Gaz naturel

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Introduction

Le gaz est la troisième énergie utilisée dans le monde avec une consommation totale de 21%.

Le gaz naturel est un combustible fossile, il s’agit d’un mélange d’hydrocarbures présent naturellement dans des roches poreuses sous forme gazeuse.

Ses réserves, à consommation égale à aujourd’hui sont de 100 ans. Cependant, la consommation augmentant (plus que le pétrole) il serait plus raisonnable de rabaisser cette donnée à 60 ans (avec la technologique actuelle).

  1. Introduction
  2. Les différents types de gaz naturel
    1. Gaz conventionnel non associé
    2. Gaz associé
    3. Gaz biogénique
    4. Gaz de charbon
    5. Gaz de schiste
    6. Hydrates de méthane
  3. Techniques d’extraction et de traitement
  4. Transport
  5. Pollution
  6. Marché du gaz naturel
    1. Le gaz commercialisé
    2. Production et consommation dans le monde
    3. Gaz non-conventionnel
    4. Relation entre le prix du gaz naturel et le prix de l’électricité
    5. Indexation du prix du gaz au cours du pétrole
    6. Clause ToP
  7. Régulation du marché gazier
    1. L’OPEP du gaz : le FPEG
  8. Géographie du gaz
    1. Russie
      1. Localisation des champs gaziers
        1. Sibérie occidentale
      2. Champs gaziers
        1. Urengoy
        2. Gisement de Shtokman
        3. Nadym Pur Taz
        4. Gisements de la région d’Irkutsk
        5. Gisement de l’île de Sakhaline
      3. Gazprom
    2. Iran et Qatar
      1. South Pars – North Dome
    3. Iran
    4. Qatar
  9. Géopolitique du Gaz
    1. Enjeux géopolitiques
    2. Conflits géopolitiques – gazoducs
      1. North Stream, South Stream, Nabucco
        1. North Stream
        2. South Stream
        3. Blue Stream
        4. Nabucco
        5. Gazoduc trans-caspien
        6. IPI et TAPI
      2. Gazprom : conflits et relations
        1. Premier conflit avec l’Ukraine
        2. Conflit avec la Biélorussie
        3. Premier conflit avec l’Ukraine
        4. Relations internationales
  10. Conclusion


Les différents types de gaz naturel :

Il existe plusieurs formes de gaz naturel, se distinguant par leur origine, leur composition et le type de réservoirs dans lesquels ils se trouvent. Néanmoins, le gaz est toujours composé principalement de méthane et issu de la désagrégation d’anciens organismes vivants.

Aux différents types de gaz naturels cités ci-après, on pourrait adjoindre le biogaz, un substitut renouvelable issu de la décomposition de certains déchets de l’activité anthropique.

Gaz conventionnel non associé :

C’est la forme la plus exploitée de gaz naturel. Son processus de formation est similaire à celui du pétrole. On distingue le gaz thermogénique primaire, issu directement de la pyrolyse du kérogène, et le gaz thermogénique secondaire, formé par la pyrolyse du pétrole. Le gaz thermogénique comprend, outre le méthane, un taux variable d’hydrocarbures plus lourds, pouvant aller jusqu’à l’heptane (C7H16). On peut y trouver aussi du dioxyde de carbone (CO2), du sulfure d’hydrogène appelé aussi “gaz acide” (H2S), et parfois de l’azote (N2) et de petites quantités d’hélium (He).

C’est principalement ce type de gaz conventionnel non associé qui alimente le marché international du gaz naturel et ses réseaux de transport par gazoducs et méthaniers.

Gaz associé :

Il s’agit de gaz présent en solution dans le pétrole. Il est séparé lors de l’extraction de ce dernier. Pendant longtemps, il était considéré comme un déchet et détruit en torchère, ce qui constitue un gaspillage de ressources énergétiques non-renouvelables et une pollution inutile. Aujourd’hui, une partie est soit réinjectée dans les gisements de pétrole (contribuant à y maintenir la pression et à maximiser l’extraction du pétrole), soit valorisée. La destruction en torchère représentait toujours 150 Gm3 par an en 2007.

Gaz biogénique :

Le gaz biogénique est issu de la fermentation par des bactéries de sédiments organiques. À l’instar de la tourbe, c’est un combustible fossile mais dont le cycle est relativement rapide. Les gisements biogéniques sont en général petits et situés à faible profondeur. Ils représentent environ 20 % des réserves connues de gaz conventionnel. Le gaz biogénique a moins de valeur par mètre cube que le gaz thermogénique, car il contient une part non négligeable de gaz non-combustibles (notamment du dioxyde de carbone) et ne fournit pas d’hydrocarbures plus lourds que le méthane.

Gaz de charbon :

Le charbon contient naturellement du méthane et du dioxyde de carbone dans ses pores. Son exploitation est en plein développement, en particulier aux États-Unis. L’exploitation porte sur des strates de charbon riches en gaz et trop profondes pour être exploitées de façon conventionnelle. Il y a eu des essais en Europe également, mais la plupart des charbons européens sont assez pauvres en méthane. La Chine s’intéresse également de plus en plus à l’exploitation de ce type de gaz naturel.

Gaz de schiste :

Certains schistes contiennent aussi du méthane piégé dans leurs fissurations. Ce gaz est formé par la dégradation du kérogène présent dans le schiste, mais, comme pour le gaz de charbon, il existe deux grandes différences par rapport aux réserves de gaz conventionnel. La première est que le schiste est à la fois la roche source du gaz et son réservoir. La seconde est que l’accumulation n’est pas discrète (beaucoup de gaz réuni en un point) mais continue (le gaz est présent en faible concentration dans un énorme volume de roche), ce qui rend l’exploitation bien plus difficile.

Hydrates de méthane :

Les hydrates de méthane sont des structures de glace contenant du méthane prisonnier. Ils sont issus de l’accumulation relativement récente de glace contenant des déchets organiques, la dégradation est biogénique. On trouve ces hydrates dans le pergélisol ou sur le plancher océanique. Le volume de gaz existant sous cette forme est inconnu, variant de plusieurs ordres de grandeur selon les études. Aucune technologie rentable ne permet actuellement d’exploiter ces ressources.


Techniques d’extraction et de traitement du gaz :

Le gaz naturel et le pétrole brut sont souvent associés et extraits simultanément des mêmes gisements, ou encore des mêmes zones de production.

Les hydrocarbures liquides proviennent du pétrole brut pour une proportion moyenne de l’ordre de 80 % ; les 20 % restants, parmi les fractions les plus légères, le propane et le butane sont presque toujours liquéfiés pour en faciliter le transport.

L’exploration (recherche de gisements) et l’extraction du gaz naturel utilisent des techniques à peu près identiques à celles de l’industrie du pétrole. Une grande partie des gisements de gaz connus à travers le monde a d’ailleurs été trouvée au cours de campagnes d’exploration dont l’objectif était de trouver du pétrole.

Lors de l’extraction, la détente à la tête de puits provoque la condensation des hydrocarbures C5 à C8.

Les liquides récupérés, appelés “condensats de gaz naturel” ou “liquide de puits de gaz naturel” correspondent à un pétrole extrêmement léger, de très haute valeur (donnant de l’essence et du naphta). Tout le reste (hydrocarbures C1 à C4, dioxyde de carbone, sulfure d’hydrogène et hélium) est gazeux à température ambiante et acheminé par gazoduc vers une usine de traitement de gaz. Il faut donc deux réseaux de collecte, un pour le gaz et un pour les condensats.

