Gaz naturel : la formation d’une grande industrie au 20e siècle (2ème partie)

A l’heure de la transition énergétique vers un bilan énergétique mondial plus respectueux de l’environnement, l’avenir du gaz naturel est à la croisée des chemins. Il peut être condamné à régresser comme le charbon et le pétrole ou prendre leur place parce que moindre émetteur de gaz à effet de serre (GES).  Mais comment le gaz naturel est-il entré dans le bilan énergétique mondial ? Dans quels pays et à quel rythme est-il passé au stade industriel ? Quels en ont été les principaux acteurs ? De quel pouvoir ces derniers disposent-ils en ce début du 21e siècle ?

Après sa naissance aux États-Unis, puis son essor en Union Soviétique redevenue Russie, bientôt suivi par celui de l’Europe occidentale (1ère partie), l’industrie du gaz naturel s’épanouit, au 21e siècle, sur le continent asiatique, avant de s’implanter ou de se développer sur les autres continents, sous l’impulsion, entre autres, de l’expansion des échanges internationaux.

1. Le continent asiatique passe en tête

Alors qu’elle ne représentait que 6% de la consommation mondiale de gaz en 1980, l’Asie a dépassé 31% en 2018 et pris la tête de toutes les grandes régions, loin devant l’Amérique du Nord, l’Europe de l’Est et l’Europe de l’Ouest (tableau 2, 1ère partie) (Lire : Gaz naturel : la formation d’une grande industrie au 20e siècle (1ère partie)

Cet essor a été tiré par quelques grands pays consommateurs tels que le Japon, la Chine, la Corée du Sud et l’Inde (tableau 1). S’ajoutent à leur liste, quelques pays de moindre taille, mais très riches en gaz, ce que sont la Malaisie, l’Indonésie ou le Brunéi à l’est, l’Iran ou le Qatar à l’ouest. Tous prennent une part active au développement du gaz naturel via leurs exportations, notamment sous forme de GNL dont plus de la moitié des consommations est asiatique[1].

Tableau 1. Évolution de la consommation et de la production de gaz naturel en Asie-Océanie

Gm3 1970 1980 1990 2000 2010 2018
Asie-Océanie 14.2/15.1 73.6/71.9 152.0/149.2 298.4/277.4 577.6/494.3 852.3/631.7
Japon 3.6/0 25.2/0 50.3/0 75.7/0 99.9/0 117.0/0
Corée du Sud 3.2/0 19.8/0 45.0/0 55.9/0
Chine 2.9/2.9 14.4/14.4 15.4/15.4 24.7/25.4 108.9/96.5 283.0/161.5
Inde 0.6/0.6 1.1/1.1 11.6/11.6 25.4/25.4 59.0/47.4 58.1/27.5
Australie 1.7/1.7 11.1/11.1 16.8/20.6 20.6/31.2 33.8/54.0 41.4/130.1

Source. BP Statistical Review. Ces données ne coïncident pas exactement avec celles du tableau 2 (1ère partie) parce l’Asie s’étend ci-dessus à l’Océanie, sans le Moyen-Orient. Le premier nombre est celui de la consommation ; le second, celui de la production. Les consommations et productions sont exprimées en milliards de m3 (Gm3).

Sur l’ensemble de la période, la consommation de gaz du continent asiatique (Océanie incluse) a crû au rythme annuel moyen d’un peu plus de 7%, passant d’une quasi-autosuffisance jusqu’à la fin du 20e siècle à un déficit de l’ordre de 25% de sa consommation, lequel serait encore plus important sans l’intégration de l’Australie, largement excédentaire.

Quels ont été les moteurs de cet essor gazier ?

1.1. Japon, Corée du Sud, Taïwan, Singapour

Ces quatre pays ont en commun un développement économique avancé et un manque de ressources gazières.

L’essor du gaz naturel a commencé modestement et tardivement au Japon[2]. D’environ 0,4% de sa consommation primaire d’énergie en 1970, le gaz naturel atteint 4% en 1978 puis 10% en 1987[3] et 25% en 2020. Impossible de compter sur des ressources locales, limitées à des réserves estimées à 26 Gm3 dans les préfectures de Niigata et Chiba, soit une production annuelle de l’ordre de quelques Gm3. Tout le reste provient de GNL importé d’Alaska dès 1969, puis de Brunei (1972), d’Abu Dhabi et d’Indonésie (1977), de Malaisie (1983) et d’Australie (1989). Suivront la Thaïlande, le Canada, l’union Soviétique (Iakutsk et Sakhalin) et le Qatar. Principalement destiné aux grandes compagnies électriques et aux réseaux urbains, cet approvisionnement est coûteux mais il bénéficie d’un fort soutien du Ministère de l’industrie et du commerce international (MITI), au nom de la qualité de l’environnement dans les zones urbaines et de la sécurité des approvisionnements, surtout après les chocs pétroliers des années 1970[4]. Au début des années 1990, cette orientation est encore renforcée par le volet énergétique du programme d’action contre le réchauffement planétaire[5]. De là, l’essor soutenue d’une consommation qui approche les 120 Gm3 en 2018, soit près du quintuple par rapport à 1980.

Dépourvue de ressources, la Corée du Sud n’a réellement découvert le gaz naturel qu’au cours des années 1980, avec la mise en service de son premier terminal de GNL à Pyeongtaek, au sud de Séoul, en 1986. Deux autres suivront à Tongyeong, dans le sud, et à Incheon, à l’ouest. De 3,2 Gm3 en 1990, la consommation a crû ensuite au rythme annuel moyen de 11%, tirée par la substitution du gaz au charbon et au fuel-oil pour la production de chaleur, domestique et industrielle.

Taïwan et Singapour, ont à leur tour rejoint le camp des gros importateurs de GNL à partir des années 1990. Tous disposent d’une importante capacité de regazéification. Le gaz y est très majoritairement utilisé pour produire de l’électricité en centrales conventionnelles et en cycles combinés.

