Le conflit entre les États-Unis et l’Iran a fait grimper les prix du gaz naturel, l’impact étant particulièrement marqué en Europe et en Asie. L’Asie reçoit près de 90% des expéditions de gaz naturel liquéfié (GNL) en provenance de grands producteurs du Moyen-Orient comme le Qatar et les Émirats arabes unis, tandis que l’Europe s’approvisionne à hauteur de 7–11% de son GNL dans cette même région.

Lors d’attaques de missiles et de drones au printemps 2026, des frappes iraniennes ont endommagé les trains GNL 4 et 6 de Ras Laffan, ainsi que le train 2 de Pearl GTL. QatarEnergy, propriétaire du site de Ras Laffan, estime que la réparation des deux unités touchées mettra hors service environ 12.8 millions de tonnes par an de capacité GNL pendant trois à cinq ans. Le train 2 de Pearl GTL, détenu conjointement par QatarEnergy et Shell (NYSE:SHEL), devrait nécessiter un arrêt d’un an pour réparations.

Selon le podcast Platts Commodities Focus de S&P Global Energy, l’escalade des tensions géopolitiques au Moyen-Orient s’est rapidement transformée en crise de chaîne d’approvisionnement, en particulier après les perturbations du trafic maritime dans le détroit d’Ormuz — une voie d’exportation essentielle pour le Qatar qui représente environ un cinquième du commerce mondial de GNL.

LNG Outlook 2026 de Shell prévoit que la demande mondiale de GNL atteindra près de 700 millions de tonnes par an d’ici 2050, soit une hausse de 65% par rapport aux niveaux de 2025, à mesure que les pays accordent une priorité croissante à la sécurité d’approvisionnement et à la flexibilité offertes par le gaz naturel et le GNL. L’envolée de la demande a été accélérée par le recul de l’Europe vis-à-vis du gazoduc russe après l’invasion de l’Ukraine en 2022, ce qui a fait du continent le plus grand importateur mondial de GNL et intensifié la concurrence avec les acheteurs asiatiques pour les cargaisons disponibles.

La question de savoir si la prochaine vague de projets GNL pourra répondre à cette demande — et quels fournisseurs interviendront — reste centrale. La plupart des projets ci-dessous ne livreront pas leur premier GNL avant 2027 ou plus tard, ce qui signifie que le déficit d’offre créé par les arrêts au Qatar est susceptible de persister pendant une grande partie de la décennie. Oilprice.com a identifié cinq des plus grands projets GNL actuellement en développement, présentés ci-dessous dans un ordre indifférent.

Expansion Qatar North Field West

Le Qatar poursuit une विस्तार majeure de ses réserves gazières de North Field. Plus tôt cette année, QatarEnergy a attribué à la société américaine de services pétroliers Baker Hughes (NASDAQ:BKR) un contrat pour le projet North Field West, couvrant des équipements pour deux « mega trains » GNL — dont six turbines à gaz, 12 compresseurs centrifuges et des systèmes d’alimentation intégrés, essentiels au processus de liquéfaction du gaz.

Selon Euronews, le projet North Field West constitue un pilier de la stratégie plus large du Qatar visant à porter la capacité de production de GNL de 77 millions de tonnes à 142 millions de tonnes par an à l’issue de toutes les phases d’expansion. La seule phase NFW devrait ajouter environ 16 millions de tonnes par an grâce à deux nouvelles lignes de production. QatarEnergy a déjà attribué les contrats d’ingénierie, d’approvisionnement et de construction (EPC) à un consortium international, avec une première production attendue vers la fin de la décennie. Cette expansion gagne en urgence, les trains endommagés de Ras Laffan ayant temporairement retiré une part importante de la capacité d’exportation actuelle du Qatar.

Alaska LNG

Conçu pour acheminer le gaz naturel du North Slope de l’Alaska vers les marchés alaskien et internationaux, le projet Alaska LNG est développé par Glenfarne Group via sa filiale Glenfarne Alaska LNG. Glenfarne détient 75% du capital en partenariat avec l’État de l’Alaska, qui en possède 25%. Le projet offre aux acheteurs du bassin du Pacifique une route d’approvisionnement nord-américaine qui contourne le canal de Panama, un goulet d’étranglement pour les expéditions de GNL de la côte du Golfe vers l’Asie.

La phase 1 consiste à construire un pipeline de 739 miles, de 42 inches, pour acheminer le gaz du North Slope afin de répondre aux besoins énergétiques domestiques de l’Alaska. La phase 2 comprend la construction de l’unité de liquéfaction du GNL et des infrastructures associées à Nikiski, portant la longueur totale du pipeline à 807 miles.

