Le gaz, vecteur incontournable du mix électrique ?

J.P. Schaeken Willemaers

Introduction

Le gaz occupe une place de plus en plus importante dans le mix énergétique primaire, tant dans les pays membres de l’OCDE que dans les autres.

En effet, il s’agit du combustible fossile le moins polluant, relativement faible émetteur de gaz à effet de serre (GES) et dont les réserves sont abondantes et bien réparties dans le monde.

C’est la raison pour laquelle il est également accepté dans les pays qui ont adopté une politique  bas carbone. Il convient particulièrement bien, en effet, pour générer l’électricité nécessaire à la compensation de l’intermittence de la production d’électricité renouvelable, pour la production de chaleur et pour le transport routier et maritime.

Les raisons d’utilisation du gaz sont donc multiples et ne relèvent pas, tant s’en faut, seulement des considérations climatiques.

L’évolution du marché du gaz dépend d’un certain nombre de paramètres, parmi lesquels figurent la distribution et les volumes des réserves, les progrès de la technologie, la géopolitique de production, l’efficacité de cette dernière, le transport et les changements des modes de consommation, le tout subordonné aux coûts/prix ainsi qu’à l’économie et la stabilité des pays producteurs et consommateurs. Nous y reviendrons.

Dans ce qui suit, il est question de gaz naturel conventionnel et non conventionnel. Il s’agit toujours de méthane, mais il provient de sources différentes.

Le gaz piégé dans les roches-mères, où il s’est formé, a partiellement migré vers la surface durant de millions d’années à la faveur de phénomènes géologiques divers.  Cette migration se poursuit jusqu’à atteindre des couches de roche imperméables, au-dessous desquelles il s’est accumulé. C’est le gaz dit conventionnel, exploité depuis de nombreuses décennies.

Le gaz qui ne s’est pas échappé des roches-mères à l’occasion des perturbations géologiques, ou qui s’en est échappé pour se retrouver de nouveau enfermé dans des roches très peu poreuses, et ceci avant d’atteindre les couches imperméables susmentionnées, correspond au type de gaz dit non conventionnel. Différents types de gaz se retrouvent sous ce terme générique : le gaz de roche-mère, ou shale gas en anglais, le gaz de réservoir compact, ou tight gas en anglais. Les autres types de gaz non conventionnel sont les gaz de houille et les hydrates de méthane.[1]

L’exploitation des gisements de gaz de roche mère et de tight gas requiert une technologie plus élaborée que celle de gisements conventionnels.

En particulier, la fracturation de la roche peu poreuse, dans laquelle est piégé le gaz, est indispensable pour en augmenter la perméabilité et ainsi assurer un volume de production rentable. À cet effet, il faut pénétrer le gisement dans sa longueur afin d’augmenter la surface de contact entre le puits et la roche. Il s’agit donc non seulement de forer un puits vertical pour atteindre le gisement mais de le prolonger par un puits qui suit la pente du gisement (généralement appelé puits horizontal). La fracturation de la roche (fracking) est réalisée par l’injection d’eau (mélangée à différents produits chimiques) sous haute pression (650 bars).

Pour ce faire, le tubage de la partie dite horizontale du puits est perforé d’orifices à intervalles réguliers permettant à l’eau pompée dans le puits à partir de la surface de forcer son passage dans la roche en la brisant sur plusieurs dizaines de mètres. Une fois la fracturation terminée, l’injection d’eau est arrêtée, l’eau de fracturation reflue vers la surface, se voit stockée dans un réservoir avant d’être retraitées.

Les réserves

Dans cette étude, deux types de réserves de gaz sont pris en considération : les réserves  techniquement récupérables et les réserves économiquement récupérables.

Les réserves techniquement récupérables représentent les volumes de gaz qui peuvent être extraits en utilisant les techniques disponibles sans tenir compte du prix du gaz et des coûts d’exploitation. Les réserves économiquement récupérables sont celles qui sont rentables dans les conditions de marché (réserves prouvées).

L’économicité d’exploitation dépend, essentiellement, de cinq facteurs :

  • les coûts de forage et de construction du puits ;
  • les conditions d’exploitation et la quantité de gaz produite par un puits moyen de la zone d’exploitation sur sa durée de vie ;
  • le prix de marché du gaz ;
  • la réglementation et l’opposition éventuelle des populations ;
  • la disponibilité de moyens de transport vers les consommateurs.

Selon ces critères, les États-Unis et le Canada bénéficient d’avantages qui ne prévalent pas nécessairement dans d’autres pays : la propriété privée des richesses souterraines qui, bien entendu, constitue une forte incitation à les exploiter, la disponibilité de nombreux opérateurs indépendants, d’entrepreneurs et/ou contractants disposant de l’expertise requise et des plateformes de forage, l’infrastructure de transport et les ressources en eau pour la fracturation hydraulique.

L’Agence Internationale de l’Énergie (AIE) chiffre les réserves de gaz conventionnel prouvées à hauteur de 190 billions[2] de m3, ce qui équivaut à environ 56 fois la production globale annuelle actuelle.

Les volumes de gaz conventionnel techniquement récupérables sont beaucoup plus importants et estimés à environ 440 billions de m3 et à peu près autant de gaz non conventionnel hors hydrates de méthane (gaz de roche-mère, tight gas et gaz de houille).

Les ressources de gaz non conventionnel sont abondantes en Amérique du nord et, dans une moindre mesure, du moins actuellement, en Asie.

Les réserves prouvées de gaz les plus grandes dans le monde (estimation 2013) se trouvent en Russie (environ 47 billions de m3), en Iran (environ 34 billions de m3), et au Qatar (environ 25 billions de m3) qui, ensemble, possèdent près de la moitié des réserves prouvées mondiales.[3]

Viennent ensuite le Turkménistan et les États-Unis, les réserves de ce dernier étant évaluées à un peu moins de la moitié de celles du Turkménistan et environ 1/5 de celles de la Russie.