1.2. Chine

Le gaz naturel est une vieille connaissance pour la Chine qui l’exploitait avant le début de notre ère à l’initiative des producteurs de sel (Lire : L’énergie en Chine, du début de notre ère à l’instauration du communisme). Tombée ultérieurement en désuétude, il ne revient que très lentement dans le bilan énergétique de la Chine communiste, pour au moins trois raisons :

Toutes ces limites commencent à être repoussées au début des années 1990[6]. La diversification et la modernisation industrielle (Lire : L’énergie en Chine, les réformes de Deng Xiaoping), qu’accompagne un début de prise de conscience des dangers de la pollution urbaine, suscitent un intérêt accru pour le gaz. Les provinces du Guangdong, du Shandong, du Jiangsu, du Zhejiang ou du Fujian souhaitent disposer d’une source d’énergie plus souple et plus propre que le charbon. Leur demande de gaz est telle que les autorités doivent imposer des priorités. Traditionnellement privilégiés, les usages chimiques, ne le seront plus lorsqu’en août 2007, pour maîtriser une demande qui s’envole, la National Development and Reform Commission (NDRC) définira quatre catégories d’utilisateurs (préférentiels, autorisés, limités et interdits), ce, alors même qu’un réseau de distribution limité et un double système de prix freinent toujours la demande des particuliers.

Au même moment, les recherches conduites au cours des années 1980 débouchent sur la découverte de nouvelles ressources de gaz : celles de Tarim dans la province du Xinjiang et de Jingbian (bassin d’Ordos) dans la province du Shaanxi, production onshore qui sera de plus en plus complétée par celle, offshore, des champs de Jinzhou (golfe de Bohai), de Yancheng et de Dongfang en mer de Chine du sud et de Ping Hu en mer de Chine de l’est[7].

En dépit d’une croissance soutenue de la production qui saute de 15,4 Gm3 en 1990 à 49,7 Gm3 en 2005 puis 161,5 Gm3 en 2018, la demande ne peut plus être satisfaite. Les importations prennent le relais (figure 2) :

  • sous forme de GNL, grâce à la construction de terminaux de re-gazéification le long des provinces côtières, d’abord par la China National Offshore Oil Corporation (CNOOC) puis, à partir de 2011, par la China National Petroleum Corporation (CNPC) à Jiangsu, Dalian et Tangshan : les volumes importés sautent de 16 Gm3 en 2010 à 38 en 2017 et 70 en 2020 ; ce flux en provenance d’Australie (43%), du Qatar (18%), de Malaisie (10%) ou d’Indonésie (9%) fait de la Chine le premier importateur mondial devant le Japon, via, notamment, la mise en service du méthanier géant (8 500 m3) d’ENN Energy ;
  • par gazoducs, soit 50 Gm3 en 2020, depuis l’Asie centrale (Turkménistan, Kazakhstan, Ouzbékistan) par raccord sur le West to East Pipeline (WEP), et depuis le Myanmar ; ce flux commence à être complété, depuis décembre 2019, par 38 Gm3 de gaz russe qu’achemine le gazoduc « Force de Sibérie 1 » capable, à terme, de transporter 60 Gm3 sur 3 000 km[8].

Ces trajectoires vont très vraisemblablement se prolonger, sous le quadruple effet

  • de la volonté chinoise de substituer le gaz au charbon dans les zones les plus polluées, urbaines, mais aussi rurales : 3 millions de foyers ruraux de Chine septentrionale doivent remplacer le charbon par du gaz entre 2017 et 2021 (Lire : L’énergie en Chine, le tournant de Xi Jinping) ;
  • de la féroce compétition entre Gazprom et Rosneft pour exporter vers la Chine le produit des immenses réserves de Sibérie orientale, dont Sakhaline [9] ;
  • de la poursuite des efforts de développement des ressources gazières nationales, suite aux découvertes de nouveaux champs gaziers, notamment dans le Xinjiang, depuis 2019, ainsi qu’aux perspectives d’un gaz de schistes potentiellement très abondant[10] ;
  • du développement des réseaux de transport et distribution de gaz sous l’impulsion de la China Oil & Gas Piping Network Corp., créée en décembre 2019.

 

Fig 1. Gazoducs et terminaux GNL en Chine. [Source : © TheGasGrid]

1.3. Inde

Exploité en Chine avant notre ère ou au Japon dès le 7ème siècle, le gaz naturel n’a pas laissé de trace évidente dans l’histoire de l’Inde d’avant l’indépendance politique, probablement du fait de la pauvreté de son sous-sol en hydrocarbures, opposée à sa richesse en charbon minéral (Lire : L’énergie en Inde, genèse de sa puissante industrie charbonnière).

A partir de 1947, le type d’industrialisation auquel aspirent le parti du Congrès et son leader Jawaharlal Nehru s’inspire des réalisations soviétiques des premiers Plans quinquennaux[11] dans lesquels le gaz est quasiment inexistant (Lire : Le développement énergétique de l’Union Soviétique de 1917 à 1950). Ce n’est donc que très tardivement qu’il fera son entrée dans le bilan énergétique, d’abord comme matière première de l’industrie chimique (engrais) puis comme combustible.

En 1965, les 346 Mm3 utilisés annuellement proviennent des volumes de gaz associés à l’exploitation des gisements pétroliers par les compagnies privées Assam Oil Company (AOC) et Oil India Limited (OIL) dans l’Assam et le Gujarat (tableau 2). Vendu à des prix administrés très inférieurs à ses coûts de production, le gaz n’est pas suffisamment rémunérateur pour attirer de nouveaux capitaux privés.

Réserves (Gm3) Production (Mm3) Utilisation (Mm3) Torchères (Mm3) Utilisation/production (%)
1965 63.15 737 346 391 47
1970 62.48 1 424 676 748 47
1972 62.51 1 565 927 638 59

Tab. 2. Évolution de la production de gaz naturel au cours des années 1960-70. Source. Henderson P.H. India, op. cit, p. 16.

