Développements de Scarborough et Pluto Train 2 approuvés.

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Scarborough and Pluto Train 2 developments approved

Les décisions d’investissement finales ont été prises pour approuver les développements de Scarborough et Pluto Train 2, y compris de nouvelles installations de gaz domestique et des modifications au Pluto Train 1 .

Le développement de GNL de 12,0 milliards de dollars américains (100 %, part de 6,9 ​​milliards de dollars de Woodside) devrait générer des flux de trésorerie importants et une valeur durable pour les actionnaires. Le gaz de Scarborough traité par le Pluto Train 2 sera l’une des sources de GNL à plus faible intensité de carbone livrée aux clients d’Asie du Nord, la première cargaison de GNL étant prévue pour 2026.

Avec la vente de 49 % du Pluto Train 2 annoncée le 15 novembre 2021 , les indicateurs d’investissement attendus pour le développement intégré sont :

   – Un taux de rendement interne (TRI) supérieur à 13,5 %
   – Un coût d’approvisionnement tout compris pour le GNL livré en Asie du Nord d’environ 5,8 $/MMBtu
   – Une période de récupération de 6 ans.(1) Les réserves totales 2P globales de

Woodside ont augmenté d’environ 158 % pour atteindre 2 342,0 Mbep.(2 ) La

PDG de Woodside, Meg O’Neill, a déclaré que l’approbation du développement de la ressource gazière de classe mondiale de Scarborough est une réalisation historique pour Woodside.

« Les décisions d’aujourd’hui placent Woodside sur une voie de transformation. Scarborough sera un contributeur important aux flux de trésorerie de Woodside, au financement des développements futurs et des nouveaux produits énergétiques, et aux rendements des actionnaires.

« Ce développement à haut rendement capitalistique tire parti de l’infrastructure existante de Woodside et de notre expertise éprouvée dans l’exécution de projets. Le modèle contractuel, le concept de développement et la stratégie d’exécution ont été conçus pour réduire les risques liés aux coûts et protéger la valeur actionnariale.

« Le réservoir de Scarborough ne contient qu’environ 0,1 % de dioxyde de carbone, et le gaz de Scarborough traité via l’installation de GNL efficace et agrandie de Pluto soutient les objectifs de décarbonisation de nos clients en Asie.
« La décision d’investissement finale est étayée par un support client de qualité avec environ 60 % de la capacité de Scarborough sous contrat, y compris le gaz domestique pour le projet d’urée Perdaman proposé.

« Le développement de Scarborough offre de la valeur aux actionnaires de Woodside et des avantages à long terme importants aux niveaux local et national, notamment des milliers d’emplois, des recettes fiscales et la fourniture de gaz aux marchés d’exportation et nationaux pour les décennies à venir », a-t-elle déclaré.

Accord de traitement et de services

Les coentreprises Scarborough et Pluto Train 2 ont signé un accord de traitement et de services (PSA) complet pour le traitement du gaz de Scarborough via les installations de Pluto LNG. Le PSA permet à la coentreprise de Scarborough d’accéder à des services de GNL et de traitement de gaz domestique à un taux pouvant atteindre 8 millions de tonnes par an de GNL et jusqu’à 225 térajoules par jour de gaz domestique pendant une période initiale de 20 ans, avec des options pour se déployer.

Le PSA est soutenu par des accords de traitement et de services associés conclus avec la coentreprise Pluto en ce qui concerne l’accès aux installations de GNL existantes de Pluto.

Le PSA est soumis à certaines conditions suspensives, notamment les approbations réglementaires pertinentes et l’exécution de l’accord d’engagement de gaz domestique et des accords d’infrastructure et de développement associés avec le gouvernement de l’Australie-Occidentale.

Réservation des réserves

À la suite de la décision d’investissement finale, le Grand Scarborough contient des réserves non développées 1P de 956,6 MMbep, des réserves non développées 2P de 1 432,7 MMbep et une ressource contingente 2C de 165,3 MMbep (part Woodside).

À propos de Scarborough

Le champ de Scarborough est situé à environ 375 km au large des côtes de l’Australie-Occidentale et on estime qu’il contient 11,1 billions de pieds cubes (100 %) de gaz sec. Le développement de Scarborough comprendra l’installation d’une unité de production flottante (FPU) avec huit puits forés dans la phase initiale et treize puits forés pendant la durée de vie du champ de Scarborough. Le gaz sera transporté vers Pluto LNG via une nouvelle canalisation principale d’environ 430 km.

Les principaux sous-traitants sont McDermott pour le FPU ; Subsea Integration Alliance pour le matériel sous-marin, les risers et les flowlines ; Valaris pour le forage; Europipe pour la canalisation principale ; et Saipem pour l’installation de la ligne principale.

La coentreprise de Scarborough comprend Woodside Energy Scarborough Pty Ltd (73,5 %) et BHP Petroleum (Australia) Pty Ltd (26,5 %).

À propos de Pluto LNG et de Pluto Train 2

Pluto LNG est une installation de traitement de GNL à terre située près de Karratha, dans le nord-ouest de l’Australie occidentale. La première cargaison de l’installation à train unique a été livrée en 2012.

L’expansion de Pluto LNG comprendra la construction du Pluto Train 2, des installations de traitement de gaz domestique associées, des infrastructures de soutien et des modifications au Pluto Train 1 pour lui permettre de traiter le gaz de Scarborough. Bechtel a été sélectionné comme l’entrepreneur EPC pour Pluto Train 2 et l’ intégration dans le GNL existant Pluto

Pluto Joint Venture (y compris les actifs de base Pluton) comprend Woodside Burrup Pty Ltd (90%), Kansai Electric Power Australia Pty Ltd (5%) et Tokyo Gas Pluto Pty Ltd (5 %).

A la fin de la Pluto Train 2 sell-down a annoncé le 15 Novembre 2021 , le Pluto Train 2 Joint Venture comprendra Woodside Burrup Train 2 A Pty Ltd (51%) et Global Partners Infrastructure (49%) (3).

Rapport de la Woodside réserves et estimation des ressources pour les ressources de la région de Scarborough

Les réserves de Woodside et les estimations des ressources éventuelles pour les ressources de la région de Scarborough sont basées sur SPE-PRMS.

1. Le champ de Scarborough a estimé les réserves non développées 1P de 956,6 MMbep et les réserves non développées 2P de 1 432,7 MMbep (part de Woodside).

2. Woodside détient une participation de 73,5 % dans les licences de production WA-61-L et WA-62-L qui contiennent le champ Scarborough.

3. L’estimation des ressources totales de Woodside pour le champ Scarborough a été calculée à l’aide d’une méthode probabiliste.

4. Les estimations des réserves et des ressources éventuelles de Woodside sont basées sur l’évaluation technique de Woodside des données souterraines et sismiques. Aucune évaluation supplémentaire n’est requise pour confirmer l’estimation.

Notes sur les estimations des ressources pétrolières

1. Sauf indication contraire, toutes les estimations des ressources pétrolières sont citées à la date d’équilibre (c’est-à-dire le 31 décembre) de la déclaration des réserves dans le rapport annuel le plus récent de Woodside publié à l’Australian Securities Exchange (ASX) et disponible sur https://www. woodside.com.au/news-andmedia/announcements, part nette de Woodside dans des conditions de champ pétrolifère standard de 14,696 psi (101,325 kPa) et 60 degrés Fahrenheit (15,56 degrés Celsius). La déclaration des réserves datée du 31 décembre 2020 a ensuite été mise à jour par les annonces de l’ASX datées du 15 juillet 2021, du 18 août 2021, du 21 octobre 2021, du 5 novembre 2021 et de cette annonce de l’ASX datée du 22 novembre 2021. Woodside n’a connaissance d’aucune nouvelle information ou donnée qui affecte de manière significative les informations incluses dans l’état des réserves.

2. Woodside déclare les réserves nettes du combustible et de la torche nécessaires à la production, à la transformation et au transport jusqu’à un point de référence. Pour les projets pétroliers offshore, le point de référence est défini comme la sortie de l’installation flottante de stockage et de déchargement de la production (FPSO), tandis que pour les projets gaziers onshore, le point de référence est défini comme l’entrée de l’installation de traitement en aval (onshore).

3. Woodside utilise à la fois des méthodes déterministes et probabilistes pour estimer les ressources pétrolières au niveau du champ et du projet. Sauf indication contraire, toutes les estimations pétrolières rapportées au niveau de l’entreprise ou de la région sont agrégées par sommation arithmétique par catégorie. Notez que le niveau prouvé agrégé peut être une estimation très prudente en raison des effets de portefeuille de la sommation arithmétique.
4. « MMboe » signifie des millions (106) de barils d’équivalent pétrole. Les volumes de gaz sec,
définis comme les composants d’hydrocarbures « C4 moins » et les volumes de non-hydrocarbures présents dans le produit de vente, sont convertis en volumes d’équivalent pétrole via un facteur de conversion constant, qui pour Woodside est de 5,7 Gpi3 de gaz sec pour 1 Mbep. Les volumes d’huile et de condensat, définis comme des composants pétroliers « C5 plus », sont convertis de MMbbl en MMbep selon un rapport de 1:1.

5. Les estimations des ressources pétrolières sont basées sur et représentent fidèlement les informations et les pièces justificatives préparées sous la supervision et approuvées par M. Jason Greenwald, vice-président de la gestion des réservoirs de Woodside, qui est un employé à temps plein de la société et un membre du Société des ingénieurs pétroliers. Les qualifications de M. Greenwald comprennent un baccalauréat ès sciences (génie chimique) de l’Université Rice, Houston, Texas, et plus de 20 ans d’expérience pertinente.

(1) IRR, le coût d’approvisionnement et la période de récupération de Woodside supposent un capital de Woodside de 73,5 % à Scarborough, 51 % dans Pluto Train 2 et 90 % dans Pluto LNG ; comprend le financement supplémentaire de GIP d’environ 835 millions de dollars de dépenses en capital provenant de la vente de Pluto Train 2 et les paiements dus sur FID à ExxonMobil et BHP. Le TRI et la période de récupération sont anticipés à partir de janvier 2021 et supposent un prix du pétrole Brent de 65 $ US/b (termes réels 2022). Le coût d’approvisionnement intégré de Woodside (termes réels 2021) est basé sur un taux de rendement de 10 % (à la fois en amont et en aval), comprend l’expédition vers l’Asie du Nord et est prévisionnel à partir de janvier 2020. La période de récupération est calculée à partir des flux de trésorerie non actualisés, RFSU + environ 6 ans.
(2) Sur la base des réserves totales 2P au 31 décembre 2020, ajustées des mises à jour des réserves annoncées le 15 juillet 2021, le 18 août 2021, le 21 octobre 2021 (réserves de la région de Wheatstone (Julimar-Brunello) ajustées de la production cumulée) et 5 novembre 2021 (réserves de la région du Grand Pluton ajustées pour la production depuis le début de l’année).
(3) L’entité acheteuse est Sharon Acquirer Trust, une entité d’investissement détenue par des fonds gérés ou conseillés par Global Infrastructure Partners (GIP).

Origine : Communiqué Woodside

Site internet : https://www.woodside.com.au/

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