par exemple, BP étudie la possibilité de moderniser le CSC dans les raffineries de l’Indiana et de l’État de Washington, a déclaré le porte-parole de la société, Josh Hicks, dans un courriel, notant que « nous considérons les raffineries de BP comme une source clé de demande de CSC en raison de leur intention de décarbonisation ». 

La société continue également d’évaluer de nouvelles opportunités de CSC à travers les États-Unis, a déclaré Hicks. L’année dernière, BP et la société de gaz industriels Linde PLC ont annoncé leur intention de capturer le CO2 des usines d’hydrogène de la région de Houston (Energywire, 18 mai 2022). 

En outre, le financement d’une législation comme la loi bipartite sur les infrastructures adoptée en 2021 pourrait éventuellement aider à capturer le carbone sur les centrales au gaz naturel, selon John Northington, directeur du National Carbon Capture Center, lors d’un webinaire organisé en décembre par le ministère de l’Énergie. 

« Je pense qu’avec les possibilités qui sont actuellement disponibles grâce au financement de la loi bipartite sur les infrastructures et, comme nous en avons parlé aujourd’hui avec le crédit d’impôt 45Q, je pense qu’il y a une énorme opportunité à venir au cours de la prochaine période de cinq à 10 ans où il y aura l’opportunité de ces technologies ... pour que la technologie de capture du carbone soit déployée sur un site à cycle combiné au gaz naturel, mais d’autres, également, dans tous les secteurs industriels », a déclaré Northington. 

Pendant ce temps, Occidental Petroleum Corp. effectue des activités de préparation du site et construit les routes d’une usine de capture directe de l’air appelée DAC 1 à l’extérieur d’Odessa, au Texas, selon un courriel de Will Fitzgerald, un porte-parole d’Occidental. La construction initiale de l’usine qui extrairait le CO2 directement de l’atmosphère a commencé l’année dernière. 

Fitzgerald a déclaré que les plans d’Occidental pour 2023 comprennent la poursuite de la construction, la collaboration « avec nos partenaires sur des améliorations de l’efficacité qui réduiront les coûts du DAC » et « l’engagement continu avec les organisations qui recherchent des solutions de décarbonisation ». 

L’emplacement du projet permettra à Occidental d’injecter du dioxyde de carbone capturé dans un aquifère salin, générant des crédits d’impôt, ou d’utiliser le dioxyde de carbone pour stimuler la production des champs pétrolifères vieillissants de la région, a déclaré la PDG Vicki Hollub lors du dernier appel aux analystes de la société. 

Interrogé sur l’utilisation du CO2 dans la récupération assistée du pétrole, Hollub a déclaré : « Le monde ne peut pas se permettre une transition climatique en supprimant complètement la production de pétrole et de gaz ». 

« La production de pétrole sera nécessaire pour les décennies à venir, et l’utilisation du CO2 dans la récupération assistée du pétrole est un moyen de produire un pétrole à zéro émission nette », a déclaré Hollub lors de l’appel du 9 novembre. 

Dans le même temps, l’inflation a poussé l’estimation des coûts de l’usine à 1,1 milliard de dollars, a déclaré Hollub, contre une fourchette précédente de 800 millions de dollars à 1 milliard de dollars. Les analystes ont posé des questions sur la combinaison de l’inflation et de la hausse des taux d’intérêt sur le projet de capture directe de l’air et la division plus large des capital-risque à faible émission de carbone d’Occidental. 

« Compte tenu du financement du projet, le rendement économique pourrait ne pas être aussi bon qu’avant », a déclaré Paul Cheng, analyste à la Banque Scotia, lors de l’appel. 

3. Perspectives en matière de GNL 

La nouvelle année pourrait apporter des éclaircissements pour un fouillis de projets qui ont été proposés pour exporter du gaz naturel liquéfié des États-Unis. 

Actuellement, sept terminaux sont en service dans les 48 États inférieurs et cinq sont en construction. La Federal Energy Regulatory Commission en a approuvé 11 autres, mais tous n’ont pas aligné les contrats de financement et de livraison de gaz dont ils ont besoin pour procéder à la construction. 

Certaines entreprises ont connu des difficultés, notamment le terminal proposé par Driftwood LNG dans la paroisse de Calcasieu, en Louisiane. La société a commencé à nettoyer le site et à construire des routes, mais elle n’a pas de financement en place pour construire les machines et les usines pour le projet de 13,8 milliards de dollars, a rapporté le Wall Street Journal en novembre. 

Il est probable que d’autres projets tomberont à l’eau, tandis que d’autres réussiront pour diverses raisons, notamment le coût de leur approvisionnement en gaz et leur capacité à contrôler les coûts et leur empreinte environnementale, a déclaré Charles Riedl, directeur exécutif du Center for Liquefied Natural Gas. 

« Le marché va probablement déterminer cela », a déclaré Riedl dans une interview. « Le fait est que certains vont bouger et d’autres non. » 

De nouveaux terminaux aideront à approvisionner un monde qui se bouscule pour de nouveaux approvisionnements en gaz après l’invasion de l’Ukraine par la Russie, a déclaré Riedl. 

« L’urgence pour l’Europe est bien réelle », a-t-il déclaré. 

Carbon Tracker et d’autres groupes environnementaux observent le boom de la construction par crainte que tout nouveau projet ne verrouille essentiellement le commerce d’exportation de gaz – et le forage qui l’accompagne créant ainsi un autre obstacle à la réduction des émissions globales. 

Allen, de Carbon Tracker, a déclaré qu’il y avait un risque que les sociétés de GNL finissent par construire des actifs bloqués. Alors que la guerre en Ukraine a fait grimper les prix du gaz à court terme, l’Agence internationale de l’énergie a déclaré en décembre que la croissance de la demande de gaz devrait ralentir au cours des prochaines années à mesure que les pays européens élargissent leurs portefeuilles de production d’énergie renouvelable. 

« Pendant un certain temps, le gaz a été considéré comme un carburant de pont - il a moins d’émissions que le pétrole », a déclaré Allen. « L’éclat de cet argument du carburant du pont a disparu au cours de la dernière année. » 

Les exportations américaines de GNL devraient atteindre de nouveaux sommets en mars, selon les plus récentes perspectives énergétiques à court terme de l’Energy Information Administration des États-Unis si l’installation de GNL de Freeport au Texas reprend du service ce mois-ci. 

Le terminal GNL de Freeport, situé sur une île-barrière à environ 70 miles au sud de Houston, a été mis hors service après une explosion en juin (Energywire, 21 novembre 2022). Les exploitants ont retardé le redémarrage de l’installation à plusieurs reprises. 

« Lorsque Freeport LNG reprendra, nous prévoyons que les exportations américaines de GNL établiront un nouveau record de clôture » à 12,5 milliards de pieds cubes par jour en mars, a déclaré l’EIA dans le rapport, publié le 6 décembre. L’agence a déclaré qu’elle s’attendait à ce que les exportations de GNL atteignent 12,7 milliards de pieds cubes par jour d’ici la fin de 2023. 

Dans une mise à jour du 23 décembre, Freeport a déclaré qu’il ne s’attendait pas à commencer le redémarrage initial de l’installation avant la deuxième moitié de janvier (Greenwire, 23 décembre 2022).