LE PIÈGE MONDIAL DU GAZ - DESASTRE DROIT DEVANT - Rosa Luxemburg Brussels
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B U R EAU D E B R U X E LLE S
LE PIÈGE MONDIAL
DU GAZ
DESASTRE DROIT DEVANT
A LF O N S PÉR EZ
FR
LE PIÈGE MONDIAL DU GAZ DESASTRE DROIT DEVANT ALFONS PÉREZ Co-auteurs de l’étude : Anna Pérez, David Panadori, Nicola Scherer, Alfred Burballa, Josep Nualart et Raül Sánchez. Nous voudrions exprimer nos remerciements à Alba del Campo, Luis González, Pedro Pietro, Antonio Turiel, Sara Sánchez, Elena Gerebizza, Samuel Martín-Sosa, Frida Kieninger, Marijke Vermander et Marlis Gensler, pour avoir relu le texte et fait part de leurs suggestions. Bruxelles, avril 2018
CONTENTS INTRODUCTION : QU‘ALLEZ-VOUS TROUVER DANS CETTE ÉTUDE ? 4 I CONCEPTS DE BASE SUR LE GAZ 7 Qu’est-ce que le gaz ? 8 Quels sont les différents types de gaz ? 9 Comment les quantités de gaz sont-elles mesurées ? 10 Comment le gaz est-il mis sur le marché ? 11 II LE GAZ DANS LE PASSÉ: UNE CROISSANCE RÉGIONALE LENTE 14 III LE GAZ AUJOURD’HUI : UNE CROISSANCE MONDIALE RAPIDE 19 Géopolitique: nouvelles relations gazières 21 Projets d’importation et d’exportation 25 Les grandes compagnies pétrolières et gazières 30 IV GAS IN EUROPE 33 Données sur le gaz en Europe 34 Consommation 34 Extraction 36 Importations 37 Dépendance au gaz 39 Sécurité énergétique et union de l’énergie 43 Les infrastructures: gazoducs et terminaux méthaniers 46 Les accords de libre-échange 55
V LA FINANCIARISATION DANS LE SECTEUR DU GAZ 56 Le gaz comme « carburant » de transaction 57 La financiarisation des infrastructures 59 VI DÉPENDANCE ET INSÉCURITÉ DANS LES PAYS EXPORTATEURS 63 Dépendants à l’extraction d’énergies fossiles 64 Indices de la situation des pays exportateurs 66 Impacts sur la population 70 VII LE GAZ FOSSILE : AMI OU ENNEMI DU CLIMAT ? 73 VIII CONCLUSION ET RÉFLEXION FINALE 79 BIBLIOGRAPHIE 84 ~3~
INTRODUCTION :
QU‘ALLEZ-VOUS
TROUVER DANS CETTE
ÉTUDE ?
Le gaz naturel progresse et gagne en importance dans le paysage énergétique mondial.
Le gaz est entré dans la rhétorique officielle comme le combustible de la transition éner-
gétique vers une économie bas-carbone, bien qu’il n’ait pas encore dépassé le charbon
ni le pétrole en termes de quantité consommée. Cette affirmation est répétée comme
un mantra pour ouvrir le chemin au développement du gaz au niveau mondial. Pour cette
raison, cette étude entend adopter une approche critique des multiples dimensions et
implications de la progression du gaz à l’échelle mondiale, en particulier dans l’Union
européenne, avec l’intention de traduire cette complexité en arguments clairs pour aider
le débat, en accordant une attention particulière à l’influence géopolitique et aux intérêts
économiques et financiers liés à cet engouement pour le gaz.
Cette publication commence par un résumé des principales caractéristiques du gaz
(chapitre 1), qui ont fait qu’il était auparavant considéré comme un sous-produit de
~4~ l’extraction du pétrole brut, difficile à transporter et à stocker compte tenu de son état
gazeux (chapitre 2). Mais maintenant que cette étape a été franchie, et avec l’apparition
inattendue du gaz non conventionnel, son développement semble irréversible, tant en ce
qui concerne l’exploration et l’exploitation des gisements de gaz que pour la planification
d’un nombre infini d’infrastructures gigantesques (chapitre 3). Par conséquent, la valeur
géostratégique des régions possédant des réserves de gaz est en hausse et l’intérêt pour
la création d’un véritable marché mondial du gaz augmente.
Au sein de l’Union européenne, la baisse de l’extraction interne et la croissance de la consom-
mation jusqu’en 2010 ont accru sa dépendance vis-à-vis des pays étrangers, augmentant la
pression sur les autres territoires et communautés riches en énergies fossiles (chapitre 4).
L’UE a ensuite annoncé son Union de l’énergie, une stratégie qui comporte une dimension
extérieure, visant à diversifier les importations grâce à des voies d’acheminement situées
en dehors de la zone d’influence russe, et une dimension intérieure, afin d’interconnecter
les États membres pour que les m3 de gaz puissent circuler librement dans l’UE. Malgré
la sous-utilisation des infrastructures existantes, la justification/l’excuse du conflit entre la
Russie et l’Ukraine est suffisante pour planifier de nouveaux gazoducs et terminaux pour
les importations de gaz, en les qualifiant de projets d’intérêt commun et en leur allouant
des capacités de financement et des garanties publiques.
C’est précisément la partie financière, à la fois la transition des prix indexés au pétrole
brut vers les prix de marché, et l’investissement de plusieurs millions d’euros dans les
infrastructures gazières, qui est un aspect clé de cette étude. La financiarisation du gaz
et de ses infrastructures ouvre la porte à de nouveaux acteurs (fonds d’investissement
par exemple) qui n’ont rien à voir avec le monde de l’énergie et encore moins avec les
besoins de la population (chapitre 5).
L’étude aborde également l’impact sur les pays exportateurs et leur population, révélant
des indicateurs et des cas concrets qui montrent l’autre visage des relations gazières
(chapitre 6).
Enfin, les fuites de méthane tout au long de la chaîne, depuis l’extraction jusqu’à la
consommation (chapitre7), sont examinées. Les calculs jettent un sérieux doute sur
l’idée selon laquelle le gaz est bon pour le climat et, par conséquent, sur les politiques
qui font sa promotion et les accords de libre-échange qui l’encouragent et s’opposent
donc à la lutte contre le changement climatique et à l’Accord de Paris.
GAZ NATUREL OU GAZ FOSSILE
Le mot « naturel » dans « gaz naturel » amène un double sens tout à fait voulu. La
raison pour laquelle on l’appelle « gaz naturel » est l’origine de son extraction de la
nature, contrairement aux gaz produits à partir du charbon ou du pétrole. L’indus-
trie gazière a joué du mot « naturel » pour faire penser à l’environnement et à un
~5~
avenir vert, alors même qu’il s’agit d’un combustible fossile. C’est pourquoi, afin
de rappeler ses impacts sociaux et climatiques et rendre visible cette opération
de greenwashing menée par l’industrie, nous préférons parler de « gaz fossile ».
