FLNG : Vers un nouveau business model ?

2013-12-19T17:31:09+00:00

Si l’innovation est une constante de l’industrie parapétrolière, certains projets offrent des avantages tels qu’ils modifient en partie les business models des compagnies pétrolières. Le FLNG (Floating Liquefied Natural Gas ou gaz naturel liquéfié flottant) peut légitimement prétendre à cette catégorie. Pour cela, il devra savoir s’adapter et trouver un large public.

Le Floating Liquefied Natural Gas se veut être plus qu’une plateforme de production de gaz. Il a pour ambition d’offrir une solution adaptée au secteur du gaz naturel liquéfié (GNL), en plein boom, mais parfois limité par les contraintes liées aux installations à terre (coûts de construction élevés ou sites sensibles du point de vue environnemental ou archéologique). C’est pourquoi en plus des missions « classiques » de production, le FLNG présente un service unique de traitement et de liquéfaction à bord. Les méthaniers n’ont plus qu’à aller se servir à la source, directement au-dessus des champs offshore. Une innovation qui pourrait s’avérer déterminante pour l’industrie du gaz.

Un contexte favorable

Si l’idée du FLNG a germé dès la fin des années 1970 dans la tête des ingénieurs, les conditions n’étaient à l’époque pas réunies pour envisager sa commercialisation (sauts technologiques trop importants, prix du baril bas, recours au GNL encore marginal). Depuis, les choses ont changé. Le gaz naturel a pris une dimension nouvelle et se positionne comme l’énergie fossile la plus abondante, économique et la moins nocive du point de vue des émissions de gaz à effet de serre. Les prix du pétrole semblent installés durablement autour de la barre symbolique des 100 $ le baril, et le charbon, certes économique, est une source importante de pollution qui pousse les gouvernements à lui préférer les molécules bleues. Il est ainsi devenu la source d’énergie fossile privilégiée pour équilibrer les réseaux électriques déstabilisés par l’intégration en masse d’énergies renouvelables (ENR). Selon les scénarii de l’Agence internationale de l’énergie (AIE), la production de gaz naturel s’élèvera à 4 955 milliards de mètres cube en 2035, se hissant à la hauteur du charbon dans le mix énergétique mondial.

Ce recours accru s’accompagne d’une montée en puissance du gaz naturel liquéfié. Le GNL offre en effet de sérieux avantages : plus de flexibilité aux compagnies gazières et moins coûteux pour le transport sur de longues distances. L’appétit insatiable d’énergie de la zone Asie-Pacifique, pour soutenir la croissance économique, s’est traduit logiquement par une augmentation des quantités importées de gaz. Or, la géographie de la région, peu propice aux infrastructures terrestres, a poussé les compagnies pétrolières à développer leurs capacités de liquéfaction pour répondre à cette demande croissante. Plus récemment, l’arrêt du parc nucléaire japonais a été en grande partie compensé par les importations de GNL. En 2012, l’archipel nippon est le premier importateur de GNL au monde avec 109 milliards de mètres cube.

De fait, cet engouement pour le GNL s’est traduit par une multiplication des projets et une augmentation sensible des coûts qui y sont liés (jusqu’à 3 000 $/tonne). Cette inflation est devenue un problème pour beaucoup de compagnies qui ont dû se résoudre à abandonner certains de leurs projets. C’est le cas de Woodside Petroleum, numéro 2 australien du pétrole, qui a finalement abandonné son projet d’usine GNL dans la région du Kimberley (60 km au nord de Broome) en Australie Occidentale. « L’augmentation des coûts à terre dans certaines régions devrait renforcer l’attractivité du concept FLNG, » prédit Philip Hagyard, Senior Vice President Gas Monetization chez Technip, précurseur en la matière. De fait, de nombreux projets de FLNG actuellement en cours ou au stade d’étude avancée concernent justement l’Australie.

Simple is better

Le Floating Liquefied Natural Gas offre intrinsèquement des sources d’économies non négligeables pour les compagnies exploitantes. La première d’entre elles est évidente : l’usine de liquéfaction étant intégrée à la plateforme, il n’est plus nécessaire de tirer des gazoducs jusqu’à terre. Une opération coûteuse qui renchérit les projets, voire qui les rend non rentables si le gisement s’avère trop petit et éloigné des côtes.

Les autres sources d’économies sont également liées à l’externalisation des opérations sur mer. Les coûts de développement des projets GNL sont de plus en plus chers. C’est notamment le cas en Australie où les projets de terminaux se sont multipliés pour répondre à la demande asiatique. Les coûts de développement ont atteint de tels niveaux qu’ils ont fini par conduire à de substantielles (plusieurs milliards de dollars) révisions à la hausse des budgets d’investissement initiaux de ces projets. D’autant que construire à terre signifie également se plier aux réglementations environnementales et de la protection du patrimoine souvent contraignantes.

Les frais annexes des équipes de construction sur terre sont également plus élevés que sur un chantier naval. Les bases vie doivent être confortables et les dépenses annexes telles que la sécurité du site, plus onéreuses. Ces surcoûts « naturels » liés aux constructions onshore sont devenus tels que le FLNG pourrait s’avérer dans certains cas plus intéressant financièrement.