Toutefois, ces estimations ne sont pas partagées par toutes les sources. Ainsi, BP crédite la Russie de seulement 33 billions de m3 de réserve prouvée, ce qui la place en deuxième position, derrière l’Iran.

Quoiqu’il en soit, les trois premiers pays cités restent en tête.

D’autre part, l’IFP (Institut Français du Pétrole) évalue les réserves de gaz en Arctique à plus de 25% des réserves de gaz conventionnel mondiales.[4] Ce gaz se trouve principalement en zone économique exclusive russe (ZEE). Les bassins sédimentaires les plus importants de cette zone sont ceux :

  • de l’est de la mer de Barents ;
  • du sud de la mer de Kara ;
  • de la mer de Laptev ;
  • de la mer de Sibérie de l’est ;
  • du bassin de Chukchi.

La plus grande partie des ressources a été trouvée dans la partie ouest de la ZEE. Gazprom et Rosneft sont actuellement les seules compagnies autorisées à recevoir des licences d’exploitation.

L’enjeu politique fondamental pour les États riverains de l’océan Arctique, la Russie, les États-Unis, la Norvège, le Danemark via le Groenland et le Canada (et dans une moindre mesure, les pays dont une partie du territoire se trouve à l’intérieur du cercle polaire), porte sur :

  • la délimitation des frontières et des zones économiques exclusives ;
  • les principes juridiques internationaux régissant l’accès aux passages maritimes ;

avec, en toile de fond, le potentiel énergétique énorme de la zone.

Ainsi , par exemple, en ce qui concerne le premier point, la Russie et le Canada revendiquent la souveraineté de la dorsale de Lemonosov, considérée par les parties comme une extension de leur plateau continental. Ce n’est pas le seul exemple, bien entendu. Il y a bien d’autres conflits territoriaux dans la région.

La fonte de la banquise est un exemple qui illustre le deuxième point. Elle renforce l’intérêt accordé au passage du Nord-Ouest canadien et à la route maritime du Nord russe, voués à jouer un rôle croissant dans les échanges internationaux comme au niveau militaire. Le raccourcissement de la distance par le passage du Nord-Ouest pour transporter les marchandises entre l’Europe et l’Asie, et, partant, la réduction des coûts de transport, fait de cette route un concurrent du canal de Panama.

Image 1 : routes d'exploration du continent arctique, Encyclopedia Britannica, 1994

Dès lors, le débat sur le statut juridique de ce passage, afin de déterminer s’il relève du droit international ou s’il est considéré comme partie des eaux intérieures canadiennes, prend une nouvelle dimension dans les relations entre le Canada et les États-Unis.

En résumé, les découvertes récentes de nouveaux gisements en Afrique, de l’est notamment,[5] en Amérique du sud, en Asie et dans l’est méditerranéen, les ressources en eau profonde devenues économiquement accessibles grâce aux progrès technologiques, les gisements de gaz non conventionnel, d’hydrate de méthane[6] et en provenance de l’Arctique[7] suggèrent que les réserves mondiales de gaz sont nettement supérieures à celles estimées à ce jour et rappelées au début de ce chapitre.

La demande

La consommation mondiale de gaz est en croissance continue. Selon BP, elle s’élevait à 3347  milliards de m3 en 2013, en légère augmentation par rapport à 2012. Cette tendance s’est répétée en 2014, la croissance de la demande mondiale de gaz se situant bien en-dessous de la moyenne de celle des 10 dernières années. Elle se manifeste tant à l’échelle de l’OCDE que dans les pays émergents.

Globalement, la part du gaz naturel dans la consommation d’énergie primaire est de 23,7% .[8]

La consommation mondiale de gaz devrait atteindre 4400 milliards de m3 en 2030 et 5200 milliards de m3 en 2035.[9]

La part du  gaz naturel  dans le mix énergétique primaire global, en 2013, était inférieure à celles du pétrole et du charbon. Cette part atteindrait 25% en 2035.[10]

Une partie de la demande de gaz est consacrée au transport, sous forme liquide pour les camions et les bus, et sous forme gazeuse pour les voitures.

Pour l’ensemble des pays membres de l’OCDE, le gaz dépassera le pétrole comme combustible dominant dès 2031, avec une part de 31% de la consommation primaire d’énergie en 2035.

La production d’électricité apparaît comme le principal consommateur de gaz. Toutefois, c’est dans le secteur du transport que la croissance de la demande de gaz sera la plus rapide.

Par contre, en dehors de l’OCDE, le gaz n’occupe que la troisième place derrière le charbon et le pétrole avec une part de 24% de l’énergie primaire en 2035. L’industrie y est la principale source de croissance de la consommation de gaz.[11]

Six pays consomment 50% du total mondial : Les États-Unis (23%), la Russie (15%), suivis de loin par la Chine, le Royaume-Uni, le Canada, l’Allemagne et l’Iran.

La consommation américaine de gaz naturel, de 880 Gm3 (milliards de m3) en 2013,[12] continuera de croître à l’avenir, quoiqu’à un rythme moindre, pour atteindre près de 1 billion de m3 (1000 milliards) en 2040.[13]

Cette croissance se retrouve dans tous les secteurs, à l’exception  du résidentiel, en raison de meilleures performances des appareils ménagers et d’une migration vers les régions chaudes du pays.[14]

Pour satisfaire sa demande de 2014, les États-Unis n’ont importé du gaz que du Canada, en plus du LNG.

L’Europe importe, actuellement, la moitié de sa consommation de gaz qui provient essentiellement de la Russie, de l’Algérie et du Qatar. Plus d’un quart du gaz consommé provient de la Russie.

