La dernière escalade de la guerre avec l’Iran a affecté le champ South Pars/North Dome, la structure géante partagée par l’Iran et le Qatar et largement considérée comme le plus grand champ gazier du monde.
La partie iranienne, South Pars, représente environ 70 à 75 % de la production gazière iranienne. Le côté qatari, le North Field, constitue l’épine dorsale de l’un des systèmes d’exportation de GNL les plus importants au monde.
Après que les attaques ont frappé South Pars et que les attaques ultérieures ont endommagé le complexe qatari de Ras Laffan, le marché a été contraint de réévaluer non seulement le risque lié au pétrole brut, mais également le risque lié au gaz et au GNL. Le Qatar a déclaré que les dégâts avaient détruit environ 17 % de sa capacité d’exportation de GNL et pourraient retarder la reprise pendant des années.
C’est important car ce n’est pas un actif marginal. L’Energy Information Administration des États-Unis affirme que le champ nord du Qatar est le plus grand champ de gaz non associé au monde, et QatarEnergy affirme détenir plus de 900 000 milliards de pieds cubes de réserves récupérables.
Les rapports actuels sur la structure partagée plus large évaluent le gaz total disponible à environ 1 800 Tcf.
En d’autres termes, le domaine au centre de la crise de cette semaine n’est pas simplement une autre source d’approvisionnement régional. C’est l’une des bases du commerce mondial du gaz.
Les plus grands gisements de gaz de la planète South Pars/North Dome (Iran-Qatar) : QatarEnergy affirme que le gisement Nord possède à lui seul plus de 900 Tcf de réserves récupérables, tandis que le gisement partagé au sens large est largement décrit comme le plus grand gisement de gaz au monde. Urengoyskoye (Russie) : Gazprom affirme que le champ disposait de 10,9 billions de mètres cubes de réserves initiales de gaz au moment de sa découverte. Bovanenkovskoye (Russie) : Gazprom affirme que le champ dispose de 4,9 billions de mètres cubes de réserves initiales de gaz et d’une capacité nominale de 115 milliards de mètres cubes par an. Zapolyarnoye (Russie) : Gazprom affirme que le champ dispose de plus de 3,5 billions de mètres cubes de réserves initiales de gaz et d’une capacité nominale de 130 milliards de mètres cubes par an. Galkynysh (Turkménistan) : Les chiffres liés aux opérateurs évaluent les réserves commerciales prouvées à 2,8 billions de mètres cubes, avec des estimations plus larges allant plus loin.
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Ce que les dommages aux champs de gaz signifient pour Chevron, ConocoPhillips et ExxonMobil
ExxonMobil (XOM) a le lien direct le plus clair avec le Qatar. La société a déclaré 8,442 millions de pieds cubes par jour de production de gaz naturel disponible à la vente en 2025, et sa position au Qatar comprend une participation de 25 % dans la coentreprise qui détient 25 % de North Field East, donnant à Exxon une participation effective de 6,25 % dans l’ensemble du projet.
Exxon est également un acteur majeur du GNL via Golden Pass au Texas.
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ConocoPhillips (COP) est largement exposé au GNL, même s’il n’est pas aussi étroitement associé au Qatar dans l’esprit du marché. Son portefeuille de GNL comprend des participations dans QatarEnergy LNG, Australia Pacific LNG et Equatorial Guinea LNG, ainsi qu’une exposition supplémentaire via les prélèvements North Field East, North Field South et Gulf Coast.
La position de Conoco au Qatar comprend à elle seule une participation de 30 % dans QatarEnergy LNG N(3), qui est liée à la production de North Field, et des participations équivalentes à 1 MTPA dans NFE et NFS par le biais de coentreprises.
Chevron (CVX) a une sensibilité moins directe au Qatar, mais a toujours une exposition mondiale importante au gaz et au GNL. Son empreinte gazière s’étend à Gorgon en Australie, avec 15,6 MTPA de capacité de GNL, à Wheatstone avec 8,9 MTPA, à Angola LNG avec 1,1 Gcf/j de capacité d’usine et à l’expansion de Leviathan en Méditerranée orientale, qui, selon Chevron, augmentera sa capacité à environ 21 Gm3 par an d’ici la fin de la décennie.
Aucune de ces sociétés n’est exclusivement exportatrice de gaz, il est donc plus facile de déterminer l’exposition à travers les volumes de production, les avoirs en GNL et la propriété des projets plutôt que par une ligne claire de « revenus gaziers ».
Pour les investisseurs, c’est le point.
Le choc de cette semaine ne concerne pas seulement la capacité du pétrole à rester au-dessus de 110 dollars. Il s’agit de savoir si un marché qui dépend d’une infrastructure gazière géante et concentrée est obligé d’attribuer une prime de risque plus élevée à l’approvisionnement en GNL, au calendrier des projets et aux grandes entreprises qui aident à acheminer ce gaz à travers le monde.
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