 

Les conditions de l’offre changent en 1974 avec la mise en exploitation du gisement offshore Bombay High qu’avait découvert en 1965 la Oil and Natural Gas Commission (ONGC) créée en 1956[12]. Suivront la mise à jour d’autres ressources dont le gisement offshore de Bassein en 1988 et celui de Cambay, dans le Gujarat, en 2014. Entre les deux dates, la libéralisation économique des années 1990

  • impulse la consommation de gaz qui, en 2012, atteint les 10% du bouquet énergétique, via des utilisations par la production d’électricité (36%), la chimie-engrais (34%), la pétrochimie (13%), les autres industries (11%) et les foyers domestiques (6%);
  • tente d’attirer des capitaux privés, nationaux et étrangers, suite à l’adoption de la New Exploration Licensing Policy (NELP) en 1998 ;
  • entame la création d’un réseau de transport et de distribution confiée à la Gas Authority of India Limited (GAIL) qui construit le premier gazoduc interrégional Hazira-Vijaypur-Jagdishpur (HVJ) avant bien d’autres[13].

En dépit d’un prix du gaz désormais plus rémunérateur, l’offre domestique n’est jamais parvenue à suivre la demande. Après avoir atteint 40,8 Gm3 en 2010, elle est retombée à 27,5 en 2018. Plus que jamais, l’Inde est donc un pays importateur de gaz.

  • Très tôt envisagée, l’importation par gazoduc a dû être abandonnée, suite à l’échec de tous les projets, pour des raisons principalement politiques (relations avec le Pakistan et la Chine) : Iran-Pakistan-Inde (IPI), Turkménistan-Afghanistan-Pakistan-Inde (TAPI) et Myanmar-Inde.
  • Ne restait donc que l’importation de GNL, devenue effective en 2004, avec la construction de terminaux de re-gazéification dont la capacité, en 2018, atteint 31 Gm3. Les plus importants sont ceux de Dahej, propriété de Petronet LNG Limited (12,5 Gm3), Hazira de Shell (2,5), Dabhol de NTPC-Gail (5,0) et Kochi de Petronet (1,5).

En 2020, dans le cadre de perspectives énergétiques toujours en hausse, le gaz naturel devrait tendre vers 15% du mix énergétique de 2030, notamment pour limiter l’emprise toujours très forte du charbon. En cause, une pollution urbaine de plus en plus insupportable. New Delhi et 13 autres métropoles du pays figurent en effet parmi les 20 villes les plus polluées au monde. « Il ne s’agit désormais plus que d’un seul problème saisonnier, la pollution est un fléau contre lequel les villes indiennes doivent se battre tout au long de l’année », insiste Tamseel Hussain, créateur de la plate-forme citoyenne Let Me Breathe (figure 3).

 

Fig. 2. Pollution urbaine en Inde. [Source : © SAJJAD HUSSAIN / AFP]

En l’absence de bouleversement politique régional qui ré-ouvrirait la porte à une importation par gazoduc, ne reste que la poursuite d’un appel massif au GNL que concrétise, entre autres, le grand nombre de projets de terminaux gaziers dans le Gujarat et le Kerala, mais aussi à Dharma sur la côte est, à l’initiative des groupes Adani et Total.

1.4. Autres pays

Parmi ceux du Moyen-Orient (Iran, Qatar, Koweït, Arabie Saoudite, Oman, Emirats Arabes Unis, Abu Dhabi), certains ont pris la tête des exportations de GNL (voir plus loin). Le cas d’Israël est spécial car les premières découvertes de ressources de la fin des années 2000 (Tamar, Dalit et Léviathan) s’inscrivent dans le développement gazier de toute la Méditerranée orientale qui intéresse le Liban, la Palestine, la République de Chypre et la République turque de Chypre du Nord[14].

La plupart des autres pays asiatiques accèdent massivement au gaz naturel au cours de la dernière décennie du 20e siècle[15], le plus souvent en réponse à des besoins d’électrification que la filière thermoélectricité gaz satisfait plus facilement que d’autres. Les consommations en forte croissance du Pakistan, de la Thaïlande, de la Malaisie, de l’Indonésie ou du Bangladesh s’appuient sur l’essor des productions de quelques-uns d’entre eux et sur le développement des échanges internationaux, via des gazoducs comme le Trans-Thailande-Malaisie, ou surtout les chaines GNL.

 

2. Du Rio Grande à la Terre de feu : un essor tardif

Associé au pétrole, du gaz naturel commence à être extrait en grande quantité, dès les premières décennies du 20e siècle, d’abord au Mexique puis au Venezuela, sans que ne se constitue, en Amérique latine, une véritable industrie gazière. Au tournant du 21e siècle, l’ensemble des pays latino-américains consomme moins de 150 Gm3 de gaz, soit 6% de la consommation mondiale[16]. Des ressources limitées et surtout inégalement réparties (tableau en annexe) ont joué un rôle : en 2018, sur 8,3 Tm3 de réserves prouvées (4 % des réserves mondiales), 6,3 sont localisées au Venezuela, soit loin des grands centres industriels de Monterrey, Buenos Aires et surtout Sao Paulo. D’autres facteurs paraissent cependant avoir été plus importants, parmi lesquels la faible compétitivité d’une source d’énergie exigeant de coûteuses infrastructures, dont certaines transfrontalières, difficiles à construire[17].

Résultat, en 2018, une très grande diversité de situations (tableau 3) entre les pays qui

  • disposent de grandes ressources sans parvenir à maintenir la croissance de leur production, donc de leur consommation (Venezuela),
  • sont devenus les plus gros consommateurs de gaz par un recours à l’importation pour compenser l’essoufflement de leur production (Mexique),
  • ont poussé précocement l’intégration du gaz naturel dans leur bouquet énergétique en dépit de ressources limitées avant les promesses des gaz de schistes (Argentine),
  • ne sont devenus des consommateurs significatifs de gaz qu’après 2000 en s’appuyant d’abord sur l’importation puis sur l’exploitation de leurs ressources, principalement offshore (Brésil),
  • poursuivent une croissance modeste mais régulière de leur consommation de gaz sur une base autarcique (Colombie),
  • peinent à en faire autant car totalement dépendants d’importations parfois difficiles (Chili),
  • sont devenus de gros exportateurs de gaz (Pérou, Bolivie, Trinidad & Tobago).