La  production

La production mondiale de gaz en 2013 fut de 3 370 milliards de m3, en légère augmentation par rapport à 2012. Elle continue d’augmenter, quoiqu’à un rythme plus faible que précédemment. La croissance de la production globale de gaz naturel de 1,6% en 2014 est inférieure à la moyenne de 2,5% des 10 dernières années, sauf aux États-Unis, où elle a été de 6,1%.[15]

Malgré tout, le gaz est le seul combustible fossile dont la part dans le mix énergétique global continue d’augmenter.

La plus large part de cette croissance est assurée par le pays non membre de l’OCDE. La contribution des pays de l’OCDE ne continue de croître que grâce au gaz non conventionnel qui provient essentiellement des États-Unis.

Toutefois, cela ne signifie pas que les réserves de gaz conventionnel soient épuisées ou en voie de l’être prochainement. En Europe, la Norvège est exemplaire à cet égard. En effet, les deux tiers de ses réserves de gaz ne sont pas encore extraits.[16]

La production de gaz non conventionnel n’a véritablement démarré à grande échelle que vers les années 2005, lorsqu’elle devint une réalité commerciale avec le gisement de Barnett dans le nord du Texas.

À la suite du succès de cette exploitation ainsi que de celle du gisement Fayetteville, les investisseurs se sont lancés dans le développement d’autres formations telles qu’Haynesville, Marcellus, Woodford et Eagle Ford.

Aujourd’hui, la production de gaz non conventionnel est toujours principalement américaine et le restera encore quelques années.

Le bassin de Marcellus qui s’étend sous l’Ohio, l’ouest de la Virginie, la Pennsylvanie et l’État de New York, constitue le gisement le plus important aux États-Unis.

Les autres grands gisements sont ceux de Barnett au Texas, Fayetteville en Arkansas et Haynesville à cheval sur le Texas et la Louisiane. Ensemble, ces quatre sites couvrent les 2/3 de la production américaine actuelle de gaz non conventionnel.

En-dessous des gisements de Marcellus, une autre couche de roches-mères se répartit entre

l’Ohio, la Pennsylvanie, la Virginie occidentale et l’État de New York : le gisement Utica.

Image 2 : US Shale Gas Plays, EIA.

En-dessous des gisements Marcellus, une autre couche de roches-mères se répartit entre l’Ohio, la Pennsylvanie, la Virginie occidentale et l’État de New-York : le gisement Utica.

Toutefois, l’estimation des réserves de ce dernier est incertaine vu le petit nombre de forages d’exploration réalisés à ce jour et leur exploitation est plus compliquée que celle des gisements de Marcellus.

En décembre 2015, 49% de la fourniture de gaz aux États-Unis provenaient de sources non conventionnelles.

En Inde, la société ONGC prévoit l’exploration de 17 gisements de gaz et de pétrole tight (de roche-mère et de roche peu perméable) tant à l’ouest qu’à l’est du pays.

Selon l’US Ennery Information Agency (EIA), les réserves indiennes de ce gaz s’élèveraient à 63 billions de pieds cubes soit près de 2 billions (2000 milliards) de m3.

Quant à la Chine, elle détiendrait des réserves très importantes de gaz non conventionnel. Le bassin du Sechuan est le plus convoité (centre de la Chine). La région produit déjà plus de 1,5 milliards de pieds cubes de gaz naturel par jour. D’autres bassins présentent un certain potentiel mais à un degré moindre, comme celui du Yangtse (plus complexe) et celui Jianghen à l’est du Sechuan (également complexe).

La Chine essaye de reproduire la révolution de gaz de roche-mère des États-Unis.  Cependant, confronté à une géologie complexe et à des coûts d’exploration et d’exploitation de plus en plus élevés, le gouvernement chinois a revu ses objectifs à la baisse : environ 30 milliards de m3 de gaz en 2020, soit 1/3 de ses objectifs initiaux.

En Europe, l’exploitation du gaz non conventionnel est incertaine, certains pays l’ayant banni tels que la France et la Bulgarie, d’autres ayant imposé des normes telles qu’elle est différée. C’est le cas de l’Allemagne, malgré des études concluant à la compatibilité entre la protection de l’environnement et la fracturation hydraulique telles que celle du BGR allemand[17] sur le gaz de roche-mère. Selon le modèle hydrogéologique de cet institut, les fluides de fracturation injectés dans les gisements ne migrent pas vers les nappes aquifères et les fractures ne se propagent pas jusqu’à ces dernières.  

Dans les pays européens qui y sont favorables, son exploitation est toujours en phase de prospection.

En Pologne, Conoco Phillips a mis fin à ses activités d’exploration vu les résultats décevants. Cette décision intervient après le retrait de plusieurs compagnies pétrolières comme ExxonMobil, Chevron et Marathon Oil. Seules des sociétés polonaises continuent d’explorer le potentiel d’exploitation de gaz non conventionnel.

Il en va de même en Ukraine où Chevron et Shell ont jeté l’éponge.

Le Royaume-Uni est un des rares pays de l’UE qui continue à croire que l’exploitation du gaz non conventionnel serait hautement profitable pour l’économie du pays. Elle poursuit des études, avec des compagnies pétrolières, visant à donner une meilleure idée de la géologie et des réserves potentielles.

Les agences, l’Energy Information Agency et l’Agence Internationale de l’énergie notamment, et les pétroliers annoncent une croissance continue de la production de gaz non conventionnel d’ici à 2035/2040. BP estime qu’en 2035, la production de ce gaz s’élèvera à 24% de la production mondiale de gaz naturel.