Dans cette usine (qui peut être proche des gisements, ou proche des lieux de consommation), le gaz subit ensuite une déshydratation par point de rosée(donnée thermodynamique caractérisant un niveau d’humidité précis dans un gaz), puis les différents composants sont séparés.

Les hydrocarbures C2 à C4 sont vendus sous le nom de Gaz de Pétrole Liquéfié (GPL).

Le dioxyde de carbone est le plus souvent simplement rejeté dans l’atmosphère, sauf s’il y a un utilisateur proche. Parfois, on le réinjecte dans une formation souterraine (séquestration de CO2) pour réduire les émissions de gaz à effet de serre.

Le gaz acide est vendu à l’industrie chimique ou séquestré.

L’hélium est séparé et commercialisé, s’il est présent en quantité suffisante (dans certains cas, il représente une addition très importante aux revenus générés par le gisement).

Les condensats et les GPL ont une telle valeur marchande que certains gisements sont exploités uniquement pour eux, le “gaz pauvre” (méthane) étant réinjecté au fur et à mesure, faute de débouchés locaux. Même lorsque l’essentiel du gaz pauvre est vendu, on en réinjecte souvent une partie dans le gisement, pour ralentir la baisse de pression, et récupérer au final une plus grande partie des condensats et du GPL.

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L’autre partie (la plus grande) est transportée par gazoduc ou par méthanier vers les lieux de consommation.


Transport du gaz :

Le transport se fait sous forme liquide ou gazeux.

Le transport du gaz traité (gaz pauvre, presque exclusivement du méthane) est par nature beaucoup plus difficile que pour le pétrole.

Pour transporter le gaz naturel des gisements vers les lieux de consommation, les gazoducs sont le moyen le plus courant. Mais une part croissante du gaz consommé est transportée sous forme liquide, à -162 °C et à pression atmosphérique, dans des méthaniers du lieu de production vers les lieux de consommation : c’est ce que l’on appelle le GNL, ou Gaz Naturel Liquéfié. Sous cette forme liquide, le gaz naturel offre, à volume égal avec le fioul domestique, un pouvoir calorifique qui correspond à plus de la moitié du pouvoir calorifique de celui-ci. Cependant, le coût d’une usine de liquéfaction est très important. Il faut donc une forte production à exporter pour en justifier la construction et, inversement, d’importants besoin d’importation pour construire un terminal de réception.

Lors de sa liquéfaction, le gaz naturel est fractionné, si nécessaire, pour le séparer de l’éthane, du propane et du butane. À l’arrivée près des lieux de consommation, le GNL est éventuellement stocké sous forme liquide puis vaporisé dans des terminaux méthaniers. Il est alors émis sur un réseau de transport classique. Ici encore, il faut des investissements importants pour la réception, le stockage et la vaporisation. Ces investissements sont cependant moindres que pour la liquéfaction ou le transport par méthanier.

Pour le traitement, et si l’on veut séparer les GPL avant le transport, à partir des gisements de gaz et de condensats (si ceux-ci sont proches), on installe deux réseaux de collecte, un pour le gaz naturel et un autre pour les condensats. Le gaz et les condensats sont dirigés vers des installations de traitement et de désulfuration.


Pollution due au gaz :

Comme tous les combustibles fossiles, sa combustion rejette du dioxyde de carbone ; mais seulement 55 kg par gigajoule de chaleur produite (contre 75 pour le pétrole brut, et 100 pour le charbon). Cependant, par rapport aux autres énergies non-renouvelables, l’avantage du gaz naturel est encore plus grand si l’on tient compte des émissions sur le cycle complet (du puits au brûleur) et pas seulement de celles résultant de l’usage final du combustible : en effet, l’extraction et le traitement du gaz naturel consomment beaucoup moins d’énergie.

L’utilisation du gaz naturel ne produit pas de poussières, presque pas d’oxydes d’azote (ni de cendres, d’oxydes de soufre, etc.). Par contre, les autres énergies fossiles on besoin de dispositifs de dépollution. Ces installations sont très coûteuses à construire et à entretenir. Il s’agit donc d’une économie importante.

Enfin, depuis quelques années, nous voyons apparaître dans le secteur automobile Français le gaz naturel comprimé en bouteilles comme carburant pour les véhicules (GNV – Gaz Naturel pour Véhicule). Mais déjà plus d’un million de véhicules au gaz naturel roulent déjà dans le monde, dans des pays comme l’Argentine et l’Italie.


Marché du gaz :

Le gaz commercialisé :

Le gaz naturel traité, en vue d’être commercialisé, est incolore, inodore, insipide, sans forme particulière. Il contient entre 81 et 97 % de méthane. Il est moins dense que l’air : sa densité est de 0,6 par rapport à l’air et sa masse volumique est d’environ 0,8 kg·m-3. Il se présente sous sa forme gazeuse au-delà de -161 °C environ, à pression atmosphérique.

Son pouvoir calorifique est d’environ 11,5 kWh/m3 (en France), pour le gaz le plus couramment consommé, dit « H » (pour HPS, “Haut Pouvoir Calorifique”).

Production et consommation du gaz dans le monde :

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Comme nous pouvons le constater sur ce schéma, la Russie est le principal exportateur de gaz au monde. Elle est suivie des Etats Unis, puis du Moyen Orient, de l’Union Européenne, de la Chine et de l’Afrique, puis du Canada et de l’Amérique Latine.

Nous constatons que l’écart entre la production et la demande de gaz est très grand pour l’Union Européenne. Celle-ci est très dépendante du gaz Russe notamment. Nous constatons que les pays de l’ALENA s’auto-gèrent entre-eux en ce qui concerne cette énergie. L’Amérique Latine est quant à elle à peu près auto-suffisante. La Russie, le Moyen Orient, la Chine et l’Afrique sont quant à eux exportateurs, leur demande intérieure n’excédant pas leur production. L’Afrique est, pour le moment, la zone la plus exportatrice en rapport à sa consommation.

Gaz non-conventionnel :

L’envolée du gaz non-conventionnel bouleverse l’équation énergétique mondiale.

Le gaz naturel est promis à un bel avenir. C’est le seul combustible fossile dont la demande va dépasser en 2035 celle de 2008, et ce dans tous les scénarios, estime l’Agence Internationale de l’Energie. La demande mondiale de gaz, qui a reculé en 2009 pour la première fois depuis quarante ans, devrait repartir à la hausse cette année, avec une croissance de 2 %.

La révolution du gaz non-conventionnel a connu un développement fulgurant outre-Atlantique pour représenter plus de la moitié des volumes extraits du sous-sol américain (Chevron vient de réaliser un investissement de 4,3 milliards de dollars). A lui seul, le gaz de schiste a généré 20 % de la production en 2009, contre 1 % en 2000, selon le CERA (Cambridge Energy Research Associates). Cette montée en puissance a non seulement bouleversé le marché du gaz, mais aussi remis en question la compétitivité des autres énergies. Aux Etats-Unis, le nucléaire fait partie des secteurs touchés au premier chef.

“La renaissance du nucléaire, qui semblait imminente en 2007, a été repoussée du fait des faibles prix du gaz naturel et de la crise du crédit”, estime Standard & Poor’s. De quoi remettre en question des investissements lourds dans le nucléaire.

Le gaz est appelé à jouer “un rôle essentiel pour répondre aux besoins énergétiques mondiaux pendant au moins les deux décennies et demie à venir”, selon l’AIE.

