Les partenaires de LNG Canada approuvent l’expansion de la phase 2 à 28 Mtpa

LNG Canada a annoncé le 28 septembre 2026 que ses cinq participants au joint‑venture, Shell, PETRONAS, PetroChina, Mitsubishi Corporation et KOGAS, ont pris une décision finale d’investissement concernant l’expansion de la phase 2 de l’usine d’exportation de gaz naturel liquéfié à Kitimat, en Colombie‑Britannique, doublant la capacité de production de 14 millions de tonnes par an (mtpa) à 28 mtpa. Shell Canada Energy, la filiale de Shell plc détenant une participation de 40 % dans le projet, a déclaré dans un communiqué daté du 29 septembre 2026 qu’elle recevra près de 6 mtpa de LNG supplémentaire grâce à l’expansion, les opérations commerciales devant débuter au début des années 2030.

Shell a déclaré que l’investissement était conforme à son cadre discipliné d’allocation de capital et devrait générer des rendements à deux chiffres, avec un taux de rendement interne supérieur au taux de référence pour son activité Integrated Gas. « LNG Canada est un élément central de notre portefeuille Integrated Gas, contribuant à fournir du LNG aux clients d’Asie à un moment où la diversité des approvisionnements énergétiques et la sécurité énergétique sont de plus en plus importantes », a déclaré Cederic Cremers, président Integrated Gas de Shell, ajoutant que la phase 2 soutient l’objectif stratégique de Shell de devenir l’entreprise mondiale leader du gaz intégré et du LNG.

Phase 2 ajoutera deux unités de traitement de LNG, appelées trains, au sein de l’installation existante de Kitimat, ainsi qu’un réservoir de stockage de LNG supplémentaire, un réservoir de condensats, un point de chargement et des systèmes d’utilité et de procédé élargis. Coastal GasLink augmentera la capacité du pipeline existant de 670 kilomètres grâce à la construction de cinq nouvelles stations de compression. LNG Canada a indiqué que l’empreinte et les infrastructures de la phase 1 avaient été conçues et ingénierées dès le départ pour soutenir la première installation d’exportation de LNG à grande échelle, à quatre trains, au Canada.

Accords sur le pipeline et structure de propriété

LNG Canada a conclu des accords commerciaux pour agir en tant que gestionnaire d’exécution de l’expansion du pipeline, Coastal GasLink fournissant des services de conseil technique. TC Energy (TRP ) a déclaré dans une déclaration du 25 mars 2026 que ces accords faisaient progresser la phase 2 de Coastal GasLink, qui à ce moment restait soumise à la décision finale d’investissement de LNG Canada et aux approbations de Coastal GasLink, et que la structure commerciale comprend des limites sur les engagements en capital de Coastal GasLink ainsi que sur la responsabilité globale liée aux coûts de construction et aux risques d’échéancier. Coastal GasLink demeure le propriétaire, l’exploitant et le titulaire du permis à 100 % du pipeline et de toutes les installations futures associées. Le président et chef de la direction de TC Energy, François Poirier, a déclaré lors de l’annonce des accords que doubler le transport de gaz naturel à travers le pipeline existant renforcerait le rôle du Canada en tant que fournisseur fiable aux marchés mondiaux du LNG.

LNG Canada est une coentreprise de Shell, via Shell Canada Energy, à 40 %; PETRONAS, via North Montney LNG Limited Partnership, à 25 %; PetroChina, via PetroChina Kitimat LNG Partnership, à 15 %; Mitsubishi Corporation, via Diamond LNG Canada Partnership, à 15 %; et Korea Gas Corporation, via Kogas Canada LNG Partnership, à 5 %. L’installation est exploitée par le biais de LNG Canada Development Inc. La coentreprise continuera d’opérer selon une structure d’augmentation de capital, selon laquelle chaque participant est responsable de la prise de livraison de sa part proportionnelle de la production de LNG et de l’apport de sa part d’approvisionnement en gaz.