Des études soulignent que la croissance de celle-ci requerra une augmentation soutenue et significative de forages durant les 25 prochaines années.[18]

Adéquation entre l’offre et la demande

Les études publiées sur ce sujet se limitent, pour la plupart, à des projections à l’horizon 2035/2040.

Les rapports de l’Energy Information Agency et de l’Agence Internationale de l’Énergie montrent que d’ici 2040, la demande mondiale de gaz sera satisfaite par les réserves connues à ce jour.

Les gisements de gaz (conventionnel ou non conventionnel) non encore exploités, non découverts ou non évalués (tels que les hydrates de méthane, par exemple), ceux de l’Arctique (dont plus de 60% se trouve en zone russe), ainsi que ceux en eau profonde, suggèrent que la production de gaz répondra à la consommation mondiale de celui-ci plusieurs décennies  au de-là de 2040, pour autant que les prix le permettent.

Il ne s’agit pas uniquement de produire du gaz, encore faut-il être à même de le transporter vers les consommateurs pour assurer l’adéquation entre l’offre et la demande. L’absence de moyens de transport adéquats et sûrs peut fortement perturber le marché du gaz.

Le gaz est transporté soit sous forme gazeuse, par tuyau, soit sous forme liquide, par bateau.

Pour ce qui concerne le premier de ces deux types d’acheminement du gaz, deux pays présentent une situation exemplaire : les États-Unis et l’Allemagne.

Aux États-Unis, l’interaction entre la production et le transport est bien mise en lumière par deux exemples concrets.

Transport par tuyau

Les États-Unis

L’exploitation de certains gisements de gaz de roche-mère dans les Appalaches  a été retardée en raison de l’absence de tuyaux permettant son évacuation. L’inverse est également vrai. Tout retard dans les forages ou les ajournements de ceux-ci n’incitent pas à investir dans l’installation de gazoducs.

Par contre, des facteurs économiques ou politiques peuvent favoriser les investissements dans le transport terrestre.

Ainsi, l’effondrement de la demande de LNG en Asie, ainsi que la politique russe visant à freiner l’exportation de gaz américain vers l’Europe, posent problème pour les débouchés de gaz américain. Simultanément, la demande de gaz naturel explose au Mexique. Ce pays devient, en effet, une puissance manufacturière globale. En 2013, le Mexique a pris la tête des investissements dans l’industrie automobile, dépassant la Chine dans ce domaine. Or, l’énergie électrique nécessaire à ce déploiement dépend du gaz naturel à hauteur de 60%, ce qui est favorable à l’industrie gazière américaine. D’où le boom d’installation de pipelines entre le Texas et le Mexique. Bank of America/Merryll Lynch annonce 14 projets de tuyaux d’une longueur totale de 2360 miles en construction ou en projet. Le plan à 5 ans mexicain prévoit 3000 miles supplémentaires.

L’Union européenne

D’une part, l’UE et la Russie souhaitent éviter le passage du gaz russe par l’Ukraine. D’autre part, la stratégie de l’UE vise à diversifier ses sources d’approvisionnement, et ainsi  à réduire sa dépendance à l’égard de la Russie.

Les tuyaux traversant la Pologne, la Biélorussie ainsi que le Nordstream 2 répondent à la première préoccupation. Le Nordstream 1 de 55 milliards de m3 (et plus tard le Nordstream 2 de même capacité[19]) relie Vyborg (à l’ouest de la Russie) à l’est de l’Allemagne par la Baltique. Par contre, ce dernier projet réduit fortement la diversification des fournitures.

C’est la raison pour laquelle le projet Southstream, programme de transport de gaz russe vers l’Europe en passant par la mer Noire, la Bulgarie et aboutissant en Autriche, a échoué.

Un autre projet de tuyau, permettant à la fois le contournement de l’Ukraine et la diversification des sources d’approvisionnement, s’est concrétisé. Il relie l’Azerbaïdjan à l’Italie, en passant par la Géorgie et la Turquie. Le gazoduc transanatolien porte le nom de TANAP, et la partie du gazoduc qui relie la Grèce à l’Italie celui de TAP.

Les relations tendues avec la Russie incitent l’UE à trouver des sources d’approvisionnement ne provenant pas de ce pays. En théorie, les pays producteurs ne manquent pas en dehors de la Russie. Toutefois, un certain nombre de ceux-ci posent problème d’un point de vue politique et/ou économique, ce qui les rend peu crédibles comme alternative.

Ainsi, le tuyau Trans-Caspien vers l’Azerbaïdjan et ensuite vers l’Europe, via la Turquie, est en discussion depuis des années sans réel progrès. Ce projet dépend du statut de la mer Caspienne. Toute installation de tuyaux dans cette mer requiert l’approbation des pays riverains y compris la Russie et l’Iran. Or ces pays n’ont aucun intérêt à en approuver la construction.

De toute façon, l’UE est et restera, pour de nombreuses années encore, le principal acheteur de gaz russe. Les clients asiatiques et, en premier lieu, la Chine, n’en importeront pas avant 2020 et même peut-être plus tard, vu le temps nécessaire au déploiement des infrastructures requises.

Aujourd’hui, l’UE importe 53% de l’énergie qu’elle consomme. En 2013, les livraisons russes ont représenté 27% de la consommation et 39% des importations de gaz de l’UE, ce qui représente 71% des exportations de gaz russe.[20]

Le transport par mer

A l’échelle mondiale, le GNL (gaz naturel liquide) est appelé à jouer un rôle croissant. Au total, en 2035, la part de la consommation mondiale importée par tuyau ou par mer s’élève à 34% dont 15% pour le GNL.

Le GNL est l’option la plus sûre pour la fourniture de grandes quantités de gaz vers l’Europe dans les prochaines années.