En filigrane, c’est bien vers un nouveau business model que cette nouvelle plateforme pourrait conduire l’industrie gazière en raccourcissant le circuit de production. Le démarrage avec succès des deux seuls projets FLNG  en cours d’exécution (Shell Prelude FLNG et Petronas FLNG1) contribuera à la percée du FLNG.

Plateforme multi-usages

Le FLNG offre une alternative technique crédible à l’inflation des coûts dans l’industrie du gaz naturel liquéfié. Il permet également de mettre en production des champs qui n’auraient jusqu’ici pas été rentables. Si l’installation peut atteindre une production de 6 millions de tonnes par an (Mtpa), elle offre également un excellent rendement pour les petites poches de gaz disséminées au large : « le FLNG est une très bonne solution pour les petits et moyens gisements situés dans des zones éloignées des côtes, » explique Philip Hagyard. C’est le cas du gisement de Kanowit à 180 kilomètres au large de Sarawak, en Malaisie. « Sans FLNG, Petronas n’aurait probablement pas pris la décision de l’exploiter, » confirme-t-il. L’idée est d’organiser, autour de la plateforme qui centralise les opérations, un réseau étendu de risers. Une fois les différentes poches exploitées, le FLNG pourrait être déplacé vers d’autres champs et ainsi de suite. Une adaptabilité néanmoins limitée par la nature des produits issus de la production (la teneur du gaz en condensats, GPL, CO2 et en azote) qui ne doivent pas nécessiter une modification fondamentale des sections de traitement et de liquéfaction du gaz à bord du FLNG. De fait, les différents gisements sur lesquels sera envoyé l’unité de FLNG devront montrer certaines similitudes. Reste à savoir sur quels types de gisements cette nouvelle plateforme sera la plus compétitive. Pour l’heure, les projets de FLNG en développement concernent des champs importants et non pas de petites poches de gaz. Cela n’est pas vraiment une surprise, car les coûts sont encore élevés et seuls des gisements conséquents peuvent permettre une rentabilité suffisante.

De plus en plus de projets

Plusieurs compagnies pétrolières ont montré leur intérêt dans le développement d’une ou plusieurs unités FLNG. Shell a été précurseur en signant dès 2009 un contrat cadre  de 15 ans avec Technip et Samsung Heavy Industries, étendu depuis pour inclure les innovations de la prochaine génération, et une première concrétisation avec le projet Prelude (3,6 Mtpa). En juin 2012, Petronas confiait à Technip et Daewoo la fourniture d’une unité FLNG de plus petite capacité (1,2 Mtpa). Ce sont les deux seules constructions en cours. Mais d’autres suivent.

Le consortium mené par Petrobras aux côtés de BG, Repsol and Galp Energia, avait confié des études à des sociétés d’ingénierie pour la conception d’une unité FLNG d’une capacité de 2,7 Mtpa dédiée à l’énorme bassin de Santos au Brésil, mais a finalement abandonné le projet. Selon Roberto Ramos, président d’Odebrecht Oil & Gas, fournisseur privilégié de Petrobras, la baisse des prix du gaz naturel aux Amériques et le besoin de développer rapidement des infrastructures offshore aurait fait pencher la balance pour des moyens plus « conventionnels ».

« Pour faire du FLNG, il faut avoir une assise financière forte pour supporter l’investissement, et une vraie expertise dans le gaz naturel liquéfié, » concède Philip Hagyard. Des critères qui correspondent à GDF Suez, troisième compagnie en pointe sur le sujet. Le groupe présidé par Gérard Mestrallet a confié les travaux de pré-Front End Engineering and Design (pré-FEED) à Technip et KBR. L’un des deux concepts sera choisi en 2014 avec le lancement du FEED à proprement parler. La décision finale d’investissement est attendue en 2015, pour un premier gaz en 2019 selon une source de la compagnie. Plus récemment, le Japonais Inpex a lui aussi mis en concurrence au début de l’année Chiyoda/Saipem /Tripatra/HHI et JGC Corporation/Technip /Modec/SHI pour établir un design d’une unité FLNG d’une capacité de 2,5 Mtpa. Enfin, Total et les Américains ConocoPhillips et ExxonMobil mènent leurs propres études.

Cet « élitisme commercial » n’aura pas vocation à durer. La multiplication des projets devrait faire baisser tendanciellement les coûts, toujours plus élevés pour les têtes de série. Thierry Pilenko, pdg de Technip, espère ainsi obtenir un effet de série en multipliant les commandes. Si l’objet flottant dispose d’une marge d’évolution, notamment dans l’augmentation de la capacité de production  pour une coque de dimensions données laissant présager de possibles économies d’échelle. Il faudra également pour cela que les chantiers navals puissent absorber ce surcroît d’activité, faute de quoi le risque de goulets d’étranglement est réel. C’est désormais à ce défi que devront s’attaquer les parapétroliers et leurs partenaires pour faire de cette nouvelle plateforme un véritable game changer.

 

Romain Chicheportiche

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