Le marché du gaz est méconnaissable. Prévisible hier, tellement incertain aujour-d’hui. L’essor du gaz naturel liquéfié (GNL) fluidifie le marché, la découverte de ressources insoupçonnées redessine la carte de l’exploration et de la production (E et P), les incertitudes géopolitiques perdurent, la récession économique retarde les projets et rend les prévisions de consommation hasardeuses.

Ces paramètres ont transformé le paysage gazier mondial en quelques mois. Depuis un an, les prix sur le marché spot ont dégringolé sur tous les hubs de la planète. Aux Etats-Unis, les molécules s’achètent à 4 dollars le million de BTU (British Thermal Units, c’est-à-dire par unité d’énergie livrée), contre plus de 13 dollars en juillet 2008. La consommation a diminué, les stocks ont gonflé. Combien de temps durera cette bulle gazière ?

DE LA BULLE À LA PÉNURIE ?

Le marché gazier mondial a drainé en 2008 quelque 320 milliards de mètres cubes (Gm3) de GNL et 710 Gm3 de molécules par gazoducs. Selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE), 130 Gm3 de GNL supplémentaires seront mis sur le marché entre 2009 et 2013. Dernier terminal d’exportation en date : celui de Yemen LNG, emmené par Total et entré en service le 15 octobre avec une capacité de production de 9 Gm3/an.

Ainsi, aucune inquiétude à avoir quant à la disponibilité de gaz sur le moyen terme. Mais l’AIE s’inquiète des baisses d’investissements dans l’E et P. Elle prévoit un dégonflement assez rapide de la bulle et un retournement de situation à partir de 2015. Le groupe français Total également. « Les courbes de l’offre et de la demande vont se croiser très rapidement », prévient François Debien, le directeur de l’expertise des marchés chez Total. Gazprom table sur une hausse de 59 % de la consommation dans les pays Asie-Pacifique d’ici à 2020, de 6,5 % en Amérique du Nord et de 12,5 % en Europe. Ainsi, l’Union européenne consommerait 700 Gm3 à cet horizon. Ce qui n’est pas loin du chiffre avancé par Total. Selon ce dernier, la demande gazière au sein de l’Europe élargie s’élèvera à 650 Gm3 en 2020, tirée par le développement des centrales à gaz à cycle combiné. Or, la production domestique atteindra difficilement les 250 Gm3. Il faudra donc importer beaucoup, à des prix qui risquent de flamber à cause du manque de capacités de production.

Le vice-président de GDF Suez se montre également préoccupé par la baisse d’activité E et P. Selon Jean-François Cirelli, « il faut se mobiliser, il est temps d’agir ». Et de fustiger au passage les politiques énergétiques européennes pas assez « progaz » à son goût. Car pour GDF Suez, comme pour l’ensemble des industriels réunis à la conférence mondiale du gaz à Buenos-Aires en octobre, le gaz souffre d’un déficit d’image auprès des populations et des politiques.

UNE SOURCE D’ÉNERGIE DE CHOIX

Ce sentiment d’être mal-aimé est-il légitime ? Toutes les prévisions de consommation montrent que la molécule a un bel avenir devant elle. La consommation mondiale de gaz passerait, de 2 947 Gm3 en 2006 à 4 336 Gm3 en 2030, selon l’AIE. L’Union internationale du gaz (UIG) estime que ce chiffre pourrait même atteindre 4 800 Gm3 si des politiques environnementales plus agressives étaient mises en oeuvre suite au sommet de Copenhague en décembre, avec pour conséquence de donner un coût élevé au CO2.

Le gaz pourrait ainsi devenir une source d’énergie de choix pour produire de l’électricité en attendant le renouveau du nucléaire. Mais, selon l’AIE, il faudra que le gaz devienne rapidement « propre », entendez par là que les centrales électriques à gaz soient associées à un système de captage/stockage du CO2 pour limiter les rejets carbonés. Dans ses dernières recommandations datées du 10 novembre, l’agence internationale milite pour que la consommation des hydrocarbures « sales » diminue à partir de 2020 !

