En avril, le projet SPOT d'Enterprise Products Partners est devenu le premier projet à recevoir une licence de l'autorité de régulation maritime américaine pour un port en eau profonde pouvant charger deux superpétroliers, chacun pouvant transporter jusqu'à 2 millions de barils de pétrole à la fois.
Mais les retards réglementaires de plusieurs années, la perte de bailleurs de fonds commerciaux et le ralentissement de la production de schiste aux États-Unis ont laissé SPOT, ou Sea Port Oil Terminal, et ses trois projets rivaux sans clients garantis, selon les dirigeants du secteur de l'énergie.
"Il y a beaucoup de zones d'ombre en ce moment avec les projets d'exportation", a déclaré Zack Van Everen, analyste pétrolier à la banque d'investissement Tudor Pickering Holt & Co.
Enterprise a refusé de mettre un cadre à disposition pour une interview, mais a déclaré qu'elle continuait à développer le projet.
Les producteurs et négociants de schiste dépendent des ports pour acheminer leur pétrole vers le marché et sont réticents face aux frais de chargement plus élevés que prévu pour les nouveaux projets, même s'ils sont en mesure de charger complètement les superpétroliers, ont déclaré les dirigeants.
DES COÛTS PLUS ÉLEVÉS
SPOT, proposé à 30 miles de la côte du Golfe en 2019, est le seul projet texan en eaux profondes à avoir été approuvé par le gouvernement. Mais son coût a grimpé à environ 3 milliards de dollars, selon deux experts de l'industrie, contre une estimation initiale de 1,85 milliard de dollars pour Enterprise.
Il n'y a pas de contrats à long terme avec des clients, ni de partenaires de coentreprise, ce qui retarde le feu vert financier de l'entreprise, selon les sources. Le projet, s'il est approuvé, devrait démarrer en 2027.
Un client prêt à engager le plus gros volume se voit proposer par Enterprise un tarif de 1 dollar par baril pour charger à SPOT du pétrole transféré depuis son terminal de stockage de Houston, ont déclaré trois personnes connaissant bien les conditions. Les clients ayant des chargements moins importants se sont vus proposer un tarif d'environ 1,20 dollar par baril.
À titre de comparaison, le coût total d'un chargement à Corpus Christi (Texas), premier port d'exportation de pétrole des États-Unis, est d'environ 75 cents par baril, selon une source au fait des opérations d'exportation.
Pour adoucir l'accord, Enterprise propose des conditions préférentielles pour les horaires de chargement et pourrait regrouper certains de ses autres services pour rendre le prix plus compétitif, ont déclaré deux de ces personnes.
Enterprise a contesté les frais, mais a refusé de fournir le coût du projet et les conditions par baril.
Un port en eau profonde permet aux clients de charger le pétrole directement sur un superpétrolier, ce qui élimine les coûts supplémentaires liés au chargement du pétrole sur des navires plus petits dans des ports moins profonds, puis au transfert du brut des petits navires vers des navires plus grands.
Cependant, l'entreprise a perdu Chevron, qui était l'un de ses premiers bailleurs de fonds, en raison des délais réglementaires nécessaires à l'obtention d'une licence, et l'opérateur canadien d'oléoducs Enbridge a renoncé à son option de prise de participation dans SPOT, a déclaré Enterprise.
Chevron a refusé de commenter les questions commerciales.
Un porte-parole d'Enbridge a déclaré que l'entreprise considérait SPOT "comme une option intéressante pour nos clients canadiens de brut lourd, qui pourront ainsi accéder au projet", mais il s'est refusé à tout autre commentaire.
MOINS BESOIN DE PORTS EN EAU PROFONDE
Les exportations américaines de brut ont atteint un pic de 5,6 millions de bpj en février 2023, et les installations existantes peuvent traiter jusqu'à 1,5 million de barils supplémentaires, bien que la congestion portuaire puisse limiter ce nombre, selon RBN Energy. L'invasion de l'Ukraine par la Russie a également modifié les flux mondiaux : davantage de navires américains se dirigent vers l'Europe plutôt que vers l'Asie, qui était principalement axée sur l'utilisation de superpétroliers.
"La dynamique à court terme est une diminution des besoins en capacité des grands navires, ce qui correspond beaucoup mieux à la capacité d'exportation actuelle des États-Unis", a déclaré Colin Parfitt, vice-président de Chevron pour le secteur intermédiaire, lors d'une interview en mars.
L'évolution des flux et le ralentissement de la production de schiste ont créé des incertitudes pour les expéditeurs. "Cela a quelque peu modifié la dynamique de la demande de ports en eau profonde", a déclaré M. Parfitt. "Si vous en construisez un, il va évincer les autres.
À l'heure actuelle, il existe un port offshore aux États-Unis, le Louisiana Offshore Oil Port, qui peut charger des superpétroliers à pleine capacité. Cependant, il traite principalement le pétrole produit dans le golfe du Mexique et ne dispose que de peu de conduites reliées au principal champ de schiste des États-Unis, le Permian, dans l'ouest du Texas.
La cible la plus importante de SPOT serait le transport du pétrole de schiste, dont la production a considérablement ralenti. La production américaine devrait augmenter de 280 000 barils par jour pour atteindre 13,21 millions de barils par jour cette année, selon l'Administration américaine d'information sur l'énergie. Ce chiffre est à comparer à un gain de 1,6 million de bpj sur un an en 2018.
Enterprise a déclaré ce mois-ci qu'elle prévoyait une croissance dans et autour du bassin permien au-delà de 2030.
La consolidation des principaux acteurs du schiste, comme le récent achat de Pioneer Natural Resources par Exxon Mobil, a également fait perdre des clients à Enterprise et à d'autres acteurs, certains des plus grands foreurs de schiste détenant déjà des contrats à long terme avec des installations d'exportation existantes.
Parmi les trois autres projets de ports en eau profonde le long de la côte texane, Sentinel Midstream, société de capital-investissement, le raffineur de pétrole Phillips 66 et l'opérateur d'oléoducs Energy Transfer ont tous demandé l'autorisation de construire des ports en mer aux États-Unis. Jusqu'à présent, aucun n'a reçu de licence.
"Entre la capacité actuelle des quais le long de la côte américaine du golfe du Mexique et les projections de production les plus agressives, il semble qu'un seul, au plus deux, pourraient voir le jour", a déclaré Brett Hunter, consultant en exportations pétrolières chez Energy Hunter LLC.
