20 novembre (Reuters) – Le Venezuela est sur le point d’approuver une licence pour Shell (SHEL.L) et la National Gas Company de Trinité-et-Tobago pour développer un gisement de gaz naturel offshore prometteur et exporter sa production vers ce pays des Caraïbes, ont déclaré deux sources proches de l’affaire a été dite.
Le Premier ministre de Trinité-et-Tobago, Keith Rowley, a confirmé lundi que les parties négociaient la licence et a ajouté que le ministre de l’Energie, Stuart Young, devait se rendre à Caracas cette semaine.
La licence pourrait lancer un effort de longue haleine de la part de Trinidad pour stimuler ses exportations de produits pétrochimiques et de traitement du gaz, tout en fournissant au Venezuela une source de liquidités supplémentaire indispensable.
Les deux pays visent à accélérer le développement énergétique transfrontalier depuis que les États-Unis ont délivré en janvier une autorisation de deux ans autorisant le développement du champ Dragon.
Le Venezuela, qui détient les plus grandes réserves de gaz d’Amérique latine, et son voisin Trinidad, le plus grand exportateur de gaz naturel liquéfié (GNL) de la région, compléteraient leurs besoins respectifs en matière de production et d’exportation de gaz.
Les deux pays discutent d’une licence d’exploration et de production de 25 ans pour le champ Dragon, qui contient jusqu’à 4,2 billions de pieds cubes de gaz et se trouve dans les eaux vénézuéliennes, près de la frontière maritime entre les deux pays.
Certains termes doivent encore être réglés, mais si tout se passe bien, un accord pourrait être signé dans les prochains jours, ont indiqué les sources.
Shell exploiterait le projet avec une participation de 70 % et NGC de Trinidad (NGCTT.UL) détiendrait les 30 % restants selon les conditions proposées, ont indiqué les sources.
La société pétrolière publique vénézuélienne PDVSA, qui a découvert les réserves de Dragon et financé les infrastructures existantes, n’aurait pas de participation dans le projet, mais le Venezuela recevrait de l’argent ou une partie de la production de gaz sous forme de redevances.
PDVSA a terminé en 2013 les tests de production de gaz à Dragon, mais le champ n’a jamais été commercialement actif en raison du manque de capitaux de l’entreprise et, plus récemment, des sanctions américaines.
Le mois dernier, les États-Unis ont temporairement assoupli les sanctions contre le Venezuela et modifié l’autorisation de Dragon, permettant à Caracas de recevoir le produit des ventes de gaz. Depuis, les négociations ont progressé plus rapidement, a déclaré une troisième personne.
Shell a refusé de commenter. NGC a renvoyé les questions sur les négociations au ministère de l’Energie de Trinidad. Le ministère, PDVSA et le ministère du Pétrole du Venezuela n’ont pas répondu aux demandes de commentaires.
-Rowley a également déclaré qu’il espérait qu’un différend de longue date entre le Venezuela et son voisin la Guyane au sujet d’un territoire potentiellement riche en pétrole n’aurait pas d’implications sur les projets avec Trinidad.
-“Je ne voudrais pas voir les relations entre le Venezuela et la Guyane arriver à un point où les actions qui en résulteraient nous porteraient préjudice”, a déclaré le Premier ministre.
VOLUMES, PRIX, PIPELINES
La licence proposée permettrait à un volume initial de 300 millions de pieds cubes par jour (mcfd) de gaz vénézuélien d’être acheminé vers Trinidad pour la production de GNL, à partir de fin 2026, et de 50 mcfd supplémentaires vers les usines pétrochimiques, ont indiqué les sources.
Trinité-et-Tobago a la capacité de transformer 4,2 milliards de pieds cubes par jour (bcfd) en GNL, produits pétrochimiques et électricité, mais sa production de gaz est d’environ 2,7 milliards de pieds cubes par jour.
Le manque de gaz a conduit à l’arrêt d’une de ses unités de traitement de GNL.
Les parties ont convenu en principe d’un prix qui permettrait au gaz de traverser la frontière à moins de 3 dollars par mcf, ont indiqué les sources.
PDVSA a fait pression pour qu’une prime de signature d’environ 65 millions de dollars soit versée d’avance. Mais Shell et NGC veulent lier tout paiement à certaines étapes, comme la première livraison de gaz, ont ajouté les sources.
Les parties envisagent deux lignes distinctes pour transporter le gaz : une partiellement construite par PDVSA jusqu’à Guiria, sur la côte est du Venezuela. Une deuxième ligne serait reliée au champ Hibiscus de Shell à Trinidad.
Si les parties conviennent qu’une partie du gaz passera par Guiria, un court pipeline supplémentaire reliant Guiria à Point Fortin, siège des usines de GNL de Trinidad, pourrait être nécessaire.
Cette option permettrait au Venezuela de traiter le gaz sur ses côtes, conservant ainsi ce dont il a besoin pour approvisionner le marché intérieur et potentiellement exportant des liquides gazeux à l’avenir. Mais l’ajout d’une nouvelle ligne pourrait prolonger le délai de mise en production du projet à cinq ans, au lieu de trois ans comme prévu, ont indiqué les sources.
Reportage de Curtis William à Houston; reportage supplémentaire de Marianna Parraga Montage de Marguerita Choy
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