Exxon poursuit l'expansion de ses usines texanes pour un montant de 200 millions de dollars

Exxon Mobil Corp , qui fait l'objet d'un procès en Californie (link) pour son rôle présumé dans la pollution mondiale par les déchets plastiques, va développer le recyclage des plastiques, ce qui lui permettra de remplacer les combustibles fossiles par des bouteilles et des sacs usagés, a déclaré la société jeudi.

Cette décision de l'un des plus grands producteurs mondiaux de polymères intervient dans un contexte d'inquiétude croissante (link) concernant les plastiques lents à se désintégrer qui remplissent les décharges, s'infiltrent dans les nappes phréatiques et créent des risques potentiels pour la santé (link).

Exxon, qui se fait le champion des techniques de pyrolyse qui transforment les déchets en nouveau plastique, va dépenser 200 millions de dollars au Texas pour étendre ses opérations dites de circularité dans le cadre d'un effort mondial visant à développer la capacité de traiter 1 milliard de livres (454 millions de kg)de déchets par an d'ici à 2027. L'entreprise appelle sa technologie de recyclage Exxtend.

La Californie a intenté une action en justice contre Exxon en septembre, alléguant que l'entreprise trompait délibérément le public sur les limites du recyclage. Exxon rejette les allégations selon lesquelles elle induirait le public en erreur sur les limites du recyclage des plastiques ou sur le changement climatique.

Le complexe de Baytown, au Texas, traitera cette année 80 millions de livres de déchets plastiques. L'expansion permettra à ce complexe et à l'usine voisine de Beaumont, au Texas, de traiter jusqu'à 500 millions de livres en 2026.

Les produits seront vendus en tant que plastiques recyclés certifiés.

"Certains de nos clients du secteur des plastiques y voient une réelle valeur, et veulent donc acheter ces certificats en même temps que notre plastique de qualité", a déclaré Karen McKee, présidente d'Exxon Mobil Product Solutions, qui vend des polymères à des clients industriels.

LyondellBasell, un rival d'Exxon dans le domaine des produits chimiques, est également en train d'installer une usine dans une usine allemande en utilisant une technologie de recyclage similaire appelée MoReTec qui décompose également les déchets plastiques.

Lyondell prévoit d'installer une grande unité MoReTec à Houston plus tard dans la décennie, après avoir fermé définitivement une raffinerie de Houston l'année prochaine.

La quatrième installation de production flottante de pétrole, de stockage et de déchargement (FPSO) devrait partir pour le pays sud-américain au cours du premier trimestre de l'année prochaine, a déclaré mercredi le directeur général du producteur américain Hess John Hess.

L'entreprise, qui, avec Exxon Mobil et CNOOC , est responsable de toute la production de pétrole et de gaz dans le pays sud-américain, s'attend à ce que l'installation ajoute 250 000 barils par jour (bpd) à la capacité de production du groupe d'ici 2026 grâce à son quatrième projet, Yellowtail.

"L'élément le plus intéressant pour 2025 est Yellowtail", a déclaré M. Hess lors de la conférence Wolfe Research sur le pétrole et le gaz. Le FPSO pour Yellowtail "devrait quitter le chantier et naviguer vers la Guyane au cours du premier trimestre... avec un démarrage plus tard dans l'année", a-t-il ajouté.

Le constructeur, SBM Offshore , a déclaré en février que l'installation, appelée One Guyana, avait quitté la cale sèche et avait été transférée dans un chantier à Singapour pour être achevée. Ses trois modules de surface, achevés en Chine, étaient en transit.

Le groupe dirigé par Exxon, qui a inauguré la production dans le pays en 2019, devrait bientôt atteindre une production d'environ 675 000 bpj après la mise à niveau du troisième projet.

Le projet Yellowtail, approuvé (link) par le régulateur environnemental guyanais en 2022, portera le volume total à plus de 900 000 bpj, ce qui pourrait faire de la Guyane le quatrième producteur de pétrole d'Amérique latine après le Brésil, le Mexique et le Venezuela.

Hess a également déclaré qu'il envisagerait de faire appel sur (link) de l'interdiction de la Commission fédérale du commerce de siéger au conseil d'administration de Chevron une fois que l'administration Trump aura pris ses fonctions. Hess et Chevron avaient accepté l'interdiction pour faire avancer la fusion, a-t-il dit.

Le directeur général du producteur de pétrole Hess a déclaré mercredi qu'il envisagerait de faire appel de l'interdiction de la Commission fédérale du commerce de siéger au conseil d'administration de Chevron lorsque l'administration Trump prendra ses fonctions.

