…doit terminer les études de faisabilité dans les 2 ans suivant la soumission du plan
Alors que la priorité sera donnée à l’utilisation du gaz dans la production de pétrole, par exemple à des fins de réinjection, les compagnies pétrolières seront tenues, en vertu du nouveau modèle d’accords de partage de production (PSA), d’élaborer et de soumettre des plans de développement du gaz excédentaire.
Les nouveaux modèles de messages d’intérêt public ont été diffusés par le gouvernement la semaine dernière au public pour commentaires. Les accords, qui couvrent à la fois les blocs profonds et peu profonds, contiennent également des dispositions pour la gestion des découvertes de gaz.
Dans les accords, l’opérateur est tenu de développer le gaz excédentaire et de soumettre des plans au gouvernement sur la manière dont il s’y prendra. Le plan intègre à la fois l’utilisation et la commercialisation du gaz naturel, ainsi que les marchés.
Selon les accords, les plans doivent décrire « l’utilisation et la commercialisation du gaz associé. Description des marchés du gaz naturel et du développement des infrastructures en cas de découverte de gaz non associé.
Le PSA stipule que si l’entrepreneur estime que le gaz associé trouvé dans le champ a une valeur commerciale, cet investisseur sera tenu de faire l’investissement pour l’utiliser selon des conditions de recouvrement des coûts. L’entrepreneur devra également réaliser des études de faisabilité sur l’utilisation du gaz dans les deux ans suivant la soumission des plans de développement.
« S’il existe un excédent de gaz associé dans le champ pétrolifère après utilisation conformément à l’article 19.1(a), le contractant doit réaliser une étude de faisabilité concernant l’utilisation de cet excédent de gaz. Cette étude de faisabilité, si elle est achevée avant la soumission du plan de développement d’un champ pétrolifère, doit être incluse dans le plan de développement.
« L’étude de faisabilité de l’entrepreneur doit être achevée au plus tard deux ans après la remise du plan d’aménagement. Si le contractant estime que le gaz associé excédentaire d’un champ pétrolifère a une valeur commerciale, le contractant sera tenu de faire des investissements supplémentaires pour utiliser ce gaz associé excédentaire, sous réserve de conditions (qui incluent) le recouvrement des coûts en tant que coûts contractuels récupérables pour cet investissement supplémentaire. ”
Il s’agit d’un accord similaire conclu avec la Guyane et ExxonMobil, qui couvre les coûts initiaux du gazoduc Gas to Energy. Ces coûts, qui s’élèvent à environ 1 milliard de dollars américains, seront récupérés par la compagnie pétrolière sur une période de 20 ans.
Dans le budget 2023, le projet Gas-to-Energy a reçu une allocation de 43,3 milliards de dollars. Cette allocation s’ajoute aux 24,6 milliards de dollars injectés dans le démarrage du projet de transformation, qui comprend la construction d’une usine intégrée de gaz naturel liquide (LGN) et de la centrale électrique à cycle combiné de 300 mégawatts (MW) au Pays de Galles, WBD .
Les composants de la centrale électrique NGL et 300 MW du projet Gas-to-Shore devraient quant à eux coûter 759,8 millions de dollars US et seront financés par des sources comprenant des budgets et des prêts.
Le projet Guyana Gas-to-Energy consiste en la construction de 225 kilomètres de pipeline à partir du champ Liza dans le bloc Stabroek au large de la Guyane, où Exxon et ses partenaires produisent actuellement du pétrole.
Il comprend environ 200 kilomètres d’un pipeline sous-marin offshore qui ira des navires Liza Destiny et Liza Unity Floating Production Storage and Offloading (FPSO) dans le bloc Stabroek jusqu’au rivage. À l’atterrissage sur la côte ouest du Demerara, le pipeline continuerait sur environ 25 kilomètres jusqu’à l’usine de LGN au Pays de Galles, en Cisjordanie Demerara.
Le pipeline aurait une largeur de 12 pouces et devrait transporter par jour quelque 50 millions de pieds cubes standard (mscfpd) de gaz sec vers l’usine de LGN, mais il a la capacité de pousser jusqu’à 120 mscfpd.
Le tracé du pipeline à terre suivrait le même chemin que les câbles à fibres optiques et se terminerait à Hermitage, une partie de la zone de développement du Pays de Galles (WDZ) qui abritera le projet gaz-terre.
Les nouveaux PSA pour les blocs profonds et peu profonds contiennent une grande partie des termes auxquels le gouvernement avait précédemment fait allusion. Dans les nouvelles conditions, la Guyane devrait bénéficier de primes de signature pouvant atteindre 20 millions de dollars américains pour les blocs en eau profonde et 10 millions de dollars américains pour les blocs en eau peu profonde.
Un examen des accords montre que le taux de redevance a été augmenté, passant des maigres 2 % que l’ancien gouvernement du Partenariat pour l’unité nationale/Alliance pour le changement (APNU/AFC) avait convenus en 2016 à un taux fixe de 10 % dans les deux cas. blocs profonds et peu profonds.
En outre, les PSA modèles incluent également le maintien de la participation aux bénéfices à 50-50 après recouvrement des coûts.
Selon les projets d’accords, le plafond de recouvrement des coûts (limite jusqu’à laquelle la compagnie pétrolière peut récupérer le coût du pétrole) a été abaissé à 65 %, contre 75 % auparavant.