Au total, l’Amérique latine a équilibré les croissances de sa consommation et de sa production jusqu’en 2010, puis, du fait de l’envolée d’une consommation mexicaine devenue impossible à satisfaire par l’exploitation des ressources nationales, elle est devenue dépendante de l’exportation des Etats-Unis qui, par ailleurs, avaient importé beaucoup de Trinidad & Tobago.

Gm3 1970 1980 1990 2000 2010 2018
Amérique latine 28.8/ 29.7 58.3/60.4 86.4/86.6 133.6/135.1 209.7/211.6 258.1/214.1
Argentine 5.9/5.9 11.2/8.2 19.7/17.3 32.3/36.4 42.1/39.0 48.7/39.4
Brésil 0.1/0.1 1.0/1.0 3.1/3.1 9.7/7.7 27.6/15.0 35.9/25.2
Chili 0.6/0 0.7/0 1.7/0 7.0/0 5.7/0 6.4/0
Colombie 1.2/1.2 2.8/2.8 3.7/3.9 5.7/5.7 8.7/10.8 13.0/12.9
Pérou 0.4/0.4 0.6/0.6 0.4/0.4 0.3/0.3 4.9/7.3 7.0/12.8
Trinidad & Tobago. 1.9/1.8 2.8/2.8 5.5/5.5 9.1/13.8 17.7/40.3 15.3/34.0
Venezuela 8.6/8.6 16.4/16.4 24.4/24.4 31.0/31.0 31.3/30.5 33.4/33.2
Mexique 10.0/11.0 22.3/25.1 26.8/26.4 35.9/33.4 66.0/51.2 89.5/37.4

Tab. 3. Consommation et production de gaz en Amérique latine. Source : BP Statistical Review.

Au nord du continent, l’industrie gazière du Mexique est la plus ancienne[18]. Après plusieurs décennies d’exploitation du pétrole dès le début du 20e siècle par le groupe britannique Pearson puis la Royal Dutch-Shell, la Standard Oil et Petroleos Mexicanos (Pemex) qui succède aux compagnies étrangères en 1938, le gaz naturel associé est brûlé en torchères, avant qu’une petite partie soit utilisée comme combustible dans les installations pétrolières. Sa commercialisation ne commence que très lentement, au début des années 1950, avec le démarrage de la pétrochimie alimentée par le début de construction d’un réseau de gazoducs depuis les champs du nord et du sud. Le volume du gaz non brûlé en torchères ne croît cependant qu’assez lentement, car subordonné aux priorités pétrolières de Pemex[19]. La hausse des prix du pétrole des années 1970 et la libéralisation des années 1980 pousseront la production de gaz au-delà de 50 Gm3 en 2010, mais la rechute qui suit contraint le Mexique à importer des Etats-Unis plus de 50% de sa consommation qui frôle les 90 Gm3 en 2018 (Lire : Mexique-Etats Unis, des risques énergétiques appelant des régulations).

Initialement, base de raffinage du pétrole vénézuélien de la Shell et de la Standard Oil, Trinidad & Tobago a commencé en 1955 à exploiter ses propres ressources offshore, en confiant la production de gaz naturel à sa compagnie publique Petroleum Company of Trinidad& Tobago (Petrotin), le plus souvent associée à des compagnies étrangères telles que BP, Centrica, Eogreresources ou BHP Billiton. De moins de 2 Gm3 en 1970, cette production a atteint 40, en 2010, à destination de la pétrochimie locale et de l’exportation, via l’usine de liquéfaction Atlantic LNG installée à Point Fortin, entre 1999 et 2005. Le GNL allait principalement vers les Etats-Unis avant l’abondance des gaz de schistes, mais aussi de l’Espagne, de l’Argentine ou du Chili. Depuis 2010, la diminution de la production et les signes d’épuisement des gisements incitent le gouvernement à rechercher une coopération avec les autres iles des Caraïbes et le Venezuela.

Ce dernier pays est en effet extrêmement riche en gaz avec des réserves prouvées estimées en 2018 à 6,30 Tm3, soit 75 % de toutes celles de l’Amérique latine (tableau en annexe). Longtemps brûlé en torchères par la Shell, la Standard Oil et les autres compagnies installées dans le pays depuis les années 1920 (Lire : Pétrole, les anciennes concessions du Venezuela et du Moyen-Orient), le gaz qui à 90% est du gaz associé, est désormais principalement réinjecté dans les gisements de pétrole pour en maintenir la pression. La production commercialisée a crû jusqu’à 30 Gm3 en 2000 avant de plafonner par manque de débouchés, le projet d’usine de liquéfaction Mariscal Sucre étant toujours en panne (Lire : Petroleos de Venezuela, de la logique entrepreneuriale à la mission nationale, 1920-2016).

A l’extrémité sud du continent, l’industrie gazière nationale la plus ancienne est celle d’Argentine née au cours des années 1950[20], suite à la construction en 1947 du gazoduc Comodoro Rivadavia reliant sur 1 700 km les gisements de la province de Neuquèn à l’agglomération de Buenos-Aires. Fouettée par la découverte en 1977 du gisement de Loma La Lata, toujours dans la même province, puis par les privatisations de 1989, la production de gaz double au cours de la dernière décennie du 20e siècle. Moyennant des importations de Bolivie, le gaz assure plus de 50% du bouquet énergétique argentin, tout en permettant d’en exporter vers l’Uruguay, le Brésil et le Chili. L’Argentine était en passe de devenir le premier gas hub du Cône Sud lorsque la crise économique du début des années 2000 a mis fin à ces espérances, associées notamment à l’ambitieux projet de gazoduc Cruz del Sur. Restent les énormes ressources en gaz de schistes qui ouvrent de nouvelles perspectives, surtout depuis la découverte de Vaca Muerta entre les provinces de Neuquèn, Rio Negro et Mendoza (Lire : Pétrole et gaz de schistes en Argentine et Fracture hydraulique en Argentine).