I CONCEPTS DE BASE SUR LE GAZ ~7~
Une étape nécessaire qui aide à comprendre tout ce qui touche au monde du gaz est
d’appréhender les concepts de base qui reviennent dans les articles, les études, les
documents officiels, etc. et qui finissent par masquer les informations importantes qui y
sont contenues.
QU’EST-CE QUE LE GAZ ?
C’est un mélange d’hydrocarbures gazeux légers qui peuvent être extraits de gisements
de gaz purs ou en association avec d’autres hydrocarbures. Son principal composant est
le méthane (87 à 97 %), mais il contient aussi de petites quantités d’éthane, de propane,
de butane, d’azote et de dioxyde de carbone.1 Appeler « gaz naturel » un mélange essen-
tiellement composé de méthane masque le fait que, bien qu’étant le combustible fossile
responsable des plus faibles émissions de CO2 lors sa combustion, les fuites dans les
opérations précédentes dégagent un gaz au potentiel de réchauffement global (PRG)
86 fois supérieur à celui du CO2 sur 20 ans.2
POTENTIEL DE RÉCHAUFFEMENT GLOBAL DU MÉTHANE
PAR RAPPORT AU CO2
REPORT AT 20 YEARS AT 100 YEARS
3
GIEC 1995 56 21
4
GIEC 2007 72 25
~8~ 5
GIEC 2013 86 34
Tableau 1 / Compilé par les auteurs à partir des données des rapports du GIEC
Des rapports successifs du GIEC ont réévalué le PRG du méthane à la hausse;
cependant, de nombreuses institutions continuent d’utiliser un PRG de 21 ou 25.6
1 Union gas (non daté) https://www.uniongas.com/about-us/about-natural-gas/Chemical-Composition-of-Natural-Gas
consulté le 10/11/16.
2 GIEC (2007) page 84 http://www.ipcc.ch/pdf/assessment-report/ar4/wg1/ar4-wg1-chapter2.pdf
3 GIEC (1995) page 36 http://www.ipcc.ch/ipccreports/sar/wg_I/ipcc_sar_wg_I_full_report.pdf
4 GIEC (2007) page 55 Ibid.
5 GIEC (2007) page 84 Ibid.
6 Martín-Sosa, Samuel (2016) https://www.elespanol.com/ciencia/ecologia/20161101/167603239_12.htmlLIVRES DE CO2 ÉMIS PAR MILLION DE BTU D’ÉNERGIE CONSOMMÉE
% PAR RAPPORT AU GAZ
Charbon (anthracite) 228,6 195 %
Charbon (bitumineux) 205,7 176 %
Charbon (lignite) 215,4 184 %
Charbon (subbitumineux) 214,3 183 %
Diesel et fioul domestique 161,3 138 %
Essence 157,2 134 %
Propane 139,0 119 %
Gaz 117,0 100 %
Tableau 2 / Source: U.S. Energy Information Administration7
Le gaz est transparent mais, contrairement à ce qu’il peut sembler, il est inodore, bien
qu’une substance y soit ajoutée pour aider à détecter les fuites. Il n’est pas toxique, bien
qu’il puisse remplacer l’oxygène et tuer par asphyxie.
QUELS SONT LES DIFFÉRENTS TYPES DE GAZ ?
Le gaz peut avoir différentes compositions chimiques, mais les classifications les plus
courantes se basent sur l’endroit où on trouve le gaz en question. Le gaz est extrait prin-
~9~
cipalement dans les zones d’extraction de pétrole brut, c’est pourquoi son histoire est
associée et subordonnée à cette extraction. En plus du gaz dit conventionnel, il existe
des gaz dits non conventionnels, tels que le gaz de schiste, le gaz de réservoir compact
(ou étanche) et le gaz de houille (ou gaz de couche).
Le gaz de schiste, gaz issu de la fracturation hydraulique, se trouve dans certains schistes.
Le gaz de réservoir compact se trouve dans la roche présentant une très faible perméa-
bilité et nécessite également une fracturation hydraulique. Le gaz de houille, comme
son nom l’indique, est du méthane piégé dans les veines de houille ou de charbon; il est
normalement extrait par forage horizontal, avec ou sans fracturation hydraulique.
7 U.S. Energy Information Administration (2016) https://www.eia.gov/tools/faqs/faq.php?id=73&t=11GÉOLOGIE SIMPLIFIÉE DES RESSOURCES EN GAZ
Surface
Gaz conventionnel
non associé
Méthane de houille
Gaz dits conventionnels
Grès Couche imperméable
Pétrole
Gaz de réservoir gréseux
à faible perméabilité
Schiste riche en gaz
Source : U.S. Energy Information Administration 8
COMMENT LES QUANTITÉS DE GAZ
SONT-ELLES MESURÉES ?
Les quantités de gaz peuvent prêter à confusion, étant donné que les unités de mesure
~ 10 ~ utilisées peuvent indiquer des volumes, l’énergie y étant contenue ou son équivalent
et, dans certains cas, le poids. En général, les réserves ont tendance à être mesurées
en trillion cubic metres 9 (tcm = bmc en français: billion de mètres cubes) ou en trillion
cubic feet (tcf = bpc en français: billion de pieds cubes). Les capacités de transport,
d’exportation et d’importation sont mesurées en billions cubic metres (bcm = mmc en
français: milliards de mètres cubes) ou en billions cubic feet (bcf = mpc en français:
milliards de pieds cubes). L’énergie contenue peut être mesurée en kilojoules (kJ), en
British thermal units (BTU, unités thermiques britanniques), en kilowattheures (kWh) ou
en tonnes d’équivalent pétrole (TEP).
Il est à noter que l’énergie contenue par quantité de gaz, paramètre très important, n’est
pas constante et varie considérablement en fonction de la composition du gaz au site
d’extraction ainsi que du processus de filtration.
Si les quantités en volume sont accompagnées d’unités de temps, elles peuvent indiquer
le débit de gaz qui peut être produit, transporté, consommé, etc. Par exemple, mmc/an
ou GWh/jour.