Les disponibilités de GNL dans le monde passeront des 240 millions de tonnes/an à 360 millions t/an en 2020. Elles proviendront principalement des États-Unis, de l’Australie et du Qatar.[21]

Le rapport de février 2015 de l’API indique que la capacité totale des installations de liquéfaction de gaz planifiée ou proposée, essentielles à l’exportation, excède largement la demande globale attendue de GNL.

Exemples de facteurs ayant un impact sur l’équilibre entre l’offre et la demande

Le prix

L’analyse de l’impact du prix du gaz  sur la production de gaz non conventionnel aux États-Unis présente un intérêt particulier vu que ce type de gaz  assure l’essentiel de la croissance de la production mondiale de gaz naturel. Entre 2008 et 2012, les EU ont investi environ 130 milliards de dollars dans les projets shale et tight.[22]

Malgré un prix spot au terminal Henri Hub très bas (inférieur à 3 dollars/MBtu) et malgré la diminution du nombre de plateformes de forage en activité qui en découle,[23] la production de gaz naturel a augmenté jusqu’en décembre 2014 et s’est stabilisée depuis lors. Selon les estimations de l’Agence d’information sur l’énergie (EIA, Energy Information Administration) et de son rapport statistique Short-Term Energy Outlook, la production de gaz naturel était plus élevée en 2015 qu’en 2014 et l’essentiel de cette croissance proviendra des gisements de Marcellus.

On aurait pu s’attendre à ce que le gaz bon marché mît en difficulté financière les entreprises gazières et pétrolières, surtout les plus petites d’entre elles, investies dans la production de gaz non conventionnel.

En réalité, une analyse de 300 entreprises pétrolières et gazières indépendantes a montré que, durant le premier trimestre 2015, 2/3 d’entre elles présentent des bilans équilibrés avec des dettes ne dépassant pas les fonds propres.[24]

C’est d’autant plus étonnant qu’un certain nombre d’investisseurs ne se sont pas principalement intéressés aux gisements de gaz non conventionnel pour le gaz lui-même, mais pour les hydrocarbures liquides qui les accompagnent, ces derniers étant censés avoir une valeur marchande plus élevée. Or, actuellement, le prix du pétrole est également particulièrement bas.

Quoiqu’il en soit, l’industrie productrice de gaz (comme celle du pétrole, d’ailleurs) pourra-t-elle s’accommoder encore longtemps de ce marché déprimé ? Au fur et à mesure que les zones les plus favorables, ou sweet spots, s’épuisent, ils seront remplacés par l’exploitation de gisements moins accessibles et moins riches, ce qui augmentera les coûts.

Il est généralement admis que des prix de 5 à 7 dollars/MBtu seraient de nature à assurer une rentabilité suffisante pour beaucoup de gisements américains de gaz non conventionnel.

Le marché actuel du gaz a suscité un certain nombre de fusions et acquisitions.

Ainsi, l’intégration de British Gas (BG) dans le groupe Shell fait de la nouvelle société le plus grand producteur de GNL, avec dans le viseur l’Asie, afin de poursuivre une stratégie de croissance par consolidation. BG donne également à Shell une position majeure en Australie et, dans une moindre mesure, en Afrique de l’est.

Le rachat de Dart Energy par le britannique Igas est un autre exemple illustrant ce phénomène.

La technologie

Une manière efficace de couper dans les coûts de production est, évidemment, d’éviter de forer des puits inutiles dans des zones à basse productivité.

Ceci implique de ne fracturer que les parties de gisements à haute  productivité (smart fracking) plutôt que de prévoir les orifices de fracturation sur toute la longueur des puits épousant la pente de la couche de roche-mère.[25]

Cette méthode est possible grâce au système de relevés par technique micro-sismique combiné à une imagerie haute résolution, lesquels permettent l’établissement de cartes sismiques 3D. Celles-ci permettent de cibler les couches les plus rentables avec une probabilité de plus de 85%.

Une autre économie substantielle pour l’exploitation dite offshore, ou en mer, est fournie par une technologie développée par Chevron grâce à laquelle la profondeur de la couche d’eau devient sans importance.[26] Tout se passe comme si la plateforme de forage se trouvait sur le lit de la mer.

Pour limiter l’empreinte hydrique de la fracturation de la roche-mère, l’industrie pétrolière et gazière expérimentent différentes techniques sans eau.

Toutefois, la meilleure solution pour rentabiliser un gisement actuellement reste la re-fracturation des zones (plutôt que le forage de nouveaux puits) qui ont échappé à la première fracturation ou qui n’ont pas été complètement fracturées.

Halliburton et Schlumberger sont en train de mettre au point des techniques d’identification et des appareils nécessaires à la mise en place de cette méthode.

Il faut compter un investissement d’environ 2 millions de dollars par puits au lieu des 6 à 7 millions de dollars, voire plus, pour les nouveaux puits.[27]

Les groupes de pression

Les opposants à l’exploitation du gaz de schiste par fracturation hydraulique, essentiellement issus des milieux écologiques, se manifestent partout dans le monde et principalement en Europe.

Leurs revendications se focalisent surtout sur les dommages qu’ils considèrent comme nuisibles à l’environnement et à la santé :

  • contamination des nappes phréatiques[28] ;
  • stress hydrique ;
  • tremblement de terre ;
  • nuisance sonore ;
  • pollution de l’air par le méthane.

Les contestataires s’attaquent au pétrole et au gaz de schiste parce qu’il s’agit de combustibles fossiles (qu’ils veulent éliminer à tout prix).

Les manifestations anti-fracturation hydraulique retardent le développement des projets et coûtent très cher aux investisseurs.

Ni aux États-Unis ni en Chine, ces manifestations ne parviennent pas  à les bloquer définitivement. En Europe, la situation est différente, le public étant plus réceptif au discours des Verts et les propriétaires de terrains n’étant pas propriétaires du sous-sol.

La vraie question est de savoir si toutes ces gesticulations pourraient finalement l’emporter sur les réalités économiques et sociales.

Aux États-Unis, il y a peu de chances, vu l’effet bénéfique du gaz abondant et bon marché.

Il en va de même pour la Chine, qui a grand besoin d’une énergie domestique à relativement bas prix pour assurer sa croissance et sa stabilité sociale.

Quant à l’Europe, l’issue du débat reste ouverte.

Le gouvernement britannique semble décidé à soutenir l’exploitation du gaz de roche-mère.

Même l’Allemagne évolue prudemment vers une levée du bannissement de la fracturation hydraulique. En témoigne une proposition du gouvernement autorisant la fracturation en dessous de 3000 m, d’ici à 2020, sauf dans les zones de protection des ressources en eau. La fracturation serait permise, pour l’instant, au-dessus de 3000 m uniquement pour des recherches. Un panel sera constitué d’ici à 2018 pour évaluer la mesure dans laquelle la fracturation pourrait être autorisée au-dessus de 3000 m, non seulement pour la recherche mais également pour la production.

L’industrie du gaz de schiste salue cette proposition du gouvernement comme une première étape vers une suppression du moratoire, considérant que cela permettrait une plus grande indépendance énergétique vis-à-vis de la Russie ainsi qu’une alternative au charbon.

Bien entendu, la législation devra assurer une réglementation adéquate.

Le transport de gaz

Des infrastructures adéquates de transport sont essentielles au développement de la production du gaz.

La livraison du gaz aux consommateurs requiert un solide réseau de transport pour sortir le gaz de la région de production. C’est dans cette optique que la FERC (Federal Energy Regulatory Commission, Commission fédérale de régulation de l’énergie) a autorisé l’accroissement de capacité du projet Algonquin (Algonquin Project), reliant New York aux gisements de Marcellus via le Massachusetts.

D’autres projets de transport de gaz sont soumis à la FERC tels que le PennEast pipeline, l’Atlantic Sunrise, l’Atlantic Coast pipeline, etc.

En Europe, les marchés du gaz se sont développés, ces dernières années, plus rapidement que prévu.

En sa qualité de hub de gaz naturel le plus liquide, le Title Transfer Facility (TTF) néerlandais a surpassé le NBP britannique (National Balancing Point), selon ICIS Haren Tradability Index (2011). C’est le hub dominant en Europe continentale en termes de churn rate (volumes négociés par rapport aux volumes physiques de gaz disponible).

L’index ICIS Haren indique également une tendance positive en liquidités pour l’allemand NCG (Net Connect Germany), le français PEG Nord (Point d’échange de gaz) et l’autrichien CEGH (Continental European Gas Hub).

Ce développement, essentiellement en Europe du nord-ouest, implique une croissance rapide des volumes négociés via les hubs, une augmentation du nombre de participants au marché ainsi qu’un éventail plus large des contrats à court et long-terme.

Le retard qu’a pris la réglementation, largement nationale et centrée sur les marchés domestiques, demeure problématique. Il en résulte un déficit d’investissements dans les infrastructures transfrontalières[29] pour lesquelles il est difficile de réunir des fonds. Il en va de même, d’ailleurs, pour financer les capacités bidirectionnelles.

D’où l’importance de projets d’intérêt commun de la Commission européenne et du rôle d’une plateforme comme ACER (Agence de coopération des régulateurs de l’énergie).[30]

D’autre part, l’Union européenne s’efforce de diversifier ses sources ainsi que ses routes d’approvisionnement. Afin d’atteindre ses objectifs, elle a entamé des négociations avec des producteurs voire des pays producteurs autres que ses fournisseurs traditionnels.[31]

Conclusion

Du gaz naturel (conventionnel et non conventionnel) alimentera encore durant des décennies des centrales électriques, tant à l’échelle européenne qu’internationale.

Les réserves de ce combustible, les quantités extraites ainsi que les capacités de transport terrestre et maritime seront largement suffisantes pour assurer l’adéquation entre l’offre et la demande à des prix compétitifs.

La politique énergétique européenne est soumise aux contraintes de la théorie défendue par le GIEC (Groupe d’experts sur l’évolution du climat), selon laquelle le réchauffement de l’atmosphère est dû aux émissions de CO2 d’origine anthropique. Par conséquent, la seule manière de lutter contre l’augmentation de température est de décarboner l’économie. Une telle décarbonation conduit au remplacement de la production d’électricité à partir de combustibles fossiles par le tout renouvelable à un horizon plus ou moins rapproché (2050 ?).

Actuellement et singulièrement depuis la COP 21,[32] l’UE est le seul bloc qui s’est engagé à mener pareille politique avec tout ce que cela implique en termes de changement de paradigme, de lourds investissements  indispensables à la poursuite des objectifs fixés, de chute de compétitivité, etc.

En effet, le reste du monde se garde bien de se lancer dans une telle aventure qui porterait préjudice à sa croissance et à sa prospérité et n’est, d’ailleurs, soumis à aucune décision contraignante en matière de moyens à mettre en œuvre pour réduire les émissions de gaz à effet de serre.

Les défenseurs de l’approche 100% renouvelable répètent à l’envi que les installations éoliennes et photovoltaïques seront très prochainement rentables sans subvention. Il n’en reste pas moins que les investisseurs dans l’éolien offshore[33] exigent une rentabilité nettement supérieure à celle du marché qu’ils obtiennent grâce aux subventions et que le photovoltaïque est à la traîne dans les États membres qui ont réduit voire annulé les aides financières.

De toute façon, le coût des équipements n’est qu’une partie du problème. En effet, une pénétration élevée du renouvelable intermittent implique un renforcement des réseaux de transport d’électricité et une grande capacité de stockage entraînant des coûts très élevés.