En septembre, la FTC a interdit à John Hess de rejoindre le conseil d'administration de Chevron dans le cadre d'une ordonnance de consentement (link) qui a permis à l'acquisition proposée d'aller de l'avant. La transaction de 53 milliards de dollars (link) a été bloquée par une contestation d'arbitrage contractuel par Exxon Mobil et CNOOC , les partenaires de Hess dans une coentreprise pétrolière en Guyane.

La FTC a imposé l'interdiction en citant ses communications avec le groupe des producteurs de pétrole de l'OPEP au cours de ses efforts pour réduire la production.

Hess, dans ses premiers commentaires publics depuis l'ordonnance de la FTC, a déclaré que Chevron et lui-même avaient accepté la condition d'obtenir l'approbation nécessaire pour la combinaison, tout en répondant à une question sur la raison pour laquelle il n'avait pas fait appel de l'ordonnance.

"Avec une nouvelle administration, c'est quelque chose que nous envisagerons. Pour l'instant, nous nous concentrons sur l'intégration", a déclaré M. Hess lors de la Wolfe Research Oil and Gas Conference.

Séparément, en réponse à une question concernant une éventuelle augmentation des dividendes si la fusion est retardée, le directeur financier de Hess, John Rielly, a déclaré qu'il s'agissait d'un point de l'accord qui nécessitait l'approbation de Chevron.

"Nous avons eu une bonne discussion avec Chevron à ce sujet", a-t-il déclaré, sans donner plus de détails après avoir indiqué que l'accord de fusion interdisait à Hess de procéder à des dépenses d'investissement ou à des acquisitions importantes sans l'approbation de Chevron.

M. Hess s'est également montré optimiste quant à la demande mondiale de pétrole et s'attend à ce qu'elle augmente d'un million de barils par jour chaque année jusqu'en 2030.

Ce vétéran de la gestion pétrolière prévoit également que le baril de Brent se négociera entre 70 et 80 dollars en 2025.

En ce qui concerne la possibilité d'un démarrage en juillet du projet Yellowtail de 10 milliards de dollars de la coentreprise guyanaise, M. Hess a déclaré: "Nous nous en tiendrons au plan déclaré de la coentreprise, à savoir la fin de l'année 2025."

M. Hess a toutefois déclaré qu'il se rangerait du côté d'un démarrage en juillet si les antécédents d'Exxon en matière de démarrage de projets en avance sur le calendrier et en deçà du budget étaient pris en considération.

La compagnie pétrolière publique du Suriname, Staatsolie, a déclaré mercredi que le géant pétrolier américain ExxonMobil s'était retiré de son bloc offshore 52, et que l'opérateur du bloc, Petronas Suriname E&P, reprendrait sa participation de 50 %.

"Le retrait fait partie de l'évaluation en cours des actifs du portefeuille mondial d'ExxonMobil", a déclaré Staatsolie dans un communiqué, ajoutant que le retrait était effectif à partir du 14 novembre.

"Les opérations dans le bloc 52 se poursuivront sans changement", a déclaré Staatsolie, ajoutant qu'elle est convaincue que son bon partenariat avec Petronas se poursuivra.

Une première découverte de gaz dans le bloc situé au large de la côte nord du Suriname a été faite en 2020 et un deuxième puits a été foré au début de cette année.

Exxon n'a pas répondu immédiatement à une demande de commentaire.

Les grandes compagnies pétrolières et gazières ont augmenté leurs investissements dans le secteur des biocarburants, pariant sur le carburant aviation durable (SAF), avec 43 projets qui devraient être opérationnels d'ici 2030, a déclaré le cabinet de conseil Rystad dans un rapport.

Le cabinet d'études énergétiques indique que les investissements réalisés par des géants de l'industrie tels qu'ExxonMobil , Chevron , BP , Shell , TotalEnergies et Eni pourraient ajouter 286 000 barils par jour (bpd) à la capacité de production.

Le SAF, produit à partir de déchets et de résidus tels que l'huile de cuisson usagée ou les cultures organiques, émet la même quantité de dioxyde de carbone que le kérosène lorsqu'il est brûlé. Cependant, il est considéré comme moins polluant car il est produit à partir de restes ou de plantes plutôt qu'à partir de pétrole nouvellement foré, qui libère des gaz à effet de serre supplémentaires.

L'industrie aéronautique représente près de 2 % des émissions mondiales de dioxyde de carbone liées à l'énergie.

"Alors que la transition énergétique progresse, ces biocarburants offrent une solution pratique et à court terme pour réduire les émissions sans nécessiter de changements importants dans l'infrastructure actuelle", a déclaré Lars Klesse, analyste de la recherche sur les bioénergies chez Rystad.

BP est en tête du peloton avec la plus grande capacité de production annoncée, atteignant 130 000 bpj.