Dans son scénario principal, celle-ci estime que la consommation de gaz va bondir de 44 % entre 2008 et 2035. A cette échéance, ce combustible pourrait peser presque autant que le charbon dans la production énergétique mondiale. Il devrait en effet bénéficier d’une forte demande de la Chine, avec une croissance moyenne de presque 6 % par an d’ici à 2035. Cette hausse pourrait être encore plus rapide si l’utilisation du charbon est limitée par des facteurs environnementaux. Pour Fatih Birol, l’économiste en chef de l’Agence, le gaz pourrait ainsi connaître “un âge d’or très bientôt”.

Plus propre que le pétrole ou le charbon, le gaz va en effet rester une énergie bon marché dans les années à venir, du fait de la surabondance de l’offre et de l’essor des gaz non-conventionnels (gaz de schiste, gaz de houille et réservoirs compacts). En plein boom, ceux-ci devraient assurer plus du tiers de la hausse de la production de gaz de la planète d’ici à 2035.

Autre secteur touché, les énergies renouvelables. La baisse des prix spot du gaz s’est propagée au marché de l’électricité, du fait de la crise et de la baisse des coûts de fonctionnement des centrales au gaz. Du coup, l’éolien et le solaire ont perdu en compétitivité. Dans un monde où le gaz est bon marché et relativement propre, les investissements ne vont pas se diriger vers des énergies dont les installation de production sont plus onéreuses.

Relation entre le prix du gaz naturel et le prix de l’électricité :

Les spécialistes sont globalement d’avis que la demande mondiale de gaz, entraînée sur-tout par la production d’électricité, augmentera considérablement à moyen terme. En Europe, la transformation de gaz en électricité continuera à gagner en importance, alors que le charbon et l’énergie nucléaire sont en position délicate. Pour des raisons politiques et compte tenu des exigences de protection de l’environnement et des engagements contractés à Kyoto, le gaz naturel fait figure pour l’instant à peu près de seule option économiquement viable sur notre continent. Aux Etats-Unis également, on s’attend à ce que les centrales électriques génèrent près des deux tiers de l’augmentation de la demande de gaz d’ici 2030. Actuellement, au niveau mondial, plus de 35 % de l’électricité est produite à partir de gaz naturel, et cette part ne cesse d’augmenter.

Toutefois, l’utilisation du gaz naturel pour la production d’électricité est grevée d’incertitudes : dépendance croissante par rapport aux importations, volatilité des prix, changement climatique et prix des certificats CO2, etc. C’est pourquoi les producteurs d’électricité continueront à diversifier autant que possible leurs sources d’énergie et à rechercher des solutions flexibles (développement des capacités, contrats) leur permettant de réagir rapidement à l’évolution du marché et des prix.

Indexation du prix du gaz au cours du pétrole :

L’indexation du prix du gaz sur le pétrole a d’abord une origine historique. Lorsque le gaz naturel a été introduit en grandes quantités sur le marché européen à la fin des années 1960 et au début des années 1970, le mazout était le combustible le plus utilisé. Les contrats de livraison de gaz avec les pays producteurs ont été signés pour de longues périodes (20 à 30 ans). Conscientes qu’en l’absence de dispositions de sauvegarde, le gaz naturel, une énergie «nouvelle», aurait du mal à s’affirmer face au mazout déjà solide-ment établi, les parties impliquées ont ancré le principe de l’indexation sur le prix du pétrole dans la plupart des contrats de livraison. Le fait que les pays exportateurs de gaz soient également exportateurs de pétrole a probablement aussi joué un rôle. Ils n’avaient en effet pas intérêt à encourager la concurrence entre les deux combustibles.

En raison de ces clauses, le prix du gaz suit constamment et automatiquement les variations de son principal concurrent, qui varie lui-même selon l’humeur des marchés.

Depuis l’été 2004, l’indexation du prix du gaz naturel sur celui du pétrole fait l’objet des critiques de la part des associations de protection des consommateurs et des milieux politiques, en raison de l’augmentation massive du prix du pétrole.

A mesure de la diminution des réserves pétrolières, le prix du pétrole continuera à augmenter. Or, pour ce qui concerne le gaz, les réserves sont nettement plus importantes. Par le biais de l’indexation des prix, la perspective d’une pénurie prochaine du pétrole a donc pour effet de pousser le prix du gaz naturel à la hausse, même si ce dernier est encore suffisamment abondant. De plus, les raisons historiques de l’indexation n’existent plus. Le marché des combustibles n’est plus dominé par le mazout et, dans la plupart des pays européens, on utilise dorénavant plus de gaz que de produits pétroliers pour le chauffage ou dans les centrales électriques, une tendance qui ne cesse de se confirmer.

L’Union Européenne (l’Allemagne en tête de file) demande d’établir un marché spot du gaz.

La clause ToP :

Les contrats à clause Take or Pay (ToP) sont des contrats d’approvisionnement à long terme, couvrant une période de 20 à 25 ans, ayant pour but de garantir aux producteurs de gaz (dont les investissements très lourds nécessite une garantie d’amortissement) une certaine sûreté, et de sécuriser les approvisionnements des acheteurs.

Cependant, ces contrats ont pour effet de freiner l’évolution du marché gazier par manque d’investissement dû à sa rigidité. En effet, le marché gazier n’est pas suffisamment liquide pour attirer des investisseurs (hors industriels) tels que des opérateurs de marché souhaitant tirer profit de l’évolution des cours mais leur offrant ainsi une plus grande liquidité et ainsi donc plus de capitaux.

L’Union Européenne souhaite changer cela en adoptant une démarche transitoire progressive afin de passer à un nouveau mode d’organisation du secteur. L’ouverture des marchés doit être progressive pour éviter que, dans un contexte gazier temporairement excédentaire, l’apparition de consommateurs éligibles et de nouveaux opérateurs ne perturbe en profondeur l’organisation de l’industrie gazière.

La signature d’accords « take-or-pay » par un acheteur suppose qu’il dispose de certaines garanties quant à l’évolution de son marché.

Or, une forte libéralisation de ce dernier entraînerait sa volatilité et rendrait trop risqués de tels engagements par les acheteurs. Elle pourrait par là même handicaper les investissements lourds et de long terme que nécessite la production gazière.

Il convient donc de faire en sorte que ces contrats puissent continuer à être souscrits, ceci dans un souci de sécurité et de diversification de nos approvisionnements en gaz.

La nouvelle organisation du marché, qui entraînera le développement de contrats à court terme et de ventes « spots », doit également permettre la conclusion de nouveaux contrats à long terme assorti de clauses « take-or-pay ».

Enfin, en observant les résultats obtenus sur le marché du pétrole et son cours “spot”, il est indéniable que le marché gazier doive suivre ses traces afin de profiter de la même manière des capitaux internationaux pour s’étendre.


Régulation du marché gazier :

L’OPEP du gaz : le FPEG :

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Le Forum des Pays Exportateurs de Gaz (en anglais, GECF – Gas Exporting Countries Forum) est un forum intergouvernemental visant à défendre les intérêts nationaux des principaux pays exportateurs de gaz naturel.

Tout commence en octobre 1999 lorsque Rem Vyakhirev, alors PDG de Gazprom, propose la création d’un cartel du gaz sur le modèle de l’Organisation des Pays Exportateurs de Pétrole (OPEP).