Ces deux conditions sont indispensables pour assurer la sécurité d’approvisionnement aux grands consommateurs d’électricité, qu’ils soient des industriels ou des sociétés de service (la numérisation de l’économie est fortement consommatrice d’électricité).

La question est donc de décider quelle politique énergétique il importe de mener et quel mix électrique, en particulier, est le plus à même d’assurer une sécurité d’approvisionnement durable à des prix compétitifs. Il s’agirait de concevoir un mix incluant les centrales au gaz, le nucléaire (non émetteur de GES) et le renouvelable dont la capacité serait plafonnée pour ce qui concerne sa composante intermittente, ou bien d’adopter une approche idéologique bannissant, à un horizon rapproché, le nucléaire (malgré le fait qu’il ne cesse de bénéficier de remarquables progrès technologiques) ainsi que le gaz pour ne retenir que l’électricité renouvelable qui, pour de nombreuses années encore, restera principalement intermittente.

Annexe n° 1

Les hydrates de méthane

Les hydrates de méthane ou clathrates désignent du méthane piégé dans la glace, dans le permafrost ou dans les fonds marins à l’extrémité de plateaux continentaux. Ce dernier résulte de la transformation de substances organiques (reliquats de planctons qui sont tombés sur le lit des océans et ont été incorporés dans les sédiments), grâce à l’action de bactéries, là où les conditions de pression et de température le permettent.

Le spectre de la bombe méthane semble s’éloigner.

Une équipe américano-canadienne dirigée par Chui Yim Lau a découvert, sur sa base située dans le Haut-Arctique, que le sol n’émettait pas de méthane : au contraire, il consommait celui de l’atmosphère (methane sink). Ce phénomène s’explique par la forte teneur minérale dans la composition des sols. Sur ces sols, ce sont les bactéries consommatrices de méthane qui sont à l’œuvre.

De façon générale, il semble que les zones sèches consomment du méthane tandis que les zones humides en produisent.

Le volume total d’hydrates de méthane est estimé entre 1 et 51015 m3 de gaz, ce qui représente plus que les réserves de gaz naturel de la planète, toutes confondues.

Annexe n° 2

La région au-dessus du cercle polaire ne constitue que 6% de la surface terrestre mais pourrait contribuer à donner jusqu’à 20% des ressources de gaz naturel et de pétrole récupérables.

L’USGS (United States Geological Survey) estime qu’il y aurait 1 669 trillions de cft de gaz récupérable en Arctique (soit 47 trillions de m3) dont une grande partie offshore. L’Arctique pourrait contenir jusqu’à 30% des réserves de  gaz naturel mondial.

Pour étayer les idées, quelques données provenant du rapport d’Ernst & Young, intitulé Arctic Oil and Gas sont reprises ci-après.

La zone (économique exclusive) russe

Les bassins sédimentaires les plus grands sont ceux  :

  • de l’est de la mer de Barents ;
  • du sud de la mer de Kara ;
  • de la mer de Laptev ;
  • de la mer de Sibérie de l’est ;
  • du bassin de Chukchi.

La majorité des ressources locales (94% du total) ont été trouvées dans la partie ouest.

Gazprom et Rosneft sont, pour l’instant, les seules compagnies autorisées à recevoir des licences d’exploration principalement situées dans les mers d’Okhotsk, Kara et Barents.

La cible principale pour Rosneft est le plateau de Barents et la mer de Okhotsk tandis que  Gazprom est concentré sur les projets en mer de Kara.

Toutefois, le développement des projets est sérieusement ralenti en raison de leurs coûts de plus en plus élevés et l’impact des sanctions occidentales à la suite de la crise ukrainienne.

La zone canadienne

L’intérêt pour l’Arctique canadien offshore s’est ranimé ces dernières années.

Chevron et Statoil ont uni leurs forces pour explorer cette région. Actuellement, il n’y a pas de forage offshore dans l’Arctique canadien. Il n’y a pas non plus de nouvelles demandes de licence dans la mer de Beaufort.

La zone américaine

Le côté américain de l’Arctique est présumé contenir environ 26% de gaz naturel non découvert en Arctique contre 65% de pétrole.

Les gisements de l’Arctique américain au large de l’Alaska sont divisés en cinq régions : la réserve nationale de l’Arctique, l’Arctique central, la réserve pétrolière nationale Alaska, le plateau continental Beaufort et la mer de Chukchi.

La mer de Beaufort présente l’intérêt d’être peu profonde et d’être proche de l’oléoduc trans-Alaska (Trans-Alaska Pipeline), tandis que les gisements de Chukchi sont situés à plus grande profondeur et plus éloignés de ce tuyau.

Pour l’instant, les efforts d’exploration et de production se sont focalisés sur le pétrole. À plus longue échéance, le centre d’intérêt pourrait se déplacer vers le gaz.

La zone norvégienne

Les autorités norvégiennes ont commencé l’exploration dans la mer de Barents en 1981 et Statoil a découvert l’immense champ de Snohvit la même année. Dans la partie russe de cette mer, Statoil a participé aux activités d’exploration dans les années 90.

Plus récemment, avec Gazprom et Total, elle a pris part à l’évaluation du gigantesque  gisement de Chtokman (Shtokman en anglais), situé à 600 km des côtes dans la mer de Barents. Toutefois, le développement de ce champ reste controversé et ne progresse que très lentement.