8 U.S. Energy Information Administration (2016) https://www.eia.gov/tools/faqs/faq.php?id=73&t=11
9 Le billion et le milliard se réfèrent respectivement à 1012 et 10 9 puisqu’ils sont exprimés dans le système «à échelle
courte» utilisé aux États-Unis, dans la partie anglophone du Canada et au Royaume-Uni.CONVERSION DES UNITÉS LES PLUS COURANTES POUR LE GAZ
VOLUME VOLUME VOLUME VOLUME ÉNERGIE ÉNERGIE ÉNERGIE ÉNERGIE ÉNERGIE ÉNERGIE ÉNERGIE
de:/à: bmc bpc mmc mpc BTU MBTU kWh GWh kJ GJ TEP
bmc 1 35,3 1,000 3,53E+04 3,79E+16 3,79E+10 1,11E+13 1,11E+07 4,00E+16 4,00E+10 9,55E+08
bpc 0,02833 1 28,33 0,001 1,07E+15 1,07E+09 3,15E+05 0,3145 1,13E+15 1,13E+09 2,70E+08
mmc 0,001 0,0353 1 35,3 3,79E+13 3,79E+07 1,11E+10 1,11E+04 4,00E+13 4,00E+07 9,55E+05
mpc 2,83E-05 0,001 0,02833 1 1,07E+12 1,07E+06 3,15E+08 314,5 1,13E+12 1,13E+06 2,70E+05
BTU 2,80E-17 9,32E-16 2,80E-14 9,32E-13 1 1,00E-06 2,93E-04 2,93E-10 1,06 1,06E-06 2,52E-08
MBTU 2,80E-11 9,32E-10 2,80E-08 9,32E-07 1,00E+06 1 293 2,93E-04 1,06E+06 1,055 0,025202
kWh 9,00E-14 3,18E-12 9,00E-11 3,18E-09 3410 0,00341 1 1,00E-06 3600 0,0036 8,60E-05
GWh 9,00E-08 3,18E-06 9,00E-05 0,00318 3,41E+09 3410 1,00E+06 1 3,60E+09 3600 85,980
kJ 2,50E-17 8,83E-16 2,50E-14 8,83E-13 0,947 9,47E-07 2,78E-04 2,78E-10 1 1,00E-06 2,39E-08
GJ 2,50E-11 8,83E-10 2,50E-08 8,83E-07 9,47E+05 0,947 277,8 2,78E-04 1,00E+06 1 0,02388
TEP 1,05E-09 3,70E-08 1,05E-06 3,70E-05 3,97E+07 39,68 1,16E+04 0,01163 4,19E+07 41,868 1
Tableau 3 / Source : U.S. Energy Information Administration10
COMMENT LE GAZ EST-IL MIS
SUR LE MARCHÉ ?
La chaîne allant de l’extraction à la consommation est relativement simple si l’on s’en tient
à ses principaux éléments. Des puits d’extraction, le gaz est transporté à l’usine de traite-
ment, où certains composants sont retirés du gaz, tels que l’azote et le dioxyde de carbone,
qui compliquent le transport et la combustion.11 Après cette opération, et en fonction de la
destination finale, le gaz est acheminé vers une usine de compression, ce qui augmente sa ~ 11 ~
pression afin qu’il puisse être envoyé jusqu’au lieu de consommation par un gazoduc. Sur
de grandes distances12 ou en l’absence de réseau de gazoducs, le gaz est acheminé vers
une usine de liquéfaction, également appelée « terminal méthanier d’exportation », où il est
converti en liquide suite à un processus coûteux de cryogénisation qui abaisse sa tempéra-
ture à -162° C et réduit son volume jusqu’à 600 fois. Le gaz à son stade liquide est connu
sous le nom de gaz naturel liquéfié ou GNL. Le GNL permet de transporter de plus grandes
quantités de gaz dans les navires méthaniers. Les navires méthaniers transportent le gaz
par la mer vers des usines de regazéification ou des terminaux méthanier d’importation où
il est ramené à l’état gazeux. De là, il circule à travers les conduites de gaz jusqu’à l’usine
de compression et, à partir de là, jusqu’aux consommateurs. Le gaz peut également être
stocké pour une utilisation ultérieure (Fernández Durán & González Reyes, 2014).
10 U.S. Energy Information Administration (2016) http://wds.iea.org/wds/pdf/Gas_documentation.pdf
11 U.S. Energy Information Administration (2006) https://www.eia.gov/naturalgas/archive/feature_articles/2006/ngprocess/
ngprocess.pdf
12 Certains auteurs donnent ces estimations : 4 000 km par voie terrestre et 2 000 sous l’eau (Fernández Durán & González
Reyes, 2014).CHAÎNE D’APPROVISIONNEMENT EN GAZ
PRODUCTION DISSÉMINATION UTILISATION DE L'ÉNERGIE
Exploitation conventionnel
et non conventionnelLIMITES BIOPHYSIQUES
Le gaz est un combustible fossile non renouvelable. Son utilisation intensive et
extensive nous rapproche de plus en plus de son pic d’extraction maximal : le pic de
gaz. La plupart des auteurs situent ce pic autour de l’année 2030, année à partir de
laquelle une baisse de l’extraction sera irréversible pour des raisons géologiques.
En outre, la courbe descendante après le pic se traduit par une plus grande volatilité
et une tendance à voir s’installer des prix élevés pour le gaz, mais aussi par une
augmentation de la pression sur le contrôle de cette ressource et par conséquent,
par un impact négatif plus important sur les populations les plus vulnérables.
PROFILS D’EXTRACTION MAXIMALE DE GAZ (BPC/AN)
250
BILLIONS DE PIEDS CUBES ANNUELS (BPC/AN)
200
150
100
50
~ 13 ~
0
1990 2010 2030 2050 2070 2090
Lahèrrere 2006 Mohr&Evans 2011 Cas élevé WEO2010 Politiques
actuelles de production
ASPO2009 Mohr&Evans 2011 Meilleure estimation
Données historiques
Mohr&Evans 2011 Cas faible
Graphique 1 / Source : The transition towards renewable energies: Physical limits and
temporal conditions (La transition vers les énergies renouvelables: limites physiques et
conditions temporelles) (Mediavilla, de Castro, Capellán, Miguel, Arto, & Frechoso, 2012).II
LE GAZ DANS LE PASSÉ:
UNE CROISSANCE
~ 14 ~
RÉGIONALE LENTELe premier puits souterrain connu pour l’extraction du gaz a été mis en service en 1821 à
Fredonia, New York, par William Hart. Le puit, qui faisait moins de 8 mètres de profondeur,
était relié par une canalisation rudimentaire de troncs d’arbres creux attachés ensemble
avec des chiffons et du goudron. Les difficultés liées à la tuyauterie et au transport du gaz
limitèrent son expansion jusqu’à la Seconde Guerre mondiale. Les améliorations appor-
tées aux méthodes de traitement des métaux, de soudage et de production de tubes
pendant la guerre ont transformé la construction de réseaux de gazoducs en une activité
économiquement plus attrayante.13 Les grandes compagnies pétrolières et gazières ont vu
le jour à la fin du XIXe siècle et au début du XXe siècle. La Standard Oil a été créée en 1870
par John D. Rockefeller. Ses dirigeants ont été contraints de la diviser en 4 entreprises en
raison des lois anti-monopole adoptées par les États-Unis. C’est ainsi qu’Exxon Mobil et
Chevron ont été fondées. Shell a été créée en 1907, peu avant British Petroleum (BP). En
1920, la Deutsche Bank a cédé 25 % de la Turkish Petroleum Company à la France en
compensation des dommages causés par l’Allemagne à la République française pendant
la Première Guerre mondiale. Cet acte a été le début embryonnaire de la société Total.