Le Forum des Pays Exportateurs de Gaz est fondé en 2001 à Téhéran (Iran). C’est une organisation informelle, dont les membres se réunissent une fois par an. Ils se défendent pour le moment d’être un cartel à l’instar de l’OPEP.

Le 23 décembre 2008, à l’issue d’une rencontre à Moscou du Forum, les pays membres ont décidé de créer un secrétariat permanent et d’adopter une charte formalisant juridiquement l’existence du FPEG. Le siège de l’organisation sera au Qatar. Lors de cette réunion, les participants se sont mis d’accord pour coordonner leurs efforts sur plusieurs axes, dont les échanges d’information au sujet des prévisions et des programmes d’investissement, les relations avec les pays consommateurs, la mise en œuvre de nouvelles technologies, et le développement de la production de gaz naturel liquéfié.

Le FPEG compte parmi ses membres, les cinq principaux producteurs de gaz (Russie, Iran, Qatar, Venezuela et Algérie), qui contrôlent 73% des réserves mondiales et 42% de la production.

Selon les analystes, la Russie, le Qatar et l’Iran formeraient la “grande troïka gazière”, le noyau dur de l’organisation, susceptible de la transformer en cartel de type OPEP. Toutefois, officiellement, le FPEG se défend d’avoir créé un cartel gazier à l’instar de l’OPEP et assure ne pas vouloir fixer de quotas de production ; l’organisation ne possède pas de mécanismes de contrôle efficaces sur le prix du gaz à l’international.

Le forum de 2008, ouvert par le Premier Ministre russe, Vladimir Poutine, a vu la participation des ministres de l’Energie d’une quinzaine de pays. L’ordre du jour concernait essentiellement la question de l’adaptation de l’industrie gazière aux évolutions et le statut de ce forum mais aussi la problématique de l’évolution du marché énergétique dont celui du pétrole sur lequel est indexé le prix du gaz.

La crise économique et financière qui a secoué et secoue encore le monde a impacté fortement ces pays qui ne vivent que de la vente d’hydrocarbures et de gaz en particulier et se sont rendus compte de leur faiblesse et de la fragilité de leurs économies. Parallèlement, la globalisation du marché gazier, l’augmentation de la production et de la consommation de gaz naturel et de gaz naturel liquéfié dans le monde font que les pays membres du FPEG ont une influence de plus en plus grande en matière d’approvisionnement du marché gazier.

Une charte a été adoptée, définissant des règles pour les membres du FPEG. Ces derniers voient dans ce forum une “occasion de bâtir une organisation solide se fondant sur les mêmes principes qui ont donné naissance à  l’OPEP”.

L’objectif premier du FPEG est sans nul doute de vouloir désindexer le plus rapidement possible le prix du gaz de celui du pétrole et de trouver un consensus afin de stabiliser le marché sur la base d’un prix « juste », acceptable pour les producteurs et pour les consommateurs. La Russie est le premier pays en faveur de la levée de l’indexation estimant que « les frais de prospection, de production et de transport de gaz augmentent » alors que les prix restent inchangés.

Depuis longtemps, la création d’un cartel capable de réglementer les prix mondiaux du gaz est un sujet discuté. Cependant, tant que les prix ne cessaient d’augmenter, les exportateurs de gaz préféraient ne pas se lier par des engagements formels. La crise économique les a obligés à  s’entendre sur des actions communes.

De son côté, l’Iran insiste pour que le cartel gazier fonctionne à  l’instar de l’OPEP afin de fixer les quotas d’extraction du gaz contribuant ainsi à  la hausse des prix du combustible. Pour l’instant, la Russie préfère quant à  elle considérer le cartel gazier comme une structure s’occupant de projets communs et de la création, entre autres, de réseaux de transport du gaz. Le Qatar, de son côté, ne fait qu’élaborer ses projets gaziers qui prévoient tous les livraisons de Gaz Naturel Liquéfié (GNL) en Europe. Si l’envie lui prenait de les limiter pour monter les prix, ses concurrents prendraient alors sa place. Enfin, l’Algérie, dont la position reste toujours assez ambigüe, privilégie actuellement une bonne entente avec les pays consommateurs, avec un prix « juste » permettant d’amortir le capital avancé extrêmement lourd et avoir un profit raisonnable.

En principe, il est complexe de créer un cartel du gaz au sens de l’OPEP, car le marché mondial unique du gaz n’existe pas, contrairement au marché du pétrole. En effet, compte tenu de la structure du marché mondial du gaz, la mise en œuvre d’une politique coordonnée de prix semble difficile à  mettre en œuvre. Aussi, « le forum ne peut pas contrôler les volumes et les prix des dix prochaines années », souligne Chekib Khelil, Ministre algérien du Pétrole et actuel président de l’OPEP. Néanmoins, « l’émergence d’un marché spot pour les cargaisons de GNL et sa croissance soutenue crée un potentiel croissant pour contrôler les prix ».

Quoi qu’il en soit, la fin du gaz bon marché est annoncée.

Sa prochaine réunion se déroulera à Oran (Algérie) en avril 2010.

Pays membres :

Il y a actuellement 16 pays membres (dont 3 en tant qu’observateurs) :

Asie : Russie, Brunei, Kazakhstan (observateur) ; Moyen-Orient : Emirats Arabes Unis, Iran, Qatar ; Afrique : Algérie, Egypte, Libye, Nigeria, Guinée Equatoriale ; Amérique du Sud : Venezuela, Bolivie, Trinité-et-Tobago ; Europe : Norvège (observateur), Pays-Bas (observateur).

D’autres pays comme l’Indonésie, la Malaisie, et le Yemen ont participé à différents sommets.

Le Yemen et l’Angola ont manifesté leur intérêt de rejoindre l’organisation.

En 2020, l’Europe devra importer les trois quarts de son gaz contre 54 % aujourd’hui. Cette annonce a donc provoqué une « levée de boucliers » à  Bruxelles où l’on craint une cartellisation du secteur de l’énergie, ce qui n’est guère du goût des pays consommateurs.

D’après Frédéric Lasserre, directeur de la recherche sur les matières premières à  la Société Générale, les pays producteurs voient d’un mauvais œil des distributeurs augmenter les tarifs auprès de leurs consommateurs. « Ils veulent récupérer cette valeur ajoutée qui leur échappe. La Russie en particulier souhaite aujourd’hui accéder aux réseaux de distribution des pays européens ». Entre l’extraction du gaz et sa distribution, Vladimir Poutine ne souhaite plus qu’il y ait d’intermédiaire. Ainsi, par Gazprom interposé, le Kremlin souhaite contrôler l’ensemble de la chaîne gazière.

Les européens sont donc très inquiets sur ce projet qui, d’après la Commission européenne, pourrait aggraver considérablement leur dépendance énergétique. Pour les américains, cette idée d’une « OPEP du gaz » met en danger la sécurité énergétique mondiale et ouvre la voie à la manipulation des prix.


Géographie du Gaz :

Russie :

La Russie dispose de loin des premières réserves de gaz naturel au monde (environ 30%).

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La production est actuellement de 660 milliards de m3 par an et devrait passer à 800 en 2020.

Localisation des champs gaziers :

La Russie dispose de champs gaziers essentiellement situés au nord du pays, dans la péninsule de Yamal, Urengoy, Nadym pur taz et Shtokman en Sibérie occidentale. Elle dispose également, dans une moindre mesure, de champs gaziers dans la mer Caspienne au sud-ouest du pays, aux abords de l’île de Sakhalin en extrême orient (proche du Japon) et aussi à l’ouest du lac de Baïkal situé au sud-sud-est du pays.