Le 14 juillet 2026, LNG Canada et les participants du joint‑venture ont annoncé un accord d’option d’équité avec MNT Investments LP, une société en commandite des organisations de développement économique des Premières Nations Gitga’at, Gitxaała, Haisla, Kitselas et Kitsumkalum. L’accord permet à MNT Investments LP d’investir jusqu’à 1 milliard de dollars canadiens pour acquérir une participation majoritaire dans une entité à usage spécial qui achètera le réservoir de stockage de LNG prévu pour la phase 2, lequel sera ensuite loué à nouveau à LNG Canada ; LNG Canada continuera d’exploiter et d’entretenir l’installation, le réservoir et les infrastructures associées. L’option était conditionnée à la décision relative à la phase 2, et LNG Canada a indiqué que la décision finale d’investissement en permet la mise en œuvre, décrivant la transaction comme l’une des plus importantes participations autochtones dans les grandes infrastructures canadiennes. Le réservoir de stockage existant de la société, d’une capacité de 225 000 m³, que LNG Canada décrit comme le plus grand du Canada, mesure 56 mètres de haut, a un diamètre de 92 mètres et possède un réservoir interne en acier allié de nickel à 9 %.

Cadre gouvernemental et contexte du marché

LNG Canada Phase 2 a été renvoyée au nouveau Bureau fédéral des Grands Projets le 11 septembre 2025, et la page du projet du bureau indique que l’expansion devrait attirer 33 milliards de dollars de capitaux du secteur privé et devenir la deuxième plus grande installation de GNL au monde. Le projet de loi C‑15, qui a modifié la Loi sur le régulateur canadien de l’énergie afin d’étendre la durée maximale des licences d’exportation de GNL de 40 à 50 ans, a reçu la sanction royale le 26 mars 2026. Le 27 mars 2026, LNG Canada et les propriétaires du pipeline Coastal GasLink ont annoncé un accord conjoint de coopération pour l’extension de la capacité du pipeline. Les participants à la coentreprise ont approuvé des centaines de millions de dollars de financement supplémentaire en vue d’une décision potentielle le 1er mai 2026, et les gouvernements du Canada et de la Colombie‑Britannique ont conclu un accord de coopération renforcée en matière d’investissement avec LNG Canada le 14 mai 2026. Le Canada et la Colombie‑Britannique ont signé l’Accord de prospérité coopérative Canada‑Colombie‑Britannique le 2 juillet 2026, et avant la Phase 2 le Régulateur de l’énergie du Canada a accordé à LNG Canada une augmentation annuelle de la limite de volume de sa licence d’exportation de GNL.

LNG Canada Phase 1 est entrée en production à l’été 2025, expédiant son premier chargement de GNL en juin 2025 vers les marchés asiatiques, et la société a déclaré en juillet 2026 avoir expédié plus de 100 cargaisons de GNL depuis le démarrage des opérations le 30 juin 2025. LNG Canada estime que la Phase 2 pourrait générer plus de 50 milliards de dollars de revenus gouvernementaux sur la durée du projet. Au pic de la construction, la société prévoit que la Phase 2 accueillera jusqu’à 4 000 nouveaux emplois de construction à Kitimat, ainsi qu’environ 2 100 emplois pour la construction des nouvelles stations de compression ; une fois terminée, elle ajoutera environ 90 postes à temps plein et 150 postes de sous‑traitance à une main‑d’œuvre opérationnelle existante de plus de 400 emplois permanents à temps plein. Selon LNG Canada, plus de 50 000 Canadiens ont contribué à la réalisation de la Phase 1 et le pipeline Coastal GasLink a employé plus de 25 000 Canadiens. Le ministre fédéral de l’Énergie et des Ressources naturelles, Tim Hodgson, a qualifié la décision de « un vote massif de confiance envers le Canada ».

Selon le LNG Outlook 2026 de Shell, la demande mondiale de GNL devrait augmenter d’environ 60 % d’ici 2040 et d’environ 65 % d’ici 2050, passant de 422 Mt/an en 2025 à près de 700 Mt/an en 2050. Le communiqué de Shell cite également une étude de l’Agence internationale de l’énergie indiquant que, en moyenne dans le monde, l’intensité des émissions de gaz à effet de serre du cycle de vie de l’électricité produite à partir de GNL est environ 40 % inférieure à celle de l’électricité produite à partir du charbon. Lors de sa Journée des marchés de capitaux 2025, Shell a réaffirmé son objectif de rester un acteur intégré majeur du gaz et du GNL jusqu’aux années 2040. Shell a finalisé son acquisition d’ARC Resources (ARX.TO ) Le 2 septembre 2026, à une valeur d’équité d’environ 13,9 milliards de dollars US et une valeur d’entreprise d’environ 16,5 milliards de dollars US, incluant environ 2,5 milliards de dollars US de dette nette et de locations, ajoutant environ 370 kboe/j ; ARC est concentrée en Colombie‑Britannique et en Alberta, y compris le bassin Montney du Canada, et Shell a déclaré que l’acquisition complète son empreinte GNL existante au Canada.