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Les producteurs du Permian ne ferment pas les puits de pétrole produisant du gaz naturel associé malgré le fait que le prix régional du gaz au Texas soit resté en dessous de zéro depuis début mars.
Les principaux opérateurs de pipelines du bassin du Permian n'ont pas encore constaté d'effet des prix négatifs du gaz au hub de Waha, dans l'ouest du Texas, sur l'activité car les producteurs cherchent à maximiser les revenus pétroliers avec des prix au baril brut du West Texas Intermediate dépassant les 80 dollars.
Cependant, le prix de référence du gaz naturel aux États-Unis, le Henry Hub, est tombé en dessous de 2,00 dollars par million de British thermal units (MMBtu) depuis début février en raison d'une demande hivernale faible face à des températures plus douces, d'une production record fin 2023, et de stocks de gaz naturel plus élevés que la normale.
Les prix du gaz naturel au hub de Waha ont chuté à une valeur négative de -2,00 dollars par MMBtu en avril avec la récente hausse des prix du pétrole qui a incité les producteurs à mettre les puits de forage achevés mais non exploités en activité. Les prix du hub de Waha sont restés négatifs pendant la majeure partie de mars et avril en raison d'une production élevée et d'une capacité insuffisante d'évacuation.
Le prix au hub de Waha a augmenté de 1,25 dollar lors de la dernière semaine de reporting, passant de -1,18/MMBtu à 0,07/MMBtu le 24 avril, seulement le deuxième jour où le prix était supérieur à zéro depuis le 1er avril, selon les données de l'EIA.
Les prix négatifs du gaz à Waha et la surabondance de l'offre posent un problème aux producteurs du Permian quant à la manière de se débarrasser d'une partie de la production excédentaire de gaz naturel.
La capacité d'évacuation a été limitée ces dernières semaines en raison de certains travaux de maintenance, mais de nouveaux pipelines devraient commencer à fonctionner dans les mois à venir pour potentiellement atténuer l'excédent, car la demande pour les exportations de GNL depuis la côte du Golfe des États-Unis continuera de croître dans les années à venir.
Pour l'instant, la production de gaz naturel du Permian reste relativement stable ou légèrement plus basse qu'en début d'année, mais les forages n'ont pas diminué dans le bassin pétrolier le plus prolifique des États-Unis, contrairement aux grands bassins de gaz de schiste tels qu'Appalachia et Haynesville dans l'est du Texas et l'ouest de la Louisiane.
"Essentiellement, nous n'avons pas constaté d'effet des faibles prix du gaz naturel," a déclaré Anthony Chovanec, Vice-président, Fondamentaux et Évaluation de l'offre chez Enterprise Products, lors de l'appel aux résultats de la société de pipelines cette semaine.
"Si vous regardez ce qui influence l'économie des producteurs dans le Permian, ce n'est pas le gaz naturel. Et, vous savez, ce que nous constatons avec les prix du gaz naturel ne va pas inciter les gens à arrêter ou même à réduire la production de gaz naturel associée au pétrole pour le moment," a déclaré Chovanec aux analystes.
"Mais si vous regardez les comptes des forages dans le Permian, depuis le début de l'année, ils sont aussi stables que possible. En fait, on peut en dire autant pour l'Eagle Ford. Nous voyons des comptes à la baisse dans le Haynesville et quelque peu dans Appalachia, mais pas dans les bassins des forages pétroliers."
Dans les bassins des forages pétroliers, les producteurs ne se précipitent pas pour augmenter la production pétrolière avec des prix du brut WTI au-dessus de 80 dollars, en partie en raison des faibles prix du gaz naturel. Mais ils ne réduisent pas non plus la production, car ils tiennent à continuer à pomper du pétrole et le gaz naturel associé qui l'accompagne.
Certains producteurs de pétrole et de gaz au Texas ont sensiblement augmenté ces dernières semaines le nombre de demandes adressées à la Railroad Commission of Texas (RRC) pour autoriser le torchage sur certaines opérations en raison des faibles prix du gaz naturel et de la surabondance de l'offre qui posent des défis aux foreurs sur la manière de se débarrasser du gaz indésirable. La RRC, le régulateur de l'industrie pétrolière et gazière du Texas, a approuvé la semaine dernière pas moins de 21 demandes de producteurs pour être exemptés des règles interdisant ou limitant le torchage, selon un rapport de Reuters publié mardi.
La société d'infrastructures de transport MPLX prévoit une capacité d'évacuation supplémentaire pour le Permian, en plus du pipeline Matterhorn qui devrait entrer en service au troisième trimestre de cette année, ont déclaré les hauts dirigeants de MPLX lors de l'appel aux résultats cette semaine.
"Il y aura plus d'évacuation hors du bassin," a déclaré Michael Hennigan, directeur général de MPLX.
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Les exportations de GNL depuis la côte du Golfe seront un facteur majeur pour le gaz naturel produit dans le Permian, a ajouté David Heppner, vice-président senior de MPLX.
"Vous avez la demande provenant de ces installations de GNL dans la région du Golfe, dont la majorité sont garanties par des contrats de vente à long terme de 20 ans, ce qui constitue un gros moteur à long terme," a déclaré Heppner, ajoutant qu'"il y a clairement besoin d'une capacité additionnelle pour acheminer les barils hors du Permian vers la côte du Golfe."
Par Tsvetana Paraskova pour Oilprice.com
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