La maintenance annuelle de Cove Point LNG, dans le Maryland, pourrait retirer environ 850 MMcf/d de demande de gaz d'alimentation (feedgas) d'Appalachie pendant jusqu'à trois semaines à partir du 19 septembre, si les schémas d'arrêt récents se répètent. Ce calendrier coïncide avec la saison intermédiaire d'automne, lorsque des conditions météorologiques plus douces pèsent habituellement sur la demande de gaz naturel pour la production d'électricité. Cette combinaison — une forte demande d'exportation qui s'efface au moment même où la consommation liée à la météo faiblit — laisse généralement les producteurs et les gazoducs régionaux avec plus de gaz que ce que les marchés finaux peuvent absorber, ce qui peut peser sur les différentiels de base appalachiens jusqu'au retour du terminal.

Les travaux programmés, appelés « Pleasant Valley turnaround », sont prévus du 19 septembre au 2 octobre. Lors de précédentes campagnes de maintenance au terminal, les livraisons de gaz d'alimentation sont tombées à seulement 15 000 Dth/j, ce qui indique que l'installation arrête effectivement ses opérations de liquéfaction pendant toute la durée de l'immobilisation. Les 0,7 à 0,8 Bcf/j de gaz normalement consommés à Cove Point représentent un volume significatif pour une région productrice comme l'Appalachie, où les capacités d'évacuation et les débouchés de demande — et non la capacité de production — ont historiquement constitué la contrainte déterminante, une dynamique qui maintient depuis des années les prix régionaux à un rabais par rapport aux références nationales.

Cette réduction de la demande survient alors que les stocks de gaz de l'Est se situent 6 % au-dessus de la moyenne quinquennale, offrant un amortissement supplémentaire de l'offre pour la région pendant l'immobilisation de l'installation d'exportation. Cet amortissement supplémentaire signifie que l'arrêt ne devrait pas resserrer sensiblement l'offre régionale ; la question la plus pertinente pour les participants au marché est de savoir si les producteurs réduiront leur production, si les opérateurs de stockage ralentiront leurs injections, ou si les flux seront réorientés vers d'autres points de demande pendant l'arrêt de Cove Point.

Cove Point LNG, situé sur la baie de Chesapeake à Lusby, dans le Maryland, est l'un des plus anciens terminaux de liquéfaction et d'exportation des États-Unis ; construit à l'origine comme installation d'importation dans les années 1970, il a été converti à l'exportation en 2018. Le terminal s'approvisionne en gaz d'alimentation principalement à partir de la production appalachienne via des gazoducs interétatiques, notamment des livraisons référencées au point Texas Eastern M-2, 30 Receipt et sur le Transco. L'installation opère aux côtés du système de gazoducs Cove Point, beaucoup plus vaste et piloté par Dominion Energy, et constitue l'un des rares débouchés d'exportation de la côte Est pour le gaz appalachien, ce qui fait de son calendrier de maintenance un repère saisonnier récurrent pour les schémas de flux régionaux.

La capacité nominale de liquéfaction de l'installation est d'environ 5,25 millions de tonnes par an de GNL, soit approximativement 0,7 à 0,8 Bcf/j de gaz d'alimentation.

Les données sur les flux de gaz d'alimentation citées dans ce rapport proviennent d'Entropic Analytics de NGI.

Source : Natural Gas Intelligence