Plusieurs décennies plus tard, en 1959, le gisement de gaz de Groningue (en néerlandais
Groningen) a été découvert aux Pays-Bas et le développement du gaz en Europe a réelle-
ment décollé. Trois ans plus tard, les Pays-Bas ont commencé à exporter du gaz vers la
France, la Belgique et l’Allemagne. Jan Willem de Pous, ministre hollandais des Affaires
économiques, a alors créé une formule pour fixer un prix à l’exportation qui garantissait
les bénéfices du pays exportateur et de l’entreprise titulaire de la licence. La solution
~ 15 ~
était de trouver une « valeur de référence » reliant le prix du gaz à celui d’un combustible
alternatif qui pourrait le remplacer, qui était à l’époque le pétrole brut.14
Au fil du temps, cette formule s’est fait connaître sous l’appellation « prix indexé sur
le pétrole ». Cette méthode d’indexation a permis à Exxon, Shell et au gouvernement
néerlandais de réaliser plus de bénéfices que si le prix du gaz avait été lié aux coûts
d’extraction dans le gisement de gaz de Groningue.
La méthode De Pous a servi de base aux accords d’approvisionnement en gaz. Les
contrats prévoient des périodes de 20 à 25 ans et comprennent des dispositions d’achat
garanti telles que les contrats d’enlèvement ferme, c’est-à-dire que l’acheteur doit payer
pour un volume minimum de gaz même s’il finit par ne pas l’importer. L’objet de ce type
de contrat est d’établir des « relations stables » entre les exportateurs et les importateurs.
D’une part, les pays exportateurs peuvent développer les infrastructures extrêmement
coûteuses nécessaires à l’exportation tout en réduisant le risque de les voir tomber en
désuétude et, d’autre part, les importateurs peuvent s’assurer d’un approvisionnement
capable de couvrir leurs besoins en matière de sécurité énergétique.
13 New York State (non daté) https://www.dec.ny.gov/docs/materials_minerals_pdf/nyserda2.pdf
14 The Global Gas Historical Network (non daté) http://archive.is/GDgWK consulté le 07/08/16.Dans les années 1960, le Royaume-Uni a découvert les premiers champs gaziers de la
mer du Nord pour aider à couvrir sa consommation intérieure.15 La Norvège a suivi la
même voie, mais a dû construire des gazoducs pour l’exportation vers le Royaume-Uni
et l’Europe parce que son marché intérieur était limité (Stern, 2004).
RÉSEAU DE GAZODUCS NORVÈGE-EUROPE, 2016
NORVÈGE
~ 16 ~
SUÈDE
DANEMARK
GRANDE
BRETAGNE
ALLEMAGNE
PAYS-BAS
Gazoduc existant
Gazoduc prévu
Autres gazoducs
FRANCE BELGIQUE
Carte 1 / Source : Norwegian Petroleum16
15 La «consommation intérieure» désigne la consommation à l’intérieur du territoire d’un état.
16 Norwegian Petroleum (2016) https://www.norskpetroleum.no/en/production-and-exports/exports-of-oil-and-gas/L’Algérie a également construit sa première usine d’exportation dans les années 1960 et
a commencé à approvisionner le Royaume-Uni et la France.17 En 1983, le gazoduc trans-
méditerranéen a commencé à envoyer du gaz depuis l’Algérie en passant par la Tunisie
et la Sicile et à se connecter avec les réseaux italiens. En 1996, l’autre gazoduc algérien,
transitant par le Maroc, a raccordé l’Espagne et le Portugal. Enfin, en 2010, MEDGAZ,
un gazoduc reliant directement l’Algérie à l’Espagne, est entré en service (Stern, 2004).
RÉSEAU DE GAZODUCS ALGÉRIE-UE, 2016
~ 17 ~
Carte 2 / Source : REGRT pour le gaz/GIE18
Les exportations de gaz de la Russie vers l’Europe n’ont commencé qu’au début des
années 1970 avec la construction du gazoduc géant Brotherhood, qui est entré en service
en 1983, et plus tard du gazoduc Yamal-Europe en 1997.
17 Ambassade d’Algérie à Londres (non daté) http://www.algerianembassy.org.uk/index.php/algeria-uk-relations.html
consulté le 18/11/16
18 REGRT pour le gaz/GIE (2016) https://www.entsog.eu/public/uploads/files/maps/systemdevelopment/ENTSOG-GIE_
SYSDEV_MAP2015-2016.pdfRÉSEAU DE GAZODUCS RUSSIE-UE, 2007
Vers le gisement
Gazoduc de Chtokman Vers les gisements
Gazoduc proposé de Yamal
États membres de l’UE
Russie
500 Km
Carte 3 / Source : Samuel Balley, 2009
~ 18 ~
Malgré l’installation par le Royaume-Uni, la France, l’Italie, l’Espagne et la Belgique de
terminaux méthaniers d’importation sur leurs côtes, le GNL a connu une croissance lente
en raison de son coût économique élevé. En revanche, le réseau de gazoducs russes a
cimenté les relations gazières de l’Europe centrale et orientale avec les gisements gaziers
de Sibérie, favorisant une plus grande dépendance vis-à-vis du gaz russe.
IMPORTATIONS EN PROVENANCE DE L’URSS/FÉDÉRATION DE RUSSIE (MMC)
160,00
ALLEMAGNE ITALIE TURQUIE FRANCE HONGRIE AUTRES
140,00
120,00
100,00
80,00
60,00
40,00
20,00
0,00
1973 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2003
Graphique 2 / Compilé par les auteurs à partir des données de Stern, 2004III LE GAZ AUJOURD’HUI : UNE CROISSANCE MONDIALE RAPIDE ~ 19 ~
Les indicateurs confirment l’accélération actuelle de la croissance du gaz : la plupart des
régions du monde ont découvert davantage de réserves, produisent et consomment plus
de gaz; les usines de liquéfaction et les kilomètres de gazoducs géants se multiplient,
et la flotte de navires méthaniers connaît une croissance importante. Des centaines
de milliards d’euros ont été investis dans le développement de ce secteur. En outre, le
discours officiel assure que le gaz est « le combustible de la transition » vers des écono-
mies à faibles émissions de carbone et que c’est un « ami » inséparable des énergies
renouvelables, préparant la voie à une utilisation massive. Les multinationales pétrolières
et gazières profitent directement de ce développement et confortent leur hégémonie
dans le secteur de l’énergie en renforçant leur part d’activité dans le gaz.