D’ici à 2020, Statoil espère extraire 1 million de barils de pétrole par jour de nouveaux puits en Arctique. Elle procède à l’exploration des champs de Skrugard et Havis qui furent découverts en 2011 dans la mer de Barents. Skrugard pourrait être la deuxième plus grande découverte offshore de la Norvège.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Footnotes

  1. ^ Les hydrates de méthane ou clathrates sont du méthane piégé dans de la glace et se retrouvent dans le permafrost ou dans les fonds marins à l’extrémité des plateaux continentaux. Ce méthane résulte de la transformation de substances organiques (reliquats de planctons qui sont tombés sur le lit des océans et ont été incorporés dans les sédiments) grâce à l’action de bactéries et où les conditions de pression et de température le permettent. Voir également l’annexe n°1.
  2. ^ 1 billion = 1000 milliards
  3. ^ Hydrocarbons.technology.com, 12 novembre 2013
  4. ^ Voir annexe n°2
  5. ^ Selon le Oil and Gas Journal, le Mozambique aurait une réserve prouvée de gaz naturel importante. La compagnie pétrochimique et pétrolière sud-africaine SASOL a commencé l’exploitation des gisements de Pande et Tamane (nord-est du Mozambique). En Tanzanie, British Gas et Statoil ont découvert des volumes plus modestes de gaz offshore.
  6. ^ Voir annexe.
  7. ^ Les gisements d’hydrate de méthane et ceux de l’océan Arctique ne sont pas prêts d’être exploités en raison de coûts d’exploration et d’extraction prohibitifs.
  8. ^ BP Statistical Review of World Energy, June 2015.
  9. ^ BP statistical Review of World Energy, June 2014. 
  10. ^ AIE WEO, Nouvelles Politiques, 2013.
  11. ^ BP Statistical Review, Energy Outlook 2035.
  12. ^ Devant l’Asie (640 Gm3), la CEI (615 Gm3) et l’Europe (520 Gm3). 
  13. ^ EIA, Annual Energy Outlook 2014.
  14. ^ EIA, Annual Energy Outlook 2014.
  15. ^ BP Statistical Review of World Energy 2015
  16. ^ Tord Lien, ministre norvégien du pétrole et de l’énergie, EU Sustainable Energy Week, juin 2015.
  17. ^ « Shale oil and  gas in Germany-potential and environmental aspects », Federal Institute for Geosciences and Natural Resources, janvier 2016. 
  18. ^ Weijermans et Mark Kaiser, université de l’Etat de Louisiane, Baton Rouge, et David Hughes, Geological Survey, Canada
  19. ^ Ce second volet du projet Nordstream a de bonnes chances de se concrétiser malgré le changement de paradigme des relations entre l’Allemagne et la Russie. Le gouvernement allemand est passé de la Real Politik ou du business as usual à la gestion de conflit, c.-à-d. à la primauté du politique sur l’économie. 
  20. ^ Communication de la Commission européenne, « Sécurité européenne pour la sécurité énergétique », COM (2014) 330, 28 mai 2014 
  21. ^ Fluxys et le marché européen du gaz naturel, 6 juin 2016
  22. ^ iStockAnalyst, « US Shale Gas Industry Analysis », 19 mai 2015
  23. ^ Toutefois, les puits arrêtés restent un actif précieux car ils sont prêt à redémarrer dès que les prix remontent.
  24. ^ The Economist, « Oil prices, unconventional but normal », 18 avril 2015. 
  25. ^ La technique actuelle d’exploitation des gisements de gaz non conventionnel est de forer verticalement jusqu’à la profondeur du gisement et ensuite d’incurver le forage pour suivre la couche rocheuse où se trouve le gaz.
  26. ^ Pryiadharshini Sartharishi, « Optimization of well performance by Dual Gradient Drilling », 9th Biennal International Conference on Petroleum Geophysics, Pandit Deondayal Petroleum university, , Hydrabad, 2012. 
  27. ^ Colin Chilcoat, « Can technology save fracking», Oil Price, 12 février 2015. 
  28. ^ Une étude récente menée par l’Université d’Ohio et par l’Université de Rochester, ainsi qu’une étude du Département de l’Énergie américain ont conclu que l’opération de fracturation hydraulique ne contamine pas les nappes phréatiques, ni pendant le processus de fracturation, ni par les fluides de fracturation après achèvement du puits. Par contre, il y a lieu de soigner particulièrement l’étanchéité du puits. Sources : Publication du National Academy of Sciences, Duke University, Département de l’Énergie des États-Unis (DOE), septembre 2014.
  29. ^ C’était le cas, par exemple, du tuyau France-Espagne dont la capacité n’était que de 5 milliards de m3/an. Récemment, le groupe TIGF (SNAM) a annoncé son intention d’investir dans un nouveau tuyau de 8 milliards de m3/an (MIDCAT). 
  30. ^ Santiago Katz, « Regulatory lag threatens to slow down the stormy growth of the European gas market », European Energy Review, , 1er mars 2012. 
  31. ^ Jean-Pierre Schaeken Willemaers, « A golden age for gas ? Is non-conventional gas a game changer for Europe and the world ? », Tribune n°35, Institut Thomas More,  juin 2012. 
  32. ^ Conférence des parties à la Convention-Cadre de Nations Unies sur les Changements Climatiques (CCNUCC). Chaque année, les participants à cette conférence se réunissent pour décider les mesures à mettre en place pour limiter le réchauffement climatique. 
  33. ^ L’offshore est, actuellement, de loin le gisement de croissance le plus important de capacité éolienne qui, elle-même, est supérieure à la croissance du  photovoltaïque. 
A propos de l’auteur J.P. Schaeken Willemaers Institut Thomas More, Président du pôle Énergie, Climat, Environnement jpschaeken@skynet.be — Article à citer comme : Jean-Pierre Schaeken Willemaers, "Le gaz, vecteur incontournable du mix électrique ? — Entre contraintes politiques, idéologiques et économiques.”, Arguments — Revue européenne de science, vol. 1, n°1, automne 2016, http://revue-arguments.com/articles/index.php?id=4.