 

Fig. 4. Carte gazière de l’Argentine. [Source : © Enerdata]

La Bolivie pouvait-elle prendre la relève ? Bien que ses ressources soient connues depuis le début du 20e siècle, l’essor gazier ne date que des grandes découvertes de gisements dans les départements de Tajita et Cochabamba au cours des années 1960. La production qui en résulte permet de porter à plus de 80% la part du gaz dans le bouquet énergétique de Bolivie tout en exportant vers l’Argentine puis le Brésil.

Reste le Brésil où la grande compagnie pétrolière Petrobras construit, au cours des années 1990, le gazoduc Gasbol que les limites de la production brésilienne rendent indispensable pour satisfaire un tiers d’une demande en croissance annuelle de 15% au début des années 2000. A un rythme plus modéré, cette croissance s’est poursuivie : de 21,3% de la consommation primaire totale en 2009, le gaz naturel est passé à 35,9% en 2018, soit une demande accrue de 6% par an en moyenne[21]. S’il se maintenait, comme prévu par certains, ce rythme aboutirait à 64 Gm3 en 2030[22]. A côté des importations de gaz bolivien, la principale source du gaz consommé au Brésil devient le gaz du pré-sal exploité en offshore au large de Santos (Lire : A descoberta do pré-sal et Oil in Brazil, evolution of exploration and production).

Ailleurs en Amérique latine, l’Uruguay consomme de petites quantités de gaz importé, le Chili et l’Équateur en produisent de 1 à 2 Gm3/an, soit environ le dixième de ce que le Pérou et la Colombie ont été capables d’extraire de leur sous-sol en 2018.

 

3. Le continent africain entre en scène

Alors qu’en 1965, l’Afrique était pratiquement inexistante sur la carte mondiale de la consommation de gaz (1,0 Gm3 sur 631), elle a représenté 2% en 2000, puis approche de 4% en 2018. Les 150 Gm3 utilisés à cette date, ne le sont cependant que dans un très petit nombre de pays parmi lesquels émergent l’Egypte (59,6 Gm3) et l’Algérie (42,7) où la part du gaz dans le mix énergétique avait déjà atteint 64,7% en 2000[23]. Si l’on ajoute le Nigéria qui, en 2020, dispose des réserves prouvées les plus abondantes, la Libye riche en gaz associé et le Mozambique dont les ressources gazières offshore n’ont pas encore été exploitées, le tour du continent est bouclé. Quelques étapes marquent cette courte histoire.

Elle a commencé en Algérie, avec la découverte de l’important gisement gazier d’Hassi R’Mel par le groupe français Snrepal-Compagnie Française des Pétroles (CFP) en 1956, la construction du gazoduc jusqu’à Arzew et, sur ce site, la construction de l’usine de liquéfaction et le début des exportations en 1964 (voir plus loin). Par la suite, sous l’impulsion de la Sonatrach, créée en 1963, la production gazière ne cessera de croître jusqu’en 2003 (80 Gm3) avant un plateau légèrement déclinant. A cette date, un peu plus de 40% est consommé dans le pays (Lire : le gaz naturel en Algérie, en préparation).

En Egypte, où la production de gaz atteint 59 Gm3 en 2018, l’industrie gazière est plus tardive, mais elle met les bouchées doubles. A l’exploitation du gaz associé, s’est ajoutée celle du gaz non associé du Delta du Nil que complète, depuis 2017, celle du gisement Zohr, découvert en 2015 par l’Eni, en offshore, à 190 km de Port Saïd, soit une réserve estimée à 850 Gm3.

Beaucoup plus au sud, l’autre grand pays gazier est le Nigéria où l’exploration pétrolière, commencée au cours des années 1960, a mis à jour des gisements de pétrole avec gaz naturel associé. Bien qu’une partie importante (jusqu’à 70% au cours des années 2000), continue d’être ré-injectée ou surtout brûlée en torchères, la production commercialisée a fait un bond en 2000 (11,2 Gm3) après la mise en service de l’usine de liquéfaction de Bonny Island en 1999. Depuis, la production annuelle est montée à 48 Gm3 en 2015 puis s’est stabilisée. Un peu plus de la moitié en est exportée sous forme de GNL, principalement vers l’Espagne, la France et l’Inde. Dans les autres pays africains, en dépit d’une insuffisante exploration, pour des raisons géologiques mais aussi économiques et politiques[24], la production de gaz a commencé au cours des dernières décennies.

 

4. L’essor des échanges internationaux

Pour nombre de ces pays, l’essor des échanges internationaux, par gazoducs et surtout par GNL, a été déterminant. De 1% de la production mondiale en 1960, la part du gaz échangée internationalement atteint 15% en 1990 et plus de 24% en 2020, dont un tiers sous forme de GNL, le nombre d’exportateurs sautant de six à une trentaine (Lire : Les marchés du gaz naturel et du GNL).

4.1. L’extension des gazoducs trans-frontières

Contrairement à l’industrie du pétrole, très tôt internationalisée, celle du gaz naturel s’est construite sur des bases demeurées longtemps nationales, du fait de transports techniquement difficiles et économiquement coûteux. Avec les progrès dans la construction des gazoducs[25], quelques pays ont commencé à exporter leurs surplus de production vers leurs voisins : les Etats-Unis en direction du Canada ; l’Union Soviétique, de l’Iran, de l’Afghanistan et surtout de l’Europe de l’Est avec la construction du « gazoduc de l’amitié ». A partir des années 1960, les capacités de ces échanges entre pays éloignés s’amplifient avec la construction de gazoducs internationaux, à destination en premier lieu de l’Europe occidentale[26].

Les capacités et les longueurs les plus importantes ont été historiquement celles de la Communauté des Etats Indépendants (CEI), ex-Union Soviétique, qui, en 1990, comportaient trois artères :

  • Siyanie-Severa, entre Urengoy et Ivatsevichi en Biélorussie (90 Gm3 en 1990),
  • Progress, entre Yamburg et Uzhgorov en Ukraine (32 Gm3),
  • Yamal, entre Urengoy et Uzhgorov (45 Gm3),
  • Soyuz, entre Orenburg (plus les champs d’Asie centrale) et Uzhgorov (30 Gm3).

Depuis, notamment pour éviter la traversée de l’Ukraine, la Russie a mis en chantier les North Stream 1 et 2, soit 55 Gm3 chacun, pour desservir l’Allemagne et d’autres pays européens, en passant sous la mer Baltique[27]. Le South Stream à destination de l’Autriche, la Slovénie et l’Italie a finalement été remplacé, en dépit de tensions persistantes entre Russie et Turquie, par le TurkStream, soit 930 km et 32 Gm3/an, inauguré en janvier 2020, inauguration qui, vraisemblablement, enterre le très ancien projet Nabucco, soutenu par l’UE, soit 3 300km et 31 Gm3/an, entre la Transcaucasie et l’Europe centrale.

Plus au nord, et toujours en 1990, plusieurs gazoducs évacuaient le gaz de Norvège, soit 21,7 Gm3 à travers le système Statpipe-Norpipe reliant les champs du nord (Statfjord, Gullfaks) à ceux du sud (Ekofisk) puis à Emdem en Allemagne, ainsi que 15,5 Gm3 via le Frigg-system dirigé vers l’Ecosse. Des extensions et l’adjonction d’un nouveau système Zeepipe pour transport du gaz de Sleipner et de Troll jusqu’à Zeebrugge devraient compléter le réseau norvégien.

Encore à destination de l’Europe occidentale, le Transmed relie l’Algérie à l’Italie, via la Tunisie et le canal de Sicile, soit 25 Gm3, tandis qu’un autre gazoduc approvisionne l’Espagne via le Maroc et le détroit de Gibraltar.

Hors d’Europe, de nombreux réseaux de gazoducs desservent la Chine, divers pays d’Amérique latine et d’Afrique (voir plus haut).

4.2. Le développement du GNL

La technologie du GNL implique une liquéfaction pour transport du gaz sur un navire spécialisé, le méthanier, entre deux transports par gazoducs (Lire : Gaz naturel, la filière). Elle est née aux Etats-Unis qui, dès 1940, l’exploitait commercialement. Transporté par caboteurs, le gaz de Louisiane desservait les villes de Chicago puis de Philadelphie. L’Union Soviétique n’était pas en reste puisqu’elle disposait depuis 1947 d’une usine de liquéfaction alimentant un stockage de 200 000 m3. A l’échelle internationale, le coup d’envoi sera donné, en février 1959, par le transport de 2 000 tonnes de gaz naturel liquide entre Lake Charles (États-Unis) et Londres par le Methane Pioneer, à l’initiative du British Gas Council[28], puis, au cours des années 1960 et 1970, par les constructions d’usines liquéfaction et de regazéification se multiplient dans de nombreux pays[29]. Initialement de petite taille, (de l’ordre d’1 Mt/an), les chaines GNL grandissent au cours des années 1970, entraînant une complexification industrielle, de l’extraction du gaz à sa distribution[30]. Par la suite, la part du GNL dans les échanges internationaux de gaz ne cessera d’augmenter : de 6% en 1970 à 25% en 1995 et plus de 30% en 2019. Ces flux proviennent de nouveaux pays devenus capables d’exploiter des ressources gazières destinées à l’exportation.

L’Algérie a été l’un des premiers pays à avoir tiré parti de la création des chaînes GNL avec la mise en fonction de l’usine de liquéfaction d’Arzew et le début de ses exportations en 1964[31]. D’autres usines suivront jusqu’à porter la capacité GNL à 70 Gm3/an, soit presque autant, selon les périodes, que celle des gazoducs reliant le grand gisement d’Hassi-R’Mel à l’Italie, via la Tunisie, ou l’Espagne, via le Maroc (Lire : Le gaz naturel en Algérie, en préparation).

En Iran, les énormes ressources de gaz sec (Pars, Kangan) ont été découvertes en offshore et dans les régions du sud au cours des années 1970. Complétées ultérieurement par des découvertes de gaz associé (Pazanan, Marun), elles ont donné au pays des réserves prouvées sautant de 3 030 Gm3 à 20 700 Gm3 en 1993 pour une production de 24,2 Gm3. Outre une consommation domestique en forte croissance et des réinjections dans les gisements de pétrole, une partie de la production a très vite fait l’objet d’exportation vers l’Union Soviétique par les gazoducs IGAT 1 puis IGAT 2[32]. Par échange avec du gaz soviétique, des contrats ont ainsi pu être passés avec Ruhrgas en Allemagne, OeMV en Autriche et Gaz de France (GDF) pour des volumes proches de 20 Gm3/an à la fin des années 1970[33].

Les réserves prouvées de l’Irak sont principalement du gaz associé (Kirkuk, Bai Hassan, Jamboor, Ain Zalah ou Rumaïla) dont l’exploitation, au début des années 1990, ne dépassait pas 6 Gm3.

Toujours au début des années 1990, c’est dans la Péninsule arabique, que les réserves prouvées étaient les plus volumineuses : 7 100 Gm3 au Qatar, plus de 5 000 tant à Abu Dhabi et qu’en Arabie Saoudite, environ 1 000 pour l’ensemble Oman-Yémen. Leur exploitation a commencé en 1977 avec la mise en service de l’usine GNL de Das Island à Abu Dhabi tournée vers l’approvisionnement du Japon. Suivra, en Arabie Saoudite, la production de gaz associé (champs de Ghawar, Abqaiq, Berri, Safaniyah) et de gaz sec (Midyan) destinée à des utilisations domestiques (électricité, chimie et dessalement).

En Indonésie, les découvertes des champs de Badak (Kalimantan) et d’Arun (Sumatra) au début des années 1970 sont à l’origine d’une croissance soutenue de la production jusqu’en 2010 (74,8 Gm3), suivie d’une contraction, puis d’une relance en 2018 (73,2 Gm3), dont une trentaine exportée pour un tiers par gazoduc vers Singapour et pour le reste par GNL vers la Chine, le Japon et d’autres pays asiatiques. Toujours en Asie, à côté du sultanat de Brunei, la Malaisie est devenue un grand exportateur de GNL (33 Gm3 en 2018) depuis l’extension de son usine de liquéfaction de Bintulu.

Plus au sud, l’Australie, a commencé l’exploitation à grande échelle de ses ressources gazières au début des années 1970, sa production croissant entre cette date et 2018 de 1,7 à 130 Gm3, soit un rythme annuel moyen de 8,6%. Sur ce total, le tiers est consommé dans le pays et les deux tiers exportés sous forme de GNL, soit 77 Mt en 2019, au départ de sites répartis sur toutes le côtes du pays : Gladstone, sur la côte est, Gorgon, sur la côte ouest, Wheatstone, sur la côte nord-ouest et désormais Ichthys aussi dans le nord-ouest ainsi que Prélude au large de Broome en Australie occidentale (figure 6). Toutes les installations de liquéfaction de ces sites appartiennent à de grandes compagnies pétrolières : Chevron, ExxonMobil, Schell, Total.

 

Fig. 6. Le gaz naturel en Australie. [Source : Historicair / CC BY-SA (https://creativecommons.org/licenses/by-sa/3.0)]

Restent le Nigéria, Trinidad & Tobago, dont il a été question plus haut. Les compagnies exploitantes dans tous ces pays sont en vive compétition sur un marché du GNL qui s’est mondialisé sous l’effet d’une forte réduction des coûts de la chaine et de changements des pratiques contractuelles (Lire : Les marchés du gaz naturel et du GNL).

Construite par les multinationales du pétrole (Exxon Mobil, Royal Dutch Shell, BP, Total et bien d’autres) ou par de grandes compagnies nationales uniquement gazières (Gazprom) ou pétrolières et gazières (Sinopec, CNPC, Sonatrach, ENI, Pemex, Petrobras, entre autres), en compétition sur de grands marchés continentaux (Amérique du Nord, Europe, Asie) en voie d’interconnexions par les flux de GNL, l’industrie du gaz naturel est désormais l’un des acteurs essentiels de l’approvisionnement énergétique mondial. Dans la perspective d’une transition énergétique, elles vont devoir jouer, plus que jamais, sur l’innovation technologique et institutionnelle pour garder la place à laquelle elle aspire.

 

Annexe 1. Évolution des réserves prouvées de gaz naturel en Amérique latine

1 000 Gm3 1970 1980 1990 2000 2010 2018
Mexique 0.28 1.83 2.06 0.86 0.40 0.20
Trini. Tobago 0.10 0.34 0.25 0.60 0.40 0.30
Venezuela 0.76 1.19 2.99 4.16 6.10 6.30
Brésil 0.17 0.04 0.11 0.23 0.40 0.30
Bolivie 0.14 0.12 0.12 0.52 0.30 0.30
Argentine 0.25 0.62 0.76 0.75 0.30 0.30
Pérou 0.30 0.20 0.30 0.40
Colombie 0.10 0.10 0.10 0.10 0.10
Autres 0.20 0.20 0.10 0.10 0.10 0.10
Total 1.90 4.44 6.79 7.62 8.40 8.30

Source. Oil and Gas Journal (1980-2000) et BP Statistical Review (2010-2018). Les deux séries ne sont pas toujours concordantes, notamment pour le Mexique. L’intégration de ce dernier à l’Amérique latine aboutit à des données cohérentes avec celles du tableau 3 de la Première partie.

 

Notes et références

[1] On trouve une vue complète de l’énergie en Asie, notamment des membres de l’ASEAN, au milieu des années 1990, dans Château Bertrand, sous la direction de, (1995). L’énergie en Asie : défis et promesses. Revue de l’Energie, n°470, juillet-août-septembre, pp. 459-623. Une étude approfondie du gaz à la même époque est proposée par Finon Dominique et Locatelli Catherine (1999). Le défi de la croissance du marché gazier asiatique à long terme. Revue de l’Energie, n°506, mai, pp. 233-244.

[2] Ishihara Hidea (1980). Projet de financement pour les sources d’énergie : l’expérience japonaise. Revue de l’Energie, n°327, août-septembre, pp.203-221.

[3] Kamata Yoshiro (1989). Situation et politique énergétique du Japon. Revue de l’Energie, n°413, août-septembre, pp. 692-702.

[4] Shibasaki Yoshimitsu (1984). Japanese Natural Gas Policy. Revue de l’Energie, n°366, août-septembre, pp. 473-476. On trouvera dans cet article une liste complète de tous les contrats GNL en fonction et prévus. Hiroshi Kawasaki (1995). Challenges facing the LNG market towards the 21st century. Revue de l’Energie, n°473, décembre, pp. 801-805.

[5] Programme comprenant Moonligth (utilisation rationnelle de l’énergie, nouvelles technologies) et Sunligth (fossiles, géothermie, renouvelables). Chabot Bernard (1991). La stratégie énergie-environnement à long terme du Japon. Revue de l’Energie, avril, pp. 234-243.

[6] Andrews-Speed Philip (2011). China’s Booming Gas Sector : Threat or Promise ? International Association for Energy Economics, pp. 21-22.

[7] Paillusseau Jean-Pierre (1997). Perspectives de développement du gaz naturel en Chine. Revue de l’Energie, n°488, juin, pp. 418-421.

[8] Locatelli Catherine (2015). Les échanges gaziers entre la Russie et la Chine à l’aune de leur sécurité énergétique. Revue d’études comparatives Est-Ouest, n°46, pp. 83-104.

[9] Hou Sophie (2017). Le développement des flux de gaz naturel en Russie orientale : le modèle de Gazprom à l’épreuve ? Géocarrefour, https://journals.openedition.org/geocarrefour/10232

[10] Boussena Sadek (2020). Pétrole, accord et désaccords. Le Monde diplomatique, juin, pp. 14-15.

[11] Sukhamoy Chakravarty (1934-1990), qui fut aux côtés de P.C. Mahalanobis l’un des principaux acteurs de la planification indienne, évoque fort bien la genèse des idées économiques de Nehru , modernisateur par excellence, dans le premier des articles réunis par Ignacy Sachs, in Chakravarty Sukhamoy (1987). La planification du développement économique. L’expérience indienne. Paris : Editions de la Maison des Sciences de l’Homme, 151 p.

[12] Henderson P.D. (1975). India, the energy sector. World Bank and Oxford University Press, 191 p.

[13] Jain Anil and Sen Anupama (2011). Natural Gas in India : an Analysis of Policy. The Oxford Institute for Energy Studies, NG 50, April, 66 p.

[14] Meritet Sophie (2011). Une révolution en Israël : des découvertes de gaz naturel modifient la situation énergétique. Revue de l’Energie, n°601, mai-juin, pp. 159-163.

[15] DeAnne Julius and Afsaneh Mashayekhi (1990). The economics of natural gas : pricing, planning and policy. Oxford University Press, 177 p.

[16] Soit l’Amérique du Sud et les Caraïbes (97,7 Gm3) + le Mexique (35,9). Toutes les données qui suivent comportent le Mexique.

[17] Une vue complète à la fin du 20e siècle en est donnée par OLADE (1998). El gas natural en la politica energetica de America latina y el Caribe. Quito, 147 p, ainsi que dans Di Sbroiavacca Nicolas, Dubrovsky Hilda, Nadal Gustavo, Contreras Lisperguer Ruben (2019). Rol y perspectivas del gas natural en la transformación energética de América Latina. Aportes a la implementación del Observatorio Regional sobre Energías Sostenibles. Naciones Unidas, CEPAL, 40 p.

[18] Michot Foss Michelle and Elizalde Baltierra Alberto (2002). The natural gas industry in Mexico, market vs government. Revue de l’Energie, n°541, novembre, pp. 648-654. Rodriguez-Padilla Victor (2002). L’ouverture de l’exploration et de la production de gaz naturel au Mexique, libéralisme ou nationalisme. Revue de l’Energie, n°541, pp. 655-664.

[19] Marquez Miguel H. (1988). La historia del gas natural en Mexico. Problemas de desarrollo, UNAM, vol. 19, n°75, pp. 39-67.

[20] Moutinho Dos Santos Edmilson et autres (2006). Natural gas integration in Latin America : forward or backward ? Revue de l’Energie, n°571, mai-juin, pp. 174-182.

[21] Martin-Amouroux Jean-Marie (2019). L’énergie au Brésil. Revue de l’Energie, n°647, novembre-décembre, pp. 69-73.

[22] Boussena Sadek, Locatelli Catherine, Pauwels J.P. et Swartenbroekx (2006). Le défi pétrolier. Editions Vuibert.

[23] Chegrouche Lagha (2000). Quelle prospective gazière de référence pour l’Afrique du Nord ? Revue de l’Energie, n°516, mai, pp. 218-226.

[24] Rodriguez-Padilla Victor (1991). L’exploration pétrolière en Afrique de l’Ouest : mauvaise géologie ou mauvais contrats ? Revue de l’Energie, n°431, juin, pp. 397-409. A noter qu’en 1992, le Nigéria a commercialisé 4,3 Gm3, mais en a brûlé 22,6 à la torche.

[25] Bernard Maurice (1969), Le gaz. Mutation d’une industrie de production en une industrie de transport. Revue Française de l’Energie, n°215, octobre-novembre, pp. 100-101.

[26] Grenon Michel et Hafner Manfred (1993). Approvisionnements lointains en gaz naturel pour l’Europe. Revue de l’Energie, n°454, décembre, pp. 772-792. On trouve dans cet article une carte du réseau gazier européen à horizon 2000. On en trouve aussi pour les années 1970 et 1994 in Bergmann Burckhard (1994). The institutional, legal and economic framework for gas pipeline networks in Western Europe. Revue de l’Energie, n°462, octobre, pp. 500-504., mais aussi et surtout in Baudry Paul. Géopolitique, op. cit.

[27] Commencé en 2005 et mis en service en 2011 (première conduite), il relie les gisements de Yuzhno-Russkoye en Sibérie orientale, ceux de la baie d’Ob Taz et de Shtokman en mer de Barents à l’Allemagne. Sa description et son histoire peuvent être lues in Simonet Loïc (2011). Mise en service du gazoduc Nord Stream. Revue de l’Energie, n°603, septembre-octobre, pp. 309-313.

[28] Seidenfus H.ST, op. cit, pp. 163-164.

[29] Les statistiques de GNL sont données soit en tonnes soit en m3. L’équivalence varie avec la qualité du gaz mais elle est fréquemment calculée sur la base 1 Gm3 = 0,72 Mt.

[30] Dorson William (1980). Evolution du financement des projets de gaz liquéfié. Revue de l’Energie, n°327, août-septembre, pp. 145-150. Cazauran M. (1980). Le financement des grands pétroliers et des méthaniers. Revue de l’Energie, n°327, op. cit, pp. 165-171.

[31] Bouhafs Abdelhak (1996). Le gaz naturel algérien. Perspectives et stratégie. Revue de l’Energie, n° 482, novembre, pp. 556-563.

[32] Ce dernier jamais terminé. Une description complète du réseau est donnée par Grenon Michel et Haffner Manfred, in Approvisionnement, op. cit, pp. 780-781. Les données suivantes sur le Moyen-Orient sont aussi extraites de cet article.

[33] Renon M. (1979). Les conditions économiques et politiques de l’accès à la ressource en gaz. Revue de l’Energie, n°317, août-septembre, pp. 737-753.

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