Selon l’association internationale Cedigaz, la production mondiale a augmenté de 4 % entre 2007 et 2008, à 3 055 Gm3. L’Azerbaïdjan et le Kazakhstan ont vu leur production domestique grimper de 16 % et 13 % respectivement. En Amérique latine, cette hausse a atteint 29 % au Brésil, 27 % au Pérou et 18 % en Colombie, et compense le déclin de la production en Argentine et au Chili. Plus près de nous, la mise en service des champs d’Ormen Lange et de Snøhvit a permis d’augmenter la production norvégienne. L’extraction gazière au Danemark s’est également renforcée et le déclin de la production britannique s’est ralenti. L’AIE estime que 84 % de l’augmentation de la production d’ici à 2030 viendra des pays hors OCDE, et principalement du Moyen-Orient (+ 303 Gm3).

LA SURPRISE DES GAZ NON CONVENTIONNELS

Une zone de production majeure inattendue vient s’ajouter à tous les pays qui viennent d’être égrenés : l’Amérique du Nord. Aux Etats-Unis, l’exploitation gazière montre un rebond depuis 2007 après dix ans de stagnation ou de déclin. Ce renver-sement de tendance est dû à l’essor des gaz non-conventionnels, en particulier les gaz de schistes et les tight gas (lire l’encadré ci-contre), qui ont représenté 51 % des gaz extraits aux Etats-Unis en 2008 (sur 582 Gm3).

Nichés dans les Etats du Texas, de Pennesylvanie, du Wyoming, du Colorado, de l’Oklahoma et de la Louisiane, leurs réserves atteignent 21 000 Gm3, contre 6 100 Gm3 en 2006 ! L’exploitation des gaz non-conventionnels est certes plus chère et plus polluante que celle du gaz classique, mais la multiplication du forage horizontal et les nouvelles techniques de stimulation ont divisé les coûts par deux. Actuellement, produire du gaz non-conventionnel aux Etats-Unis coûte entre 3,5 et 5 dollars par MBTU.

Si la politique énergétique américaine a consisté ces dernières années à multiplier les terminaux d’importation GNL pour répondre à l’augmentation de la demande domestique, certains estiment que les Etats-Unis pour-raient devenir exportateurs de gaz d’ici à une dizaine d’années.

D’ailleurs, un certain engouement pour les gaz non-conventionnels américains se fait sentir chez les compagnies. En 2008, Shell a acquis les Tight Gas de Duvernay au Canada, pour 5,8 milliards de dollars. BP s’est placé dans l’Arkansas et l’Oklahoma, StatoilHydro l’a suivi. Shell a amassé des positions importantes à Haynesville, en Louisiane, en partenariat avec Encana. En mai, Eni s’est associé à Quicksilver Resources pour développer des gaz de schistes au Texas. Enfin, en juillet, BG group a augmenté ses réserves de 5 % en prenant des parts dans des champs gaziers non-conventionnels au Texas et en Louisiane.

L’EUROPE À L’HEURE DU GNL

L’Amérique du Nord n’a pas le mono-pole du gaz non conventionnel. L’excitation gagne l’Europe, suite à la découverte de plusieurs gisements de gaz de schistes. Mais on y décompte seulement 850 Gm3 de réserves, dans des réservoirs éparpillés et discontinus bien loin des structures géantes américaines.

L’Europe élargie (Norvège comprise) devra donc se contenter essentiel-lement de ses ressources en mer du Nord et se préparer à diversifier ses approvisionnements. En 2008, 25 % du gaz consommé dans l’Union provenait de Russie et 10 % d’Algérie. 15 % du gaz étaient issus d’importations GNL. Les projets de terminaux foisonnent en Europe. Le plus grand est entré en service en octobre à South Hook, au Royaume-Uni. Il traitera 21 Gm3/an de gaz qatari à partir de 2010.

La France détient une capacité d’importation de GNL d’environ 25 Gm3/an, via les terminaux de Fos Tonkin, de Montoir-de-Bretagne et de Fos-Cavaou, ce dernier fonctionnant à 20 % de sa capacité. Deux autres projets, emmenés respecti-vement par EdF à Dunkerque et Poweo au Havre, permettraient de doubler cette capacité à l’horizon 2020. Mais ces projets se heurtent à une forte opposition locale. 4Gas, qui voulait construire un terminal dans la zone portuaire de Bordeaux, a dû jeter l’éponge. Des installations flottantes de regazéification, amarrées à 50 km des côtes, sont-elles la solution d’avenir ? GDF Suez y croit et prévoit un tel projet, appelé Triton, au large de l’Italie.