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La Russie a découvert un total de 770 gisements de gaz naturel à l’heure actuelle. Ses réserves prouvées sont de 47 trilliards de m3 (dont 36,3 pour la Sibérie occidentale).

Des estimations géologiques effectuées en Sibérie occidentale au plateau continental de la mer de Kara ont présentées le fait que 98 à 107 trillions de m3 (y compris 40 à 43 pour le seul complexe de l’Albien et du Cénomanien, 44 à 48 pour le Berriasien-Néocomien-Aptien, 14 à 16 pour le jurassique) en prenant en compte les ressources de gaz dans les roches-filles à faible perméabilité (65 à 70 trillons de m3) et dans les petites accumulations (2 à 3 trillions de m3). Au total, ce serait quelques 165 à 180 trillions de m3 (sans compter le gaz de cokerie et les hydrates de gaz).

Environ 90 % de la production de gaz naturel provient de la région de Tioumen et, en particulier, du district autonome des Yamalo-Nenets, dans le Grand Nord, où sont situés les gisements géants d’Urengoy (10 trilliards de mètres cube) et de Iambourg (5 000 milliards de mètres cube). Dans cette même région, les gisements de la presqu’île de Yamal offrent des réserves en gaz excédant 10 000 milliards de mètres cube. D’autres zones de production plus modestes sont implantées dans la République des Komis et en Yakoutie.

District fédéral d’Oural : district autonome de Yamal (Sibérie de l’ouest) :

En 2008, 571 milliards de m3 de gaz naturel ont été extraits de la région du Yamal ; la majorité est produite par des filiales de Gazprom. La région de Yamal produit 91% de tout la production de gaz russe et plus de 14% des gaz à condensât. La plupart des ressources de gaz naturel de cette région sont encore inexploitées. Les réserves prouvées dans la région du Yamal sont de plus de 11 trillions de m3. Elles seraient en vérité plus de l’ordre de 55 trillions de m3.

Le plateau continental de Yamal dans la mer de Kara offre de grandes possibilités de production de gaz naturel. C’est dans cette zone que se situe les plus importants gisements offshores de gaz à condensât : Roussanovski et Léningradski (ainsi que les gisements littoraux de Kharassaveïskoe et Krouzenchternskoé). Les projets d’infrastructures dans cette zone sont déjà établis. A long terme, le plateau continental de la mer de Kara, de la baie de l’Ob et du Taz pourront garantir une production stable et forte pour les décennies à venir.

Pour développer ces gisements, Gazprom a établit qu’il nécessiterait 85,4 milliards de dollars.

A noter que, dans la région de Sverdlovsk, se trouve, au nord de l’oblast, des gisements gaziers.

La majorité des réserves localisées en Sibérie sont les champs gaziers d’Urengoy (4,7 milliards de m3), de Yamburg (3 milliards de m3), et de Medvezh’ye (appartenant tous à Gazprom) qui comptabilisent à eux seuls 45% des réserves totales du gaz russe. Ces trois gisements connaissent à présent une déplétion. En réponse à cela fut exploité le gisement de Yamal fin 2008 (ainsi que le gisement de Zapolyarnoye qui dispose de 1,8 milliards de m3 de gaz naturel). Cette région pèsera, à terme, de plus en plus dans le volume de production de gaz russe.

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Actuellement, la production du gaz naturel russe est concentrée à 95% en Sibérie.

Champs gaziers :

Le champ gazier d’Urengoy :

Le champ gazier d’Urengoy est le deuxième plus grand champs de gaz naturel au monde après South Pars – North Dome situé en Iran et au Qatar (que je détaillerai par la suite) ; il est situé au nord-ouest de la Sibérie. Ce gisement détient plus de 10^13m3 de gaz naturel. Il s’est foré lors du crétacé. Il a été découvert en juin 1966 et sa production a débutée en 1978. Il produit actuellement plus de 800 millions de mètres cubes de gaz par jour. Depuis janvier 1984, le gaz de ce gisement fut exporté de la Russie à l’Europe de l’ouest via le gazoduc Urengoy-Pomary-Uzhgorod. Ce gisement est exploité par une filiale de Gazprom, Gazprom Doybycha Urengoy.

Gisement de Shtokman :

Ce gisement situé dans la mer de Barents recèle de 3,8 milliards de m3 de gaz naturel et quelques 37 millions de tonnes de condensât de gaz.

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Le champ gazier de Nadym Pur Taz :

La production du champ de Nadym Pur Taz fut de 570 milliards de m3 en 2010. Le rendement devrait atteindre entre 650 et 670 milliards de m3 en 2020.

Il y a aussi d’autres gisements situés dans le sud-sud-est du pays :

Le gisement de la région d’Irkutsk :

Les gisements de la région d’Irkoutsk sont situés au sud ouest du lac Baïkal (situé au sud-sud-est du pays).

Il y a aussi d’autres gisements dans l’extrême orient du pays :

Gisement de l’île de Sakhalin :

Située dans l’extrême orient (proche du japon), l’île de Sakhalin recèle plus de 2 265 milliards de m3 de gaz, principalement situé au nord-est de l’île (en offshore proche).

Gazprom contrôle plus de 65% des réserves de gaz naturel russe.

Gazprom :

Gazprom est le leader mondial du marché gazier. Ce groupe est surnommé le “géant russe”.

Depuis 1954, elle est le premier exploitant et le premier exportateur de gaz au monde (depuis 2005, elle est aussi un acteur majeur sur le marché mondial du pétrole). Son nom est l’acronyme de Gazovaïa Promychlennost, soit “Industrie gazière”.

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En 2007, c’est la plus grosse entreprise de Russie et la troisième capitalisation boursière au monde, derrière Exxon Mobil et PetroChina.

Le gouvernement russe en est actionnaire à hauteur de 50% plus une action.

Gazprom détient notamment les gisement d’Urengoy, Shtokman, Sakhalin, Irkutsk et Yamal.

Elle produit plus de 90% du gaz naturel russe et contrôle environ 20% des réserves mondiales. Elle produit 17% du gaz naturel dans le monde.

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Gazprom projette actuellement de remplacer ses zones de production en déplétion (Urengoy notamment) par celles de Yamal, Irkutsk et Sakhalin, qui sont actuellement, soit déjà en production, soit en cours de réalisation.

En 2009, Gazprom a réalisé un chiffre d’affaire de 115,25 milliards de dollars pour un bénéfice de 24,33 milliards de dollars (le plus important au monde cette année-là).

Notons que la Russie dispose d’autres sociétés dans l’industrie gazière, concurrents de Gazprom, tel Novatek (production de 44 milliards de m3 en 2009) et Lukoil (production de 17,7 milliards de m3 en 2009). Notons que Gazprom est nettement devant, avec une production d’environ 560 milliards de m3 en 2009. Gazprom produit en effet 84% du gaz russe. Gazprom prévoit de produire 590 milliards de m3 en 2010 et entre 610 et 630 d’ici 2030.

Iran et Qatar :

Gisement de South Pars – North Dome :

Le gisement de South Pars est un site d’exploitation offshore de gaz naturel découvert en 1971 (par le Qatar, via Shell) situé à la frontière de l’Iran et du Qatar. Il est considéré comme l’un des plus importants au monde.

Il appartient au système paléozoïque qui s’étend sur une bonne partie du Moyen-Orient, dont les roches sources sont des schistes marins siluriens. Il est logé dans un dome anticlinal énorme, visible sur une coupe géologique à l’échelle continentale.

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Selon les chiffres de l’AIE et du DoE, North Dome, dépendant du Qatar, contient 24,3 Tm3 de gaz ; sa partie nord, South Pars, dépend de l’Iran et contiendrait 8 Tm3 supplémentaires. L’ensemble représente environ 200 Gbep, soit plus du double du plus grand gisement de pétrole connu, à savoir Ghawar. Le Qatar exploite et exporte deux fois plus que l’Iran sur ce gisement commun. L’Iran développe ainsi un plan pour équivaloir les exportations du Qatar en 2015.

Ce gisement à lui seul représente 19% des réserves de gaz naturel au monde.

Iran :

L’Iran dispose des secondes réserves de gaz naturel au monde, notamment grâce au gisement de South Pars.

Le gisement de South Pars à été découvert en 1990 par la National Iranian Oil Company (NIOC). Le développement du gisement a été retardé par des conflits techniques et politiques. La production a ainsi débutée en décembre 2002.

Le développement de l’exploitation de ce gisement à été planifié sous forme de 28 phases. Ces phases seront tour à tour financées par différents consortiums. La production, en 2010, est de 500 000 barils par jour, soit 79 000 m3/j.

A noter qu’une bonne partie de la production ne sera pas commercialisée, mais envoyée dans le Khuzestan (province de l’Iran) via un gazoduc de grande capacité, pour être réinjectée dans les vieux gisements de pétrole et ainsi relancer leur production.

Le gisement de South Pars représente 36% des réserves de gaz naturel d’Iran. Les autres gisement sont notamment North Pars, Kish, Golshan, Ferdows et Lavan.

Qatar :

Le Qatar dispose ainsi de la troisième réserve de gaz naturel au monde.

Le Qatar à démarré la production de North dome en 1989.

Shell, via Pearl GTL détient depuis peu un projet au Qatar visant à développer l’exportation du gisement de North Dome à 70 000 barils par jour en 2011 et le double dans un futur proche.

La production est d’environ 40 Gm3 par an (600 kbep/j) et augmente régulièrement. Toutefois, le gouvernement souhaite plafonner la production pour pouvoir la maintenir pendant un siècle, et cela pourrait forcer à réduire quelque peu les projets en cours. Les applications, existantes et futures, du gaz Qatari sont multiples. La principale est la production de gaz naturel liquéfié. Le pays en a exporté 24 Mt en 2004, chiffre qui devrait avoir triplé en 2012.

Le North Dome produit aussi quelques 250 kbep/j de condensats liquides associés (les réserves seraient de 17 Gbep).

De plus, le Qatar dispose de plusieurs projets d’exportation par gazoduc, d’abord vers les Emirats Arabes Unis et Bahreïn, puis peut-être vers le Koweït, voire l’Inde.

Le Qatar a deux compagnies nationales de gaz naturel liquéfié dénommées Qatargas et RasGas ; les deux sont localisées dans le port de Ras Laffan sur la côte du Golfe Persique.

Les réserves de gaz alimentent une industrie pétrochimique importante (méthanol, ammoniac).

Plusieurs usines produisant des liquides à partir de gaz (syncrude) sont prévues. La première (34 kbep/j) est en chantier, plusieurs autres sont en projet, pour un total de plus de 500 kbep/j.

Ainsi, North Dome deviendra à terme un pilier de l’approvisionnement énergétique mondial, alimentant à la fois le marché local du gaz naturel, les exportations de gaz naturel liquéfié, une vaste industrie pétrochimique ainsi que la production de syncrude.

À terme, le gaz, les condensations et le syncrude remplaceront le brut comme produit d’exportation.

A noter que le gaz est la principale source d’énergie pour les besoins locaux.


Géopolitique du Gaz :

Enjeux géopolitiques :

À partir des deux chocs pétroliers, le commerce du gaz naturel a pris de l’ampleur, mais la valorisation du gaz naturel, pour un même contenu énergétique, est toujours très inférieure à celle du pétrole.

Les sites de grande taille, et à proximité d’un port, sont assez facilement rentables. La géopolitique du gaz naturel commence à présenter des points communs avec la géopolitique du pétrole, mais toujours avec des différences importantes ; en particulier, le gaz naturel fait souvent l’objet de contrats à long terme, qui permettent de financer les gazoducs, ou les stations de liquéfaction, nécessaires à ce commerce. Ce type de contrat lie pour dix ou quinze ans un client et un fournisseur, rendant ce marché peu dynamique. Ce mode de fonctionnement commercial, qui concerne un petit nombre d’acteurs, ne facilite pas son développement.

En 2010, l’Europe semble dépendante des pays de l’ancien bloc soviétique pour son alimentation en gaz naturel ; en réalité, ce marché reste essentiellement déprimé, et certains spécialistes cherchent moins à décrire cet état de fait qu’à découpler l’Europe de son fournisseur russe, ce qui justifie la mise en place de nouveaux gazoducs transeuropéens.

La Russie, en plus de s’auto-fournir intérieurement via un réseau de gazoduc bien établit, fournit les pays occidentaux mais aussi tous ses voisins (notamment la Chine). A l’avenir, elle fournira également l’Amérique.

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Vous pouvez retrouver les différents gazoducs russes transnationaux dans la partie “géopolitique du gaz”.

Conflits géopolitiques – essentiellement liés aux projets de gazoducs concurrents :

Nord Stream, South Stream, Nabucco, projets de gazoducs en concurrence :

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North Stream :

L’Union Européenne absorbe 88 % des exportations russes de gaz (2006) ; 80 % du volume dépend d’un gazoduc unique passant par l’Ukraine. Pour éviter les multiples conflits gaziers russo-ukrainiens, le gazoduc Nord Stream, dont la construction a commencée cette année, reliera directement la Russie et l’Allemagne ; il est emblématique de la relation entre ces deux pays, et de la résistance à la pression américaine qui a martelé l’incapacité supposée de la Russie à fournir les quantités de gaz fournies. Nord Stream, dont le Président est Gerard Schröder, devrait aussi permettre le développement du gisement Shtokman.

Ce gazoduc est co-financé par les Majors OAO Gazprom (Russie), BASF SE/Wintershall Holding GmbH(Allemagne), E.ON Ruhrgas AG (Allemagne), N.V. Nederlandse Gasunie (Pays-Bas) et GDF SUEZ S.A. (France). Le coût est estimé à 7,4 milliards d’euros.

Nord Stream sera à même de fournir 55 milliards de mètres cubes de gaz par an (équivalent de 26 millions de foyers). Il fera 1 224 kilomètres de long. Un premier gazoduc sera construit en 2011 fournissant 27,5 Milliards de mètres cubes par an et un second, parallèle au premier, fournira la même quantité et sera construit en 2012.

South Stream :

South Stream est un projet de gazoduc paneuropéen qui, dès 2015, devrait relier la Russie à l’Europe occidentale. Ce gazoduc devra avoir une capacité de 63 milliards de mètres cubes de gaz par an qui sera acheminé sous la mer Noire vers la Bulgarie, puis la Serbie,l’Italie et l’Autriche. Le 6 août 2009, la Turquie a donné son feu vert à la pose du gazoduc dans ses eaux territoriales.

Le projet permettrait à Gazprom de contourner l’Ukraine comme pays de transit, source de plusieurs conflits ayant provoqué les coupures d’approvisionnement à l’Europe. South Stream permettrait aussi de contrôler une grande partie des livraisons du gaz en provenance des gisements gaziers de la mer Caspienne et du Kazakhstan, concurrençant directement le gazoduc alternatif Nabucco, soutenu par les États-Unis et l’Union européenne, mais sans participation de Gazprom.

La lettre d’intention de la construction de South Stream a été signée le 23 juin 2007 à Rome par Paolo Scaroni, PDG de la compagnie énergétique italienne ENI et le vice-président du gazier russe Gazprom Alexander Medvedev.

Le projet sera financé, détenu et opéré conjointement par Gazprom et ENI, avec des participations ouvertes au pays de transit. En 2009, EDF négociait sa participation au projet au côté de l’italien ENI. En avril 2010, Vladimir Poutine déclarait que Gazprom et ENI céderaient 10% chacun à EDF.

La livraison est attendue vers 2013. La construction devrait quant à elle coûter entre 8,5 milliards et 10 milliards de dollars. La fin des travaux du gazoduc est fixé au 31 décembre 2015, mais les parties s’emploieront à accélérer le processus, selon Alexeï Miller le président de South Stream.

Blue Stream :

Blue Stream est un gazoduc qui transporte du gaz naturel de la Russie à la Turquie. Il a été financé par Blue Stream Pipeline B.V. (entreprise commune de Gazprom (Russie) et ENI (Italie) basée aux Pays-Bas). Le coût s’éleva à 3,2 milliards de dollars (incluant 1,7 milliard de dollars pour le segment offshore). Gazprom opère et détient autorité sur le segment situé en territoire russe et BOTAS (Turquie) sur le segment turque.

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Ce gazoduc fut construit en 2001-2002. Le gaz à commencé à y être injecté à partir de février 2003. Cependant, nous ne sommes pas sans nous rappeler de la dispute sur le prix entre la Russie et la Turquie qui a retardé l’injection officielle en coopération mutuelle jusqu’en novembre 2005.

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Nabucco :

Le gazoduc Nabucco est en concurrence directe avec le gazoduc South Stream.

Nabucco est un projet de gazoduc reliant l’Iran et les pays de la Transcaucasie à l’Europe centrale. Soutenu par l’Union Européenne, il permettrait, dès 2014, de diversifier les sources d’approvisionnement énergétique de l’Europe, notamment d’un pays comme la Hongrie, qui dépend à 80 % du gaz russe.

D’une longueur de 3300 km, il aurait une capacité maximale de 31 milliards de m3 de gaz par an. Son coût planifié s’élèverait à 7,9 milliards d’euros. Sa position au cœur de la Turquie (qui soutient par ailleurs aussi le projet South Stream) permet au gazoduc d’être éventuellement relié, à terme, aux réseaux de transport syrien et surtout irakien.

Ce gazoduc est co-financé par OMV (Autriche), MOL (Hongrie), Transgaz (Roumanie), Bulgargaz (Bulgarie), BOTAS (Turquie) er RWE (Allemagne). Tous les actionnaires de la société Nabucco Gas Pipeline International GmbH, fondée en 2004 à Vienne, sont actuellement détenteurs de 16,67 % des parts de la société.

Un accord intergouvernemental entre la Turquie et la Bulgarie, la Roumanie, la Hongrie et l’Autriche a été signé le 13 juillet 2009.

En 2010, la concurrence de Nord Stream et South Stream, et la dépression économique font que les clients de ce gazoduc ne sont toujours pas identifiés ; l’appel d’offres auprès des clients aurait dû se dérouler entre juillet et octobre, pour une décision en décembre 2010. En octobre 2010, l’un des actionnaires repousse finalement le projet d’un an, en déclarant qu’aucune décision ne sera prise avant 2011.

Avec du gaz naturel abondant dans différentes régions du globe, et des difficultés économiques en Europe de l’Ouest, l’avenir de ce projet est incertain.

Gazoduc Trans-Caspien :

Le projet de gazoduc trans-Caspien vise à relier Baku (Azerbaïdjan) à Türkmenbasy (Turkménistan).

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Ce projet a pour but d’entrer en concurrence avec les gazoducs russes visant à distribuer le gaz Turkmène en Europe en rejoignant le gazoduc reliant Baku à Tbilissi et Erzurum puis le gazoduc Nabucco. Ce projet déplait ainsi fortement à la Russie (et à l’Iran).

Ce gazoduc permettrait d’acheminer du Turkménistan 30 milliards de m3 de gaz naturel par an. Le projet émergea en 1996 mais n’aboutit pas. En janvier 2006, suite à la coupure du gaz russe à l’Ukraine, le projet refit naturellement surface. En 2008, l’Iran s’opposa à ce projet pour des raisons environnementales (le gazoduc offshore nuirait à la biodiversité de la mer Caspienne). Cependant, le 22 décembre 2008, OMV (Autriche) et RWE (Allemagne), partenaires du projet Nabucco annoncèrent leur intérêt à ce projet.

Pour l’heure, le projet demeure en suspens.

Conflit entre les gazoducs IPI et TAPI :

Comme nous le savons, l’Iran possède, en commun avec le Qatar, le plus grand gisement de gaz naturel du monde (South Pars-North Dome). Alors que le Qatar a beaucoup investi pour le commercialiser, l’Iran n’a pas vraiment de débouché aujourd’hui. La solution est le gazoduc Iran-Pakistan-Inde (IPI). Ce gazoduc (prévu pour 2015, long de 2 775km, capable de fournir55 milliards de m3 par an), sera un concurrent direct du TAPI(Turkménistan-Afghanistan-Pakistan-India), qui n’aurait plus guère de chances de se réaliser (il est prévu pour 2014, long de 1680km, capable de fournir 27 milliards de m3 par an). Les États-Unis font donc de gros efforts pour empêcher la construction de l’IPI, et relancent régulièrement le sujet ; le Canada commence à s’éloigner du support inconditionnel à sa présence armée en échange de ce pipeline.

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Bien entendu, le prix du gaz étant voué à croître, l’importance des réseaux de distribution et des accords internationaux entre les pays producteurs (principalement la Russie) et les pays importateurs (principalement l’Europe) ainsi que la stabilité politique des pays traversés par les gazoducs deux ces deux acteurs ne sont que plus cruciaux. Les investissement étant massifs, les enjeux pour le contrôle du secteur gazier, avec, en tête de file, Vladimir Poutine et Gazprom, vont devenir de plus en plus oppressants tant au niveau géopolitique que sur les cours du gaz, et par la même de l’ensemble du secteur énergétique.

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Conflits et relations avec le géant russe : Gazprom :

Premier conflit avec l’Ukraine :

Jusqu’au 31 décembre 2005, l’Ukraine bénéficiait de prix avantageux grâce à ses bonnes relations avec la Russie et son statut d’ancien pays de l’Union soviétique. Gazprom souhaitait aligner le prix du gaz ukrainien, jusque là fortement subventionné (47 USD les 1 000 m³, contre 230 USD sur le marché européen).

Gazprom argumentait sa décision par le fait que l’Ukraine avait obtenu le statut d’économie du marché, et devait donc être aux mêmes conditions que le reste de l’Europe. Par ailleurs, Gazprom accusait l’Ukraine de gonfler facticement ses importations de gaz et de revendre le surplus à l’Europe, empochant au passage la différence entre le prix que payait l’Europe et le prix subventionné qu’elle-même payait à la Russie.

Suite à l’échec des négociations sur ce sujet, l’Ukraine contestant la réalité de ces prélèvements illégaux, Gazprom posa un ultimatum en menaçant de couper le gaz à l’Ukraine en ne laissant que passer celui à destination de l’Europe. C’est ce qui eut lieu le 1er janvier 2006, et la diminution consécutive du débit à destination de l’Europe, outre le fait d’internationaliser la crise, démontra l’existence de ces prélèvements illégaux.

L’Ukraine céda le 3 janvier 2006, promettant de mettre fin aux prélèvements illégaux et acceptant l’alignement sur le prix du marché européen, tandis que Gazprom recommence alors à alimenter les gazoducs à pleine capacité.

Cependant, le vol semble n’être qu’un facteur secondaire de la réaction de la Russie, qui serait plus préoccupée par ses intérêts géostratégiques.

Finalement, les termes de cet accord imposent une augmentation du prix du gaz moins sévère qu’initialement prévu. L’Ukraine paiera en pratique 95 USD/1 000 m³.

Conflit avec la Biélorussie :

Fin 2006, la Biélorussie a ardemment négocié le prix de son gaz, qu’elle payait jusqu’à cette date 47 USD/1 000 m³ (contre plus de 250 USD alors sur le marché européen). Menaçant de couper les robinets à moins d’obtenir le prix demandé, Gazprom a obtenu un accord final in extremis le 31 décembre 2006 à un prix de 100 USD/1 000 m³. De plus, il a obtenu en compensation 50% des titres de la société gazière biélorusse Beltransgaz (dont le montant de 5 milliards USD est estimé surévalué par les experts russes).

Outrée par cette augmentation, la Biélorussie a appliqué une taxe sur le transit du pétrole russe vers les pays plus à l’Ouest (45 USD/tonne) qu’elle a dû abolir quelques jours après sous la pression du gouvernement russe.

Second conflit avec l’Ukraine :

Le 2 janvier 2009, suite à un différend entre l’Ukraine et Gazprom sur le prix à payer en 2009 et faute de paiements d’une partie des livraisons de 2008, Gazprom a réduit, puis stoppé les livraisons du gaz naturel à l’Ukraine. En conséquence, des pays membres de l’Union Européenne reçoivent moins de gaz naturel en provenance du réseau gazier de Gazprom, lequel transite en grande partie par l’Ukraine. La Russie accuse l’Ukraine de voler le gaz destiné à l’Europe pour compenser les coupures des approvisionnement qu’elle subit et tente d’augmenter le débit des gazoducs qui passent par la Biélorussie et la Turquie. Le réseau ukrainien est stratégique pour l’UE, car l’approvisionnement en provenance de la Russie (fournisseur à hauteur de 40% de l’UE) transite à 80 % par l’Ukraine.

La Hongrie a subi une baisse d’approvisionnement de 10 millions de m³, sur un total habituel de 42 millions de m³, alors que la Pologne a pu compenser ce manque en ayant recours à un autre fournisseur de gaz naturel. Également, la Roumanie a subi une baisse du volume de livraison de 30 % à partir du 3 janvier en soirée et la Bulgarie de 10 à 15 % à partir du lendemain.

Le 6 janvier 2009, plusieurs pays de l’Union Européenne n’ont pas reçu de gaz en provenance de Gazprom.

Le 7 janvier 2009, Gazprom a cessé d’approvisionner l’ensemble du réseau de gazoducs ukrainiens alimentant l’Europe, accusant l’Ukraine de détourner du gaz qui y circulait jusqu’alors, accusation étayée selon Gazprom par des relevés faits par la Société Générale de Surveillance. L’Ukraine rejette cette accusation, mais refuse cependant d’octroyer l’accès des experts indépendants aux compteurs de gaz sur son territoire. Gazprom a fait appel à des observateurs internationaux afin de contrôler les livraisons de gaz.

Le 13 janvier 2009, malgré l’accord signé par l’Ukraine et Gazprom ainsi que la présence d’experts européens pour confirmer le transport du gaz via l’Ukraine, le transit du gaz naturel vers les pays européens n’a pas repris. La société ukrainienne Naftogaz a admis avoir bloqué le transit en affirmant que Gazprom avait imposé des “conditions de transit inacceptables”.

Selon l’estimation du président Medvedev, Gazprom a perdu 1,1 milliard de dollars de chiffre d’affaires depuis le 1 janvier 2009 en raison de la crise avec l’Ukraine. Il a par ailleurs appelé à un sommet extraordinaire des pays impliqués ou touchés par ce conflit gazier.

Relations avec les autres pays :

Gazprom négocie activement avec la Chine, la Corée du Sud et le Japon pour construire de nouveaux tronçons de gazoducs vers ces pays, et envisage la construction d’un méga-terminal de Gaz Naturel Liquéfié situé en Arctique avec l’aide des Canadiens pour alimenter l’Amérique du Nord.

Le 16 mai 2008, Gazprom devient l’un des partenaires principaux du projet de terminal méthanier Rabaska au Québec (Canada), et fournira 100% du Gaz Naturel Liquéfié.

Je tiens à rappeler que nombre de présidents de Gazprom sont devenus par la suite Président de la Fédération de Russie, notamment l’actuel président, Dmitri Medvedev, et que cette société est un atout majeur dans la politique extérieure du pays.


Conclusion :

Le gaz présente plusieurs avantages en comparaison avec le pétrole : il est, pour le moment, moins cher, il est également moins polluant, mais aussi il permet une diversification des approvisionnements énergétiques des pays importateurs ; de plus les réserves de gaz naturel sont plus importantes que celles du pétrole.

Le gaz naturel est devenu une industrie globale, ce qui tranche singulièrement avec l’époque (jusqu’aux années 1970), où il était avant tout perçu comme un co-produit encombrant et dangereux des puits de pétrole (il était souvent brûlé à la torche). Il est amené à prendre une part croissante dans le marché énergétique.

Dans certains pays, comme la Russie ou l’Argentine, l’usage du gaz naturel dans le mix énergétique du pays a même dépassé celui du pétrole.

Le gaz naturel est aujourd’hui la matière première d’une bonne partie de l’industrie chimique et pétrochimique : à la quasi-totalité de la production d’hydrogène, de méthanol et d’ammoniac, trois produits de base, qui à leur tour servent dans diverses industries : les engrais, résines, plastiques, solvants, raffinage du pétrole, etc.

Cependant, le gaz naturel demeure moins énergétique que le charbon ou le fuel, et encore moins que le pétrole pour un même volume. De plus, comme je l’ai dit précédemment, il reste coûteux en matière de transport et d’infrastructure. Le transport par méthanier est trop onéreux, il est donc essentiellement effectué par voie terrestre ; or, celles-ci nécessitent de lourds investissements et des contrats à long terme sur des prix fixés, jusqu’à trente ou quarante ans.

Le secteur gazier se distingue ainsi par une inertie économique et industrielle qui à pour effet de rendre le marché moins fluide et moins souple que celui du pétrole.

Enfin, les divergences constatées entre les pays membres du Forum des Pays Exportateurs de Gaz sont trop importantes à ce jour pour qu’ils puissent aboutir à des décisions communes.

Pour conclure, je dirai que, certes, les prix du gaz sont amenés à s’apprécier, que la consommation de cette énergie tend elle aussi à s’apprécier, mais que, pour le moment, ce marché est encore trop “jeune” pour détrôner le marché pétrolier qui lui est solidement implanté et est plus rentable à l’heure actuelle.

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