Le coût estimé du gazoduc Coastal GasLink s’élève à 14,5 milliards de dollars

Les estimations de coûts de construction ont augmenté Gazoduc côtier GasLink Le projet se situe dans le nord de la Colombie-Britannique, ce qui laisse planer une incertitude quant à la date d’achèvement de la piste.

TC Energy Corp, basée à Calgary TRP-T Mercredi, il a déclaré avoir relevé le coût prévu de Coastal GasLink à 14,5 milliards de dollars. Cela représente une augmentation de près de 30% par rapport à l’estimation précédente de 11,2 milliards de dollars de l’année dernière et de 134% par rapport au prix initial de 6,2 milliards de dollars en 2018.

TC Energy, copropriétaire du projet en Colombie-Britannique, a déclaré qu’il espérait achever le gazoduc d’ici la fin de cette année, mais a averti que si les activités de construction se prolongeaient l’année prochaine, le prix pourrait encore augmenter de 1,2 milliard de dollars.

TC Energy a déclaré que Coastal GasLink fait face à des pressions sur les coûts dues à une pénurie de main-d’œuvre qualifiée, ainsi qu’à des travaux de « sous-performance » de certains sous-traitants et à des défis liés à l’atténuation de l’érosion des sols et des sédiments.

Le pipeline de 670 kilomètres est conçu pour transporter le gaz naturel du nord-est de la Colombie-Britannique jusqu’au terminal d’exportation de GNL de 18 milliards de dollars du Canada, qui est en construction à Kitimat, en Colombie-Britannique.

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Les actions de TC Energy ont chuté de 3,22 $ pour clôturer à 54,11 $ par action mercredi à la Bourse de Toronto.

Robert Hope, analyste chez Scotia Capitaux Inc. Dans une note de recherche : « Le marché reste préoccupé par les dépassements de coûts supplémentaires des projets. » Compte tenu de l’incertitude quant au coût final et au calendrier d’achèvement de la construction, il a ajouté que « le projet n’est pas encore tiré d’affaire ».

L’objectif de Coastal GasLink est de tester le pipeline l’année prochaine et de le préparer à fournir du GNL au Canada en 2025, lorsque les exportations de GNL vers l’Asie depuis Kitimat devraient commencer.

« Nous sommes déçus de l’augmentation des coûts du projet Coastal GasLink », a déclaré le PDG de TC Energy, François Poirier, dans un communiqué de presse. « Nous continuons de nous concentrer sur l’achèvement sécuritaire de cet élément essentiel de l’infrastructure énergétique au coût le plus bas possible, ce qui ouvrira la première voie directe au Canada pour les exportations de GNL.

TC Energy a déclaré qu’il y avait un vif intérêt pour ses projets précédemment divulgués de vendre 5 milliards de dollars de divers actifs, et que le programme de cession pourrait être étendu.

Lorsque les propriétaires de LNG Canada ont approuvé la construction du terminal de Kitimat à l’automne 2018, le premier ministre Justin Trudeau a estimé l’investissement total à 40 milliards de dollars, y compris l’estimation initiale de Coastal GasLink de 6,2 milliards de dollars, mais les projections des coûts de son pipeline ont augmenté de 8,3 milliards de dollars depuis. .

Les coûts totaux s’élèveront désormais à au moins 48,3 milliards de dollars pour la première phase de LNG Canada, ce qui représente le terminal de Kitimat de 18 milliards de dollars et diverses infrastructures, dont l’estimation révisée de 14,5 milliards de dollars pour le pipeline, ainsi que les budgets annuels de forage dans le Nord. Région de Montney dans le nord-est de la Colombie-Britannique

TC Energy a conclu la vente d’une participation de 65 % dans le projet de pipeline en 2020 à Alberta Investment Management Corp. et KKR & Co.

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TC Energy, qui détient actuellement 35% de Coastal GasLink, a annoncé l’année dernière un accord pour une participation de 10% dans une vente d’actions prévue à un maximum de 20 conseils élus le long du tracé du pipeline. TC Energy s’attend désormais à enregistrer une baisse de sa participation dans le projet de pipeline lors de la publication des résultats du quatrième trimestre le 14 février.

Clark Williams a déclaré que bien que TC Energy ait déjà dit aux investisseurs que le projet subirait un coup financier, la gravité des frais pourrait dépendre de la part des coûts accrus du pipeline que la société peut compenser en facturant des frais plus élevés à ses clients. —Derry, analyste basé à Seattle à l’Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA).

M. Williams-Derry prévoit que les coûts du projet Coastal GasLink pour transporter le gaz naturel à travers la Colombie-Britannique pourraient représenter jusqu’à deux fois les coûts d’expédition du carburant du nord-est de la Colombie-Britannique au golfe du Mexique.

Les producteurs indépendants canadiens pourraient de plus en plus considérer la côte américaine du golfe comme un marché attrayant pour envoyer des approvisionnements en gaz naturel plutôt que de compter sur les projets des bailleurs de fonds de BC LNG d’exporter au large de la côte ouest du Canada, selon un nouveau rapport de l’IEEFA.

Les détails qui n’ont pas encore été définis incluent la manière exacte dont le coût supplémentaire du pipeline sera réparti. « LNG Canada continue de surveiller l’évolution des coûts et du calendrier de Coastal GasLink. Bien que nous ne puissions pas divulguer de détails spécifiques, a déclaré LNG Canada dans un communiqué, il existe un accord commercial en place qui traite de la répartition des risques.

La gare de Kitimat est située dans la région traditionnelle de la nation Haisla. Quelque 190 kilomètres du tracé controversé du pipeline traversent les terres traditionnelles de la nation de Witsuwetin. Les chefs héréditaires Witsweet qui s’opposent à Coastal GasLink disent qu’ils ont juridiction sur cette zone.

Shell PLC, basée à Londres Rydaf Il s’agit du plus grand partenaire de LNG Canada, avec une participation de 40 %, suivi de la société malaisienne Petronas. PNAGF de 25 pour cent. Les autres propriétaires sont PetroChina PCCYF (15 pour cent), le japonais Mitsubishi. MSBHF (15 %) et Kugas en Corée du Sud (5 %).

Les propriétaires canadiens de GNL envisagent d’aller de l’avant avec des plans pour une deuxième phase d’expansion qui doublerait la capacité d’exportation de GNL sous forme liquide.

Cinq propositions d’exportation utilisant des pétroliers restent actives en Colombie-Britannique, y compris des agrandissements potentiels à LNG Canada à Kitimat et à l’usine nationale de GNL de FortisBC à Tilbury à Delta. Les trois autres projets sont Cedar LNG, Ksi Lisims LNG et Woodfibre LNG.