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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 (GNL) 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 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 maintiendra également un système de tarification qui a été revu 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 parlement que 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. 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 de parts 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 et BP ont déclaré mardi que l'accord ouvrait la voie à des investissements supplémentaires en amont, notamment dans le champ gazier de Manatee (2,7 billions de pieds cubes) de Shell et dans deux découvertes de 1 TCF de BP au large de la côte est de Trinidad.
"Pour BP, la nouvelle structure établit une base solide pour les investissements futurs dans l'industrie énergétique de Trinité-et-Tobago, y compris en eaux profondes", a déclaré David Campbell, président des activités de BP à Trinité-et-Tobago.
Un porte-parole de Shell a déclaré que la restructuration commerciale d'Atlantic LNG n'impliquait pas seulement des changements dans les capitaux propres, mais aussi dans les prix du gaz et les droits de capacité.
"Bien que nous ne soyons pas en mesure de discuter des conditions commerciales de la nouvelle structure, nous pensons que la structure globale est juste et équitable pour toutes les parties, y compris Shell", a déclaré le porte-parole.
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 par jour (mcfd) supplémentaires provenant de sa découverte offshore Manatee, attendus d'ici 2028, et un potentiel de 250 mcfd en 2026 provenant du Venezuela dans le cadre d'un accord proposé pour l'exploitation du champ gazier offshore Dragon.
NGC est en pourparlers avec Woodside Energy Group pour acheminer du gaz à partir de sa découverte en eaux profondes de 3,5 billions de pieds cubes, ont déclaré les personnes interrogées.
Si du gaz peut être amené de Dragon, du champ Calypso de Woodside et de Manatee, le train 1 pourrait alors être redémarré, selon les personnes interrogées.
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 contrats à terme sur le pétrole Brent, référence mondiale, et de trois références pour le gaz naturel - le Dutch Title Transfer Facility (TTF) en Europe, le Japan Korea Marker (JKM) en Asie et le Henry Hub < NG-W-HH-SNL> aux États-Unis.
Avant 2020, il n'était basé que sur le prix du Henry Hub, a déclaré M. Rowley.