RÉSERVES PROUVÉES DE GAZ (BMC)
90,0
80,0
70,0
60,0
50,0
40,0
30,0
20,0
10,0
0
Amérique Amérique centrale Europe (hors UE) Union Asie Afrique Asie
du Nord et du Sud et Eurasie européenne de l’Ouest du Sud-Est
~ 20 ~ 1995 2005 2015
Graphique 3 / Source : Base de données BP
EXTRACTION DE GAZ (MMC)
1200,0
1000,0
800,0
600,0
400,0
200,0
0
Amérique Amérique centrale Europe (hors UE) Union Asie Afrique Asie
du Nord et du Sud et Eurasie européenne de l’Ouest du Sud-Est
1995 2005 2015
Graphique 4 / Source : Base de données BPCONSOMMATION DE GAZ (MMC)
1200,0
1000,0
800,0
600,0
400,0
200,0
0
Amérique Amérique centrale Europe (hors UE) Union Asie Afrique Asie
du Nord et du Sud et Eurasie européenne de l’Ouest du Sud-Est
1995 2005 2015
Graphique 5 / Source : Base de données BP
Les graphiques montrent que l’Union européenne est la région du monde présentant la
plus forte baisse des réserves et d’extraction, tandis l’Asie occidentale recèle de grandes
réserves19 et que l’Amérique du Nord, États-Unis en tête, a considérablement augmenté
son extraction au cours de la dernière décennie. En termes généraux, nous pouvons
affirmer que l’UE et l’Asie-Pacifique sont des régions importatrices, que l’Asie occiden-
tale et l’Afrique sont exportatrices, tandis que les autres régions maintiennent un certain
équilibre entre l’extraction et la consommation. Cependant, si les données sont ventilées
par pays, elles nous montrent une image très différente.
~ 21 ~
GÉOPOLITIQUE:
NOUVELLES RELATIONS GAZIÈRES
Cette dernière décennie ont été posés de nombreux jalons qui marquent une nouvelle
perspective géopolitique pour l’énergie et le gaz en particulier. La crise financière
de 2007-2008, le Printemps Arabe en Égypte, en Libye, en Tunisie, au Yémen et en
Syrie (2010-2013), l’accident de Fukushima (2011), le renouveau du conflit gazier entre
l’Ukraine et la Russie (2006 et 2009) et la guerre civile dans l’ex-république soviétique
(2014-), la levée des sanctions contre l’Iran (début 2016), la baisse soudaine du prix du
baril de pétrole brut (mi-2014) et le fameux boom des combustibles non conventionnels
aux États-Unis20 (2007-) révèlent un scénario global assurément différent de la décennie
précédente.
19 Généralement connu sous l’appellation Moyen-Orient, un nom critiqué pour sa vision eurocentrique.
20 Le boom des combustibles non conventionnels se réfère à la forte croissance de la production de gaz de schiste et de
pétrole en formations étanches ainsi qu’à la technologie de fracturation hydraulique aux États-Unis à partir de 2007.
https://www.eia.gov/energyexplained/index.cfm?page=natural_gas_whereTOP 10 EN RÉSERVES, EXTRACTION ET CONSOMMATION DE GAZ
RÉSERVES CROISSANCE EXTRACTION CROISSANCE CONSOMMA- CROISSANCE
2015 bmc ANNUELLE (2006–15) 2015 mmc ANNUELLE (2006–15) TION 2015 mmc ANNUELLE (2006–15)
Iran 34,02 2,2 % États-Unis 767,3 4,0 % États-Unis 778,0 2,3 %
Russie 32,27 0,3 % Russie 573,3 -0,3 % UE 402,1 -2,0 %
Qatar 24,53 -0,4 % Iran 192,5 6,1 % Russie 391,5 0,0 %
Turkménistan 17,48 32,5 % Qatar 181,4 12,4 % Chine 197,3 15,3 %
États-Unis 10,44 6,3 % Canada 163,5 -1,4 % Iran 191,2 6,5 %
Arabie saoud. 8,33 2,0 % Chine 138,0 9,4 % Japon 113,4 3,9 %
Émirats arab. 6,09 0,0 % UE 120,1 -6,0 % Arabie saoud. 106,4 4,2 %
Vénézuela 5,62 2,7 % Norvège 117,2 2,9 % Canada 102,5 0,5 %
Nigeria 5,11 -0,1 % Arabie saoud. 106,4 3,9 % Mexique 83,2 3,3 %
Algérie 4,50 0,0 % Algérie 83,0 -0,7 % Allemagne 74,6 -1,3 %
Tableau 4 / Compilé par les auteurs à partir des données de BP
NB : Le TOP 10 pour les réserves, l‘extraction et la consommation de gaz montre les réserves poten-
tielles en Iran, la croissance de l‘extraction aux États-Unis et l‘augmentation de l‘extraction et de la
consommation en Chine. Tout cela contraste avec la baisse de l‘extraction dans l‘Union européenne.
L’Arctique se démarque sans aucun doute comme région du monde où l’extraction du gaz
~ 22 ~ est source de conflit. On estime que 13 % des réserves mondiales de pétrole et 30 % du
gaz s’y trouvent (Aoun, Lojanica, & Mathieu, 2015). Bien qu’aucune exploration ou extrac-
tion à grande échelle ne soit prévue à court terme, les cinq pays de l’Arctique (Russie,
États-Unis, Canada, Norvège et Danemark) sont en conflit permanent pour établir des
frontières dans cette région.21 L’Afrique du Nord est également une région importante en
ce qui concerne le gaz. Les réserves en Algérie (4,5 bmc), en Égypte (1,8 bmc) et en Libye
(1,5 bmc)22 sont très importantes pour l’Union européenne.23 Mais ces trois puissances
gazières ont été affectées par diverses circonstances qui ont compliqué leurs activités
d’extraction et d’exportation. En février 2013, l’Algérie a subi une attaque perpétrée par
Al-Qaïda faisant 40 morts sur les installations d’Amena. 24 Cette attaque, l’épuisement
des gisements existants, le manque d’investissements pour de nouvelles explorations
et l’augmentation de la consommation intérieure ont entraîné une baisse durable de sa
capacité d’exportation (Hamouchene & Pérez, 2016). En Libye, la guerre civile de 2011 a
temporairement stoppé les exportations de gaz et actuellement sa seule usine de liqué-
21 La campagne lancée par Greenpeace en 2012 vise à prévenir l’exploitation des hydrocarbures et la pêche industrielle non durable
dans l’Arctique. Greenpeace (non daté) https://www.savethearctic.org/ consulté le 19/11/16.
22 Base de données BP. Estimation pour la fin de 2014.
23 4 gazoducs relient l’Afrique du Nord à l’UE : 3 provenant de sites de production en Algérie et un de Libye. Des projets
sont à l’étude pour construire un nouveau gazoduc entre l’Algérie et l’Italie.