Des acquisitions stratégiques, telles que l' achat par BP de Bunge Bioenergia (link) et le rachat par Chevron de Renewable Energy Group (link), ont renforcé les positions des majors pétrolières dans ce domaine.

Malgré son coût plus élevé que celui du kérosène à base de pétrole, l'adoption des SAF prend de l'ampleur. Les mandats gouvernementaux stimulent les investissements, l'Union européenne exigeant un minimum de 2 % de SAF (link) dans l'aviation d'ici 2025, et la Maison Blanche de Biden visant à répondre à la totalité de la demande américaine en carburant aviation avec des SAF d'ici 2050 (link).

Exxon Mobil a déclaré mercredi avoir signé un accord non contraignant de fourniture de lithium avec le fabricant de pièces de batteries LG Chem , le deuxième accord du géant pétrolier pour fournir le métal des batteries de véhicules électriques à partir de son projet proposé dans l'Arkansas.

L'année dernière, Exxon a annoncé son intention d'extraire du lithium (link) de la formation Smackover, un gisement souterrain d'eau salée appelé saumure qui s'étend de la Floride au Texas en passant par l'Arkansas, en utilisant au moins un type d'extraction directe du lithium (DLE) technologie (link).

Exxon et d'autres compagnies pétrolières telles que Occidental Petroleum et Equinor investissent de plus en plus dans des projets liés au lithium, en partie parce qu'elles sont convaincues que l'extraction du métal à partir de la saumure fait appel à des processus similaires à ceux de l'extraction du pétrole.

L'accord LG Chem, qui obligerait les autorités de l'Arkansas à fixer un taux de redevance sur le lithium (link) à finaliser, porte sur une quantité maximale de 100 000 tonnes métriques de ce métal ultraléger sur plusieurs années.

Cette décision permet à Exxon, qui prévoit d'autofinancer son projet dans l'Arkansas, d'intégrer les spécifications de qualité du lithium de LG Chem dans ses plans de conception. LG Chem, basée en Corée du Sud, prévoit d'utiliser le lithium dans son usine de cathodes du Tennessee (link), dont l'ouverture est prévue pour l'année prochaine.

"Il s'agit d'établir une relation avec une entreprise qui a les mêmes ambitions que nous en ce qui concerne la construction de la chaîne d'approvisionnement des batteries () en Amérique du Nord", a déclaré à Reuters Patrick Howarth, responsable de l'activité lithium d'Exxon.

Exxon s'attend à ce que la demande de lithium augmente malgré la promesse de campagne du président élu américain Donald Trump de mettre fin au "mandat des véhicules électriques", (link) Howarth a déclaré.

"Nous savons que le monde aura besoin de beaucoup plus de lithium qu'il n'en produit aujourd'hui", a-t-il déclaré.

Les conditions financières de l'accord - y compris le prix par tonne métrique de lithium que LG Chem paierait à Exxon - seraient négociées dans le cadre d'un contrat final. SK On, une unité de SK Innovation , a signé un accord non contraignant de fourniture de lithium (link) avec Exxon en juin.

Malgré les récentes turbulences sur le marché du lithium (link), Howarth a déclaré qu'Exxon avait "bénéficié d'un soutien très fort de la part de notre clientèle potentielle"

ROYALTY

Au début du mois, les autorités de l'Arkansas ont rejeté la proposition d'Exxon et d'autres entreprises de fixer le taux de redevance sur le lithium à 1,82 %.

Les fonctionnaires débattent d'une redevance sur le lithium depuis au moins 2018, la tension étant centrée sur la façon dont le métal devrait être évalué compte tenu du coût de l'équipement pour le filtrer de la saumure, qui, contrairement au pétrole, n'a généralement pas de valeur marchande intrinsèque.

Les propriétaires fonciers veulent un taux plus élevé, notant que la plupart des redevances pétrolières américaines paient entre 8 et 12 %.

"C'est l'une des principales questions réglementaires que nous devons résoudre pour commercialiser ces projets", a déclaré M. Howarth, ajoutant qu'Exxon pourrait quitter l'Arkansas - où il a investi plus de 100 millions de dollars (link) - si le taux était trop élevé.

Les responsables ont laissé entendre qu'un taux de 2,5 % pourrait être acceptable, ce qui, selon M. Howarth, serait "dans la fourchette qui nous permettrait d'aller de l'avant" Exxon devra proposer officiellement un nouveau taux, ce qui ne saurait tarder, a-t-il ajouté.

Exxon a refusé de préciser la quantité de lithium qu'elle prévoit de produire annuellement en Arkansas, bien que cette quantité dépende de la technologie DLE choisie (link).

"Nous sommes en train de réduire notre sélection", a déclaré Howarth. "Mais nous gardons toujours plusieurs fournisseurs en lice