La campagne de plus de dix ans de Pembina pour Jordan Cove LNG s'est achevée en 2021 par un abandon et une dépréciation de 1,6 milliard de dollars

Jordan Cove était un terminal d'exportation de GNL proposé à Coos Bay, dans l'Oregon, alimenté par le pipeline Pacific Connector de 229 miles. La Federal Energy Regulatory Commission avait refusé une licence au projet en 2016, estimant que ses promoteurs n'avaient pas démontré un soutien commercial suffisant. Veresen, une entreprise midstream de Calgary, a poursuivi son développement et l'a intégré à Pembina Pipeline lors de leur fusion, que le Financial Post a décrite comme une transaction de 9,7 milliards de dollars.

Le mur réglementaire n'a jamais cédé. En mai 2019, l'Oregon a refusé la certification d'État essentielle au projet et, en janvier 2020, Jordan Cove a retiré sa demande de permis de remblai/déblai plutôt que d'affronter un refus, après quatre prolongations et des demandes répétées d'informations manquantes. La FERC a réémis son autorisation en mars 2020, assortie de pouvoirs d'expropriation, mais la construction restait subordonnée à des permis d'État qui ne sont jamais venus. L'entreprise n'avait aucun contrat de vente de GNL signé, seulement des protocoles d'accord avec des acheteurs asiatiques.

Dans ses résultats du quatrième trimestre 2020, Pembina a comptabilisé 1,6 milliard de dollars de dépréciations après impôt sans effet sur la trésorerie sur ses participations dans Jordan Cove, le pipeline Ruby et la coentreprise pétrochimique CKPC. Le PDG Mick Dilger a écrit que la COVID-19, l'évolution de la dynamique des matières premières et les « priorités politiques changeantes » avaient contraint l'entreprise à reconnaître les valeurs dépréciées, tout en soutenant que les projets restaient pertinents une fois le risque réduit.

La fin est venue un an plus tard. En avril 2021, Pembina a mis le projet en pause ; le 1er décembre 2021, répondant à une demande de la FERC de clarifier ses intentions, elle a déposé une demande de retrait des autorisations, écrivant que les demandeurs avaient « décidé de ne pas poursuivre le projet », invoquant la difficulté d'obtenir les permis d'État. Le combat avait duré plus de dix ans et le terminal n'a jamais été construit.

1,6 milliard de dollars de dépréciations après impôt en 2020 sur Jordan Cove, le pipeline Ruby et la coentreprise pétrochimique CKPC ; le terminal n'a jamais vendu une molécule de GNL

Le soutien commercial ne s'est jamais matérialisé : la FERC avait refusé la licence en 2016 précisément parce qu'il n'existait aucun contrat ferme de vente de GNL, et aucun ne fut jamais signé.

Le risque réglementaire était connaissable à l'avance — les agences de l'Oregon avaient signalé à plusieurs reprises des informations manquantes, refusé des certifications et combattu le projet au cours de multiples procédures judiciaires.

La logique de fusion traitait Jordan Cove comme un potentiel de hausse, mais Pembina a hérité d'un projet dont la licence fédérale avait déjà été rejetée une fois et dont la voie étatique était visiblement bloquée.

L'escalade a survécu aux preuves : Pembina a continué à dépenser pour des servitudes et des permis pendant cinq années supplémentaires après le refus de 2016 au lieu d'abandonner la position plus tôt.

Un projet qui ne peut obtenir ni permis ni clients n'est pas un actif de croissance, quelle que soit la taille que la carte lui prête ; l'acquérir dans le cadre d'une fusion ne fait que transférer la dépréciation sur un nouveau bilan.

Pembina a demandé à la FERC de retirer les autorisations du projet en décembre 2021 et s'est recentrée sur sa franchise de pipelines dans le bassin sédimentaire de l'Ouest canadien. Elle n'a pas renoncé au GNL : en juin 2021, elle s'était déjà associée à la Nation Haisla pour le projet proposé Cedar LNG en Colombie-Britannique, une installation flottante de son côté de la frontière. Les propriétaires fonciers et les tribus de l'Oregon qui avaient combattu l'expropriation pendant plus d'une décennie ont vu la menace officiellement levée.