24 Prise d‘otages d‘In Amenas https://fr.wikipedia.org/wiki/Prise_d%27otages_d%27In_ Amenasfaction reste hors service à cause des attaques lancées pendant la guerre.25 En Égypte,
la consommation intérieure a triplé au cours de la période 2000-2012 et l’extraction de
gaz a essayé de la satisfaire en réduisant considérablement les quotas d’exportation. 26
En Asie occidentale, l’Iran devrait être le centre de toutes les attentions. La levée de
l’embargo intervenu récemment avec la signature de l’accord de Vienne sur le nucléaire
iranien27 a esquissé un nouvel avenir pour ce géant du gaz. Les réserves de l’Iran sont
estimées à 34,02 bmc avec des exportations minimales de 9 mmc/an vers la Turquie,
l’Arménie et l’Azerbaïdjan. 28 Comme l’Égypte, l’extraction est destinée à la consomma-
tion intérieure, mais la société gazière nationale iranienne souhaite atteindre des quotas
d’exportation de 128 mmc/an, ce qui la placerait parmi les leaders mondiaux dans ce
secteur. Dans ce but, l’Iran a l’intention de construire une usine de liquéfaction pour
exporter du gaz vers l’Europe, via la Turquie et la péninsule arabique29 ainsi que des gazo-
ducs tels que le gazoduc Iran-Pakistan ou le gazoduc Perse.
Plus au nord, nous avons le Turkménistan. La découverte de nouvelles réserves donne
au pays la possibilité de devenir un grand exportateur, l’Union européenne et la Chine
cherchant à établir des liens avec cette république d’Asie centrale.
CONCENTRATION DES RÉSERVES DE GAZ 2015
1 Azerbaïdjan 1,148337
2 Fédération de Russie 32,27103
~ 23 ~
3 Turkménistan 17,479
4 Iran 34,02
2
5 Irak 3 694
6 Qatar 24,52806
7 Arabie saoudite 8,325154
8 Émirats arabes unis 6,091
1 3 9 Algérie 4,504
5 4 10 Égypte 1,846259
9 11 10 11 Libye 1,5049
7 6 8
Carte 4 / Compilé par les auteurs à partir des données de BP
NB : Plus de 70 % des réserves mondiales se trouvent dans cette région.
25 U.S. Energy Information Administration (2015) https://www.eia.gov/beta/international/analysis.cfm?iso=LBY
26 U.S. Energy Information Administration (2015) https://www.eia.gov/beta/international/analysis.cfm?iso=EGY
27 Département d’État américain (2015) https://www.state.gov/e/eb/tfs/spi/iran/jcpoa/
28 U.S. Energy Information Administration (2015) https://www.eia.gov/beta/international/analysis.cfm?iso=IRN
29 S&P Global. Platts (2016) https://www.platts.com/latest-news/natural-gas/london/feature-iran-eyes-major-gas-export-
boost-but-26448318Le gaz naturel joue également un rôle important dans les relations UE-Russie. Le déclen-
chement de la guerre en Ukraine et le niveau élevé de dépendance de l’UE vis-à-vis du
gaz russe sont des facteurs qui justifient l’orientation prise par la politique énergétique
de l’UE. Il convient de noter qu’environ 30 % des importations de gaz proviennent de la
Fédération de Russie et que 50 % d’entre elles sont acheminées via l’Ukraine.
L’UE et la Russie parlent toutes deux de diversification. L’UE est à la recherche de
nouveaux fournisseurs et prévoit des gazoducs tels que le corridor gazier sud-européen30
pour acheminer le gaz depuis l’Azerbaïdjan (et le Turkménistan) vers l’Italie. En outre,
l’Union espère intensifier ses relations existantes avec l’Afrique du Nord, poursuivre les
discussions de haut niveau sur l’énergie avec l’Algérie, les États-Unis et le Canada, s’ou-
vrir au GNL de pays tels que le Qatar, le Nigeria, l’Égypte, et de nouveaux exportateurs
tels que l’Angola, le Mozambique, la Tanzanie, Israël, le Liban, l’Iran et l’Irak. 31
En même temps, la Fédération de Russie souhaite réorienter son activité gazière vers l’Est,
le marché européen semblant saturé, tant par la baisse de la consommation de gaz consé-
cutive à la crise financière que par la politique énergétique européenne qui lui est hostile. En
2014, Gazprom a signé un accord sur 30 ans avec la China National Petroleum Corporation
(CNPC) pour fournir 38 mmc de gaz par an et pour construire le gazoduc géant Force de
Sibérie.32 L’investissement total s’élève à environ 55 milliards de dollars, bien que certaines
sources affirment que la baisse du prix du pétrole brut a ralenti les plans du Kremlin.33
D’autre part, nous ne pouvons pas oublier l’émergence au cours de la dernière décennie
~ 24 ~ de nouveaux acteurs suite au boom des combustibles non conventionnels. Les États-
Unis, par exemple, ont fait exploser leur extraction de gaz de schiste, qui est passée
en quelques années d’un combustible presque inexistant à 40 % de l’extraction totale
en 2013. Ce boom a provoqué une baisse interne des prix du gaz34 et des importations
nettes, qui ont atteint le niveau de 1986 35, tout en s’accompagnant de graves dommages
pour l’environnement et la santé signalés par de nombreuses organisations. 36
Afin de réduire l’effet de cette baisse des prix, les États-Unis souhaitent devenir le premier
exportateur mondial, en profitant de leur capacité technique. Dans cette situation, elles
peuvent exporter vers le marché asiatique, où les prix sont plus attractifs, ou vers le marché
européen, moins lucratif, mais plus stratégique quant à leur objectif de mettre fin à l’hégé-
30 Le corridor gazier sud-européen était auparavant dénommé gazoduc Europe-Mer Caspienne.
31 Commission européenne (2016) https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/1_EN_ACT_part1_v10-1.pdf
32 Gazprom - compagnie nationale de gaz russe - (non daté) http://www.gazprom.com/about/production/projects/pipelines/built/
ykv/ consulté le 10/08/16
33 Reuters (2016) https://www.reuters.com/article/us-russia-china-gas-exclusive/exclusive-russia-likely-to-scale-down-china-gas-
supply-plans-idUSKCN0UT1LG
34 Son prix en 2008 était de 8,86 $/Mbtu et en 2015 de 2,62 $/Mbtu, soit une baisse de 70 % pour atteindre les niveaux de prix des
années 90. U.S. Energy Information Administration (2016) https://www.eia.gov/naturalgas/importsexports/annual/
35 U.S. Energy Information Administration (2016) https://www.eia.gov/naturalgas/importsexports/annual/
36 Greenpeace (2014) https://www.greenpeace.org/usa/global-warming/issues/natural-gas/case-studies/monie russe du gaz en Europe. Fait pertinent aux États-Unis : le niveau élevé d’endettement des compagnies d’extraction de gaz qui accumulent des pertes de plusieurs millions en raison du déclin rapide des puits d’extraction ainsi que de la chute du prix du pétrole brut.37 Dans le cas de l’Australie, la principale incitation au développement des exportations de gaz a été la situation post-Fukushima, avec un Japon, leader des importations de GNL et un marché asiatique à forte demande (Corée du Sud, Chine, Inde, etc.). L’Australie a décidé d’explorer de nouvelles réserves de combustibles conventionnels et de gaz de houille, et planifie la construction d’installations d’exportation. Plus de 90 % de ses réserves de gaz conventionnel sont situées dans la zone maritime du nord-ouest, une zone de grande valeur écologique et de grande biodiversité marine. Contrairement aux États-Unis, l’Australie a peu d’installations d’exportation. Elle ne dispose pas de travailleurs spécialisés et les projets sont situés dans des zones reculées, rendant astronomiques les coûts des installations de liquéfaction. Par exemple, le complexe d’exportation de gaz Gorgon LNG, situé dans le nord- ouest de l’Australie, représente un coût final de 54 milliards de dollars (Lee, 2013). À son tour, le Canada possède d’importantes réserves de gaz, mais se heurte aux mêmes problèmes que l’Australie : les projets sont situés dans des régions reculées, sans infras- tructure et dans les territoires des communautés autochtones. Au Mozambique, les sociétés américaines Anadarko et italiennes Eni espèrent exporter du GNL en 2018-2019, mais les projets seront retardés en raison du faible prix du gaz. (Maugeri, 2014). PROJETS D’IMPORTATION ET D’EXPORTATION ~ 25 ~ Comme vu dans le chapitre précédent, l’empressement à exporter du gaz est allé de pair avec la planification de projets gaziers interminables. Si on considère les installations de liquéfaction actuellement en construction, la capacité augmentera de pratiquement 50 % (286 MTA déjà opérationnels et 139 MTA en construction) et sera concentrée dans très peu de pays, principalement les États-Unis et l’Australie. Si nous considérions aussi les installations prévues et proposées, leur nombre ferait plus que doubler la capacité actuelle. Néanmoins, nous devons traiter les projets qui n’ont pas encore atteint la phase de construction avec prudence, car ils se font concurrence pour une part des marchés mondiaux du GNL et tous n’obtiendront pas la licence ou l’investissement nécessaires. La baisse actuelle du prix du pétrole brut a également un effet direct sur l’intérêt des investis- seurs pour ce type d’infrastructures, qui ont été proposées lorsque les prix étaient élevés. En revanche, les installations de regazéification connaissent une croissance modérée (1499 MTA en service et 144 MTA en construction) et un déséquilibre majeur subsiste à l’échelle mondiale entre les capacités d’exportation et d’importation de GNL. Les chiffres indiquent également que la flotte de méthaniers augmentera de 25 % en quelques années.38 37 Bloomberg (2015) www.bloomberg.com/news/articles/2015-09-17/an-oklahoma-of-oil-at-risk-as-debt-shackles-u-s-shale-drillers 38 Selon l’édition 2016 de l’IGU World Gas LNG Report, il existe 614 méthaniers en fonctionnement et 150 en cours de construction.
CAPACITÉ DES INSTALLATIONS DE LIQUÉFACTION EN 2015
(TONNES MÉTRIQUES PAR AN - MTPA)
80,00 Opérationnel En construction
70,00
60,00
50,00
40,00
30,00
20,00
10,00
0,00
Indonésie
Australie
Malaysie
Nigeria
Algérie
Trinid. et Tob.
Egypte
Oman
Russie
Brunei
Yémen
Émirats arab.
Angola
Pérou
Norvège
Guinée équat.
Papouasie-Nlle.-Guin.
Libye
États-Unis
Cameroun
Qatar
Graphique 6 / Compilé par les auteurs à partir des données
de International Gas Union, 2016
CAPACITÉ DES INSTALLATIONS DE REGAZÉIFICATION
EN 2015 (TONNES MÉTRIQUES PAR AN - MTPA)
200,00
150,00 Opérationnel En construction
100,00
~ 26 ~ 50,00
0,00
Japon
États-Unis
Corée
Espagne
Chine
Royaume-Uni
Inde
France
Mexique
Taïwan
Brésil
Italie
Turquie
Égypte
Pays-Bas
Indonésie
Argentine
Canada
Belgique
Singapore
Koweït
Portugal
Thaïlande
Chili
Jordanie
Malaisie
Pakistan
Grèce
Israël
Lituanie
Émirats arab.
Rép. Dominicaine
Puerto Rico
Philippines
Pologne
Graphique 7 / Compilé par les auteurs à partir des données de International Gas Union, 2016
Le GNL représentait 9,8 % du total des approvisionnements en gaz naturel en 2015 (Inter-
national Gas Union, 2016), mais cet essor majeur pourrait le placer dans une meilleure
position. En outre, le GNL redéfinit les relations gazières entre les régions du monde,
mettant de plus en plus de pays en concurrence pour s’assurer une place sur le marché
gazier mondial et apportant plus de flexibilité que les gazoducs.
Le développement du GNL n’a pas d’impact sur le nombre de grands gazoducs planifiés.
Les mégas gazoducs sont de véritables plateformes relationnelles entre territoires qui
vont au-delà des questions énergétiques, mais il est en effet difficile de trouver des infor-
mations sur leurs caractéristiques techniques et leurs états d’avancement. Le tableau
suivant énumère les principaux gazoducs internationaux.MÉGA GAZODUCS INTERNATIONAUX PLANIFIÉS
GAZODUC/ LONGUEUR
PAYS ET CAPACITÉ STATUT ENTREPRISES
Northwest Pipeline (Pemex Gas et Petroquimica
Basica (PGPB), une filiale de Pemex, + Ienoca
Los Ramones 860 km Opérationnel (Sempra Mexico) > Phase I39 ; Gazoduc de Chihuahua,
États-Unis/Mexique 22 mmc depuis 2016 filiale de PGPB > Phase I; MGI Supply > Phase I;
SunGard > Phase I; GDF Suez + Pemex > Phase II 40 ;
Gazoduc TAG, partie de Pemex > Phase II
En construction
Power of Siberia 3944 km Gazprom
Opérationnel
Chine-Russie 38 mmc China National Petroleum Corporation (CNPC)
fin 2019 41
TAPI En construction
1420 km Turkmengaz; GAIL India;
Turkménistan-Afgha- Opérationnel
33 mmc ISGS > Pakistan; Afghan Gas Enterprise (AGE)
nistan-Pakistan-Inde fin 2019 42
Société nationale iranienne de gaz > Iran
En construction
2775 km Khatam al-Anbia (sous-traitance) > Iran
Iran-Pakistan Incertain quand
40 mmc 43 Sui Northern Gas Pipeline Limited + Sui Southern Gas
opérationnel
Company Limited (consortium) > Pakistan
Société nationale iranienne d’exportation
de gaz Som Petrol, Turquie
Gazoduc Persa (ITE) 3300 km Option 1: société iranienne + société étrangère (consortium);
En projet 44
Iran-Turquie- Europe 37 mmc Option 2: 2 sociétés iraniennes + 2 sociétés étrangères;
Frontière entre l’Iran et la Turquie: société mixte;
Frontière entre la Grèce et la Turquie: société mixte
Société nationale nigériane du pétrole
Gazoduc transsaharien 4128 km 45 Sonatrach > Algérie; Contributeurs possibles en cas d’apport
En projet
Nigeria-Algérie 30 mmc d’appui technique et non uniquement d’apport financier.
Gazprom, GAIL India, Total, Eni, Royal Dutch Shell
Nord Stream 2 1200x2 km 46 Gazprom > Actionnaire (100 %); OMW > Support; Shell >
En projet
Russie-Allemagne 27,5x2 mmc Support; Wintershall (BASF-Gruppe) > Support; ENGIE > Support
Corridor gazier BP (Royaume-Uni), SOCAR (Azerbaïdjan), Lukoil (Russie),
sud-européen 3500 km Opérationnel en Snam (Italie), BOTAS et TPAO (Turquie), Fluxys (Belgique), ~ 27 ~
47
Azerbaïdjan et 10-32 mmc 2021 Enagás (Espagne), Total (France), Naftiran Intertrade (Iran),
Turkménistan-Italie Petronas (Malaisie) et Axpo (Suisse).
Galsi 288 km 48 Sonatrach (Algérie), Edison (Italie), Enel (Italie),
En projet
Algérie-Italie 7,6 mmc Sfirs (Italie), Hera Trading (Italie)
TurkStream 900 km Opérationnel en 49 Gazprom > Société mixte qui appartient à une société
Russie-Turquie 31,5 mmc 2019 turque pour la partie «en surface» du gazoduc.
South Stream
South Stream Transport AG (co-entreprise)>16 septembre
Russie-Bulgarie-Serbie- 2380 km
Annulé en 2014 50 2011; Gazprom (50 %), Eni (20%), Électricité de France (15 %),
Hongrie-Slovaquie- 63 mmc
Wintershall (BASF Gruppe) (15 %)
Slovénie-Autriche
Tableau 5 / Compilé par les auteurs
39 Business News Americas (non daté) www.bnamericas.com/project-profile/en/ducto-de-transporte-de-gas-natural-los-
ramones-fase-i-los-ramones-fase-i consulté le 01.12.16
40 Business News Americas (non daté) www.bnamericas.com/project-profile/en/ducto-de-transporte-de-gas-natural-los-
ramones-fase-ii-norte-los-ramones-fase-ii-norte consulté le 01.12.16
41 Gazprom (non daté) www.gazprom.com/about/production/projects/pipelines/built/ykv/ consulté le 05/04/2018.
42 Banque asiatique de développement (non daté) www.adb.org/projects/44463-013/main#project-overview consulté le 01/12/2016.
43 Modern Diplomacy (2018) https://moderndiplomacy.eu/2018/03/05/ip-gas-pipeline-fading-opportunity-pakistan/
44 ITE gas pipeline project (ohne Datum) http://en.turangtransit.com.tr/
45 OCDE (2014) www.oecd.org/swac/maps/02-Transsaharan%20gas%20pipeline.pdf
46 Nord Stream 2 (2016) https://www.nord-stream2.com/
47 Commission européenne (2018) https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/pci_annex2_7_1_1_en_2017.pdf
48 Hydrocarbons Technology (non daté) https://www.hydrocarbons-technology.com/projects/algeria-sardinia-italy-gas-
pipeline-galsi/ consulté le 05/04/2018.
49 TurkStream (2018) http://www.turkstream.info/press/news/2018/177/
50 South Stream (2016) http://www.south-stream-transport.com/Les projets d’extraction de gaz ainsi que les installations de liquéfaction et de regazéi-
fication, les navires méthaniers GNL et les grands gazoducs comportent des risques
associés élevés : 1) les investissements de plusieurs millions dans les infrastructures
reposent sur des projections futures de consommations volontairement optimistes 2)
la majorité de ces investissements sont soutenus par des fonds et/ou des garanties qui
transfèrent le risque au domaine public 3) si la totalité des capacités projetées entrait en
service, cela ferait chuter les prix du gaz et contribuerait à une catastrophe climatique 4)
la durée de vie de ces infrastructures est calculée entre 40 et 50 ans et le pic de gaz se
produira avant cette période. Beaucoup tomberont donc en désuétude.
PROJECTIONS « OPTIMISTES » DE CONSOMMATION DANS L’UE
600
Millions de tonnes d'équivalent pétrole
Consommation intérieure brute
500
400
~ 28 ~
300
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
2030
Prévision 2003 Prévision 2005 Prévision 2007
Prévision 2009 Prévision 2011 Prévision 2013
Consommation réelle
Graphique 8 / Source : European Court of Auditors, 2015
Note sur le schéma d’origine : Toutes les projections sont destinées à la consommation dans l’UE
des 27 à des intervalles de cinq ans (2005, 2010, 2015, etc.).LA CHUTE RÉCENTE DU PRIX DU PÉTROLE BRUT
Le lien étroit entre l’extraction de gaz et de pétrole et la tarification indexée
du gaz par rapport au pétrole signifie que la chute du prix du pétrole affecte
l’industrie du gaz.
Généralement, les périodes où le prix du pétrole est élevé provoquent un pic
initial dans l’extraction de cette ressource, mais finissent par ralentir la croissance
économique mondiale; les périodes où le prix est bas favorisent l’exploration et
l’extraction. La majorité des grandes infrastructures gazières a été planifiée à une
période (2010-2014) de prix du pétrole et du gaz stables à la hausse. Compte tenu
des prix actuels, les investisseurs ne voient pas aussi favorablement les béné-
fices futurs de l’industrie des énergies fossiles. Cela peut ralentir la construction
d’installations de liquéfaction et de regazéification coûteuses et de gigantesques
gazoducs, tandis que ceux qui sont déjà en phase de construction peuvent se
trouver confrontés à de réels problèmes de rentabilisation de l’investissement.
De plus, les garanties publiques pour ces projets doivent être analysées, car elles
peuvent conduire à des dettes illégitimes51 que le contribuable devra supporter.
CORRÉLATION ENTRE LES PRIX DU PÉTROLE ET DU GAZ
140 14
12 ~ 29 ~
120
Prix du pétrole
100 10
Prix du gaz 8
80
60 6
pétrole (($/baril)
gaz ($/Mmbtu)
40 4
20 2
0 0
6.1.1990 6.1.1995 6.1.2000 6.1.2005 6.1.2010 6.1.2015
Graphique 9 / Source: Statistiques macroéconomiques croisées du FMI sur les pays
51 Plataforma Auditoria Ciudadana de la Deuda (non daté) https://www.dropbox.com/s/1pla1din3znkbkz/Definicion%20
Schulden%20Ilegitim.pdf consulté le 18/11/16Vous pouvez aussi lire