Comme l’a rapporté Alex Kimani, collègue d’Oilprice.com, Glenfarne Group est en discussion avec deux acheteurs potentiels supplémentaires afin de sécuriser des accords d’enlèvement portant sur 3 millions de metric tons de GNL supplémentaires avant une décision finale d’investissement (FID). La société indique qu’elle doit contractualiser 80% de sa capacité cible de 20 million de tons avant de procéder à la FID ; elle a jusqu’à présent obtenu des accords pour plus de 13 million de tons.

Argentina LNG

Les ambitions de l’Argentine en matière de GNL visent à monétiser les vastes réserves de gaz de schiste du bassin de Vaca Muerta — l’une des plus grandes formations schisteuses non conventionnelles au monde, comparable en taille à de grands bassins américains — avec des exportations transitant par le golfe de San Matías, dans la province de Río Negro. Cette initiative de plusieurs milliards de dollars combine un projet de GNL flottant (FLNG) à court terme — ciblé pour 2027 — et un programme d’exportation terrestre et maritime plus vaste allant de 12 à 30 millions de tonnes par an (mtpa).

Le plus petit projet FLNG, mené par un partenariat comprenant Pan American Energy et Golar LNG, utilisera l’unité Hilli Episeyo FLNG et vise une capacité initiale de 2.45 mtpa. Un projet plus vaste de 12–30 mtpa est porté par la société publique YPF aux côtés de partenaires Eni et XRG, basé aux Émirats arabes unis. Une FID est envisagée pour fin 2026, avec des premières expéditions ciblées vers 2030–31. Des pipelines dédiés entre Vaca Muerta et la côte atlantique sont prévus, soutenus par un accord de services maritimes de 70 million de dollars sur 10 ans attribué aux ports Adani d’Inde et au Meridian Group. Si le projet se concrétise, l’Argentine deviendrait le premier grand exportateur de GNL d’Amérique du Sud.

Rio Grande LNG

Le projet Rio Grande LNG est un terminal d’exportation de grande ampleur en cours de construction par NextDecade Corporation sur un site de près de 1,000 acres au port de Brownsville, dans le sud du Texas. La conception multi-trains de l’installation vise à fournir jusqu’à 48 million de tonnes par an de GNL aux marchés mondiaux. Le projet s’inscrit dans un élargissement plus large des capacités d’exportation de la côte américaine du Golfe, qui a fait des États-Unis le plus grand exportateur mondial de GNL depuis 2023.

La construction des trains 1 et 2 a dépassé 74% d’avancement, la première production de GNL étant attendue au premier semestre 2027. La FID et le financement des trains 4 et 5 ont été sécurisés fin 2025, avec le soutien de grands acheteurs mondiaux de l’énergie tels que TotalEnergies, ADNOC, Aramco et ConocoPhillips (NYSE:COP). Le site peut accueillir jusqu’à 10 trains au total, et un dépôt réglementaire préalable est déjà en cours pour un train 6.

L’approvisionnement en gaz naturel est assuré par des réseaux de pipelines d’alimentation, y compris des extensions comme les pipelines Enbridge Bay Runner et Blackcomb, qui relient le bassin permien au sud du Texas. Le projet Brazos Island Harbor Channel, à tirant d’eau profond, a été achevé afin d’accueillir les grands méthaniers transitant par le chenal maritime de Brownsville.

Port Arthur LNG

Le projet Port Arthur LNG est une installation d’exportation de gaz naturel de 25 billion de dollars située sur la côte du Golfe, dans le comté de Jefferson, au Texas. Développé par Sempra Infrastructure, ce projet en plusieurs phases offre une capacité nominale totale d’exportation d’environ 26 million de tonnes par an.

En construction depuis 2023 dans le cadre d’une coentreprise avec ConocoPhillips, la phase 1 comprend deux trains de liquéfaction et deux réservoirs de stockage. Les opérations commerciales du train 1 doivent commencer en 2027, suivies du train 2 en 2028. Une FID a été obtenue pour une expansion de phase 2 d’un coût de 12–14 billion de dollars, qui ajoutera les trains 3 et 4 pour doubler la capacité globale. Le train 3 est prévu pour 2030 et le train 4 pour 2031.

Une fois entièrement développé, Port Arthur LNG comprendra quatre trains de liquéfaction, trois réservoirs de stockage de GNL et deux postes à quai maritimes. Bechtel assure le contrat EPC. La capacité de la phase 1 est entièrement souscrite, avec des acheteurs mondiaux comprenant ConocoPhillips, RWE, PKN Orlen, INEOS et Engie — un groupe allant des services publics européens aux grands groupes intégrés, reflétant la base large de la demande qui soutient le cycle actuel d’investissement dans le GNL.

Par Andrew Topf pour Oilprice.com