Jean-Marie Dauger – Directeur Général Adjoint en charge de la branche Global Gaz & GNL

2012-12-18T14:27:29+00:00

GDF SUEZ est présent sur toute la chaine de valeur du gaz naturel, de la production à la fourniture en passant par le transport, et peut-être demain sur le marché du GNL  comme carburant

 

Comment  devrait évoluer le marché mondial du gaz ?

JMD : Globalement, nos scénarios sont assez en ligne avec le scénario Current Policy Initiatives de l’Agence internationale de l’énergie (AIE)  qui prévoit un développement relativement fort du gaz. Dans ce scénario, l’Agence table sur une croissance annuelle de 1,7 % de la demande de  gaz d’ici 2030. Cette croissance se  traduirait, in fine, par une hausse de la demande de plus de 50 % sur la période 2012-2030. On peut considérer que le gaz s’inscrit dans une tendance largement positive.  Plusieurs raisons expliquent cette croissance du gaz : tout d’abord, aujourd’hui, les réserves établies de gaz représentent plus de 60 ans de la production actuelle. Des réserves plus importantes que dans le pétrole, dont la production est estimée aujourd’hui à  40 ans. Mais surtout, le développement des gaz  non conventionnels nous permet de repousser très sensiblement cette limite. Doit-on s’attendre à  un doublement, voire  un quadruplement des réserves de gaz non conventionnels ?  Personne ne le sait précisément, mais on pourrait évoquer une durée de vie des réserves de 250 ans. Si cette tendance se confirme, les questions vont se poser autrement. Les modèles énergétiques ne peuvent plus inscrire le gaz dans le cadre d’une seule transition, mais dans un cadre de développement durable et soutenu. Cette énergie  constitue l’une des rares options permettant aux pays en forte croissance de réduire rapidement l’émission de gaz à effet de serre. En Europe comme en Asie, tout particulièrement en Chine, mais aussi en Amérique du Nord, là où les préoccupations environnementales sont importantes, le gaz reste l’option la plus simple pour réduire les émissions de CO2. Bien sûr, on s’oriente vers un mix énergétique diversifié parce que le gaz n’est pas la seule énergie de substitution, mais il n’en demeure pas moins que  le  gaz  représente un complément indispensable des  énergies renouvelables.

Quels sont, selon vous, les défis à relever?

Les pays doivent faire face à une double contrainte : d’un côté, il leur faut  réduire les émissions de gaz à effet de serre, ce qui les pousse à développer plus d’énergies renouvelables ; et de l’autre, ils ne peuvent faire l’impasse sur la contrainte économique liée aux énergies renouvelables qui demeurent, dans certains cas, coûteuses.  Dans ce contexte, la question est de savoir à quel rythme cette transition énergétique va se réaliser. Et cette question se pose en des termes très différents, selon les pays. Conjuguée à une croissance économique moindre en Europe, et malgré les conséquences de l’accident de Fukushima sur le futur de l’option nucléaire, cette contrainte environnementale, accentuée par un environnement régulatoire plus fort, devrait limiter la croissance de la demande en Europe entre zéro et 1 % par an selon les scénarios. La croissance du gaz devrait donc rester relativement modérée en Europe. En Asie, il semble que la contrainte principale soit la couverture de besoins en énergie croissants et du combat contre la pollution atmosphérique. Dans ces pays, nous tablons sur une hausse de 4,3 % par an (Asie non OCDE New Policies scenario WEO 2011 IAE). Globalement, le marché  mondial du gaz va progresser, toujours selon les estimations de l’AIE, de 1,7 % en moyenne par an d’ici 2035. Cette croissance est loin d’être négligeable : on parle tout de même d’une consommation annuelle en 2035 de 1700 milliards de m3 de plus qu’en 2009. Ce sont des volumes considérables même sur une période de 20 ans.

Quel sera l’impact des exportations de gaz américain sur les grands flux mondiaux ?

Depuis la découverte des gaz de schiste  aux Etats-Unis, tout va très vite. On peut estimer que la  production de gaz de schiste aux Etats-Unis s’inscrit dans  un mouvement durable. C’est donc là un changement majeur. Pour l’instant, ce mouvement  ne s’est produit qu’aux Etats-Unis. Mais il y a encore beaucoup de réserves potentielles dans d’autres  pays.  L’Amérique du Nord  redeviendrait exportatrice  de gaz. Lorsque les Etats-Unis se mettent à produire du gaz à 1,8 dollar /mbtu, la crédibilité d’un projet d’exportation d’Amérique du Nord est à prendre au sérieux. Parmi les plus avancés, il y a celui du groupe américain Chenière Energy qui a déjà obtenu les autorisations nécessaires. Les  Etats-Unis sont prêts : ce sont des projets « brown field »,  ils bénéficient d’installations portuaires existantes, bien connectées aux grands pipelines. Il ne leur manque que les unités de liquéfaction du gaz. Reste la volonté politique de favoriser ou non les projets. Actuellement aux Etats-Unis, on compte 7 projets de liquéfaction du gaz pour l’exportation, qui s’ils se réalisent,  représenteraient, au total, environ 100 millions de tonnes de GNL, soit un quart de la production américaine de gaz, c’est beaucoup. Mais au regard  de la consommation mondiale annuelle de gaz, estimée à 3000 milliards de m3 en 2009, les grands équilibres ne s’en trouveraient pas bouleversés. A contrario,  au Canada, les projets sont « green fields », autrement dit, tout est à construire, y compris les gazoducs au travers des  Rocheuses.

 Quelles sont vos ambitions aux Etats-Unis ?

Nous sommes entrés récemment dans le projet de Cameron LNG, filiale de la société américaine Sempra Energy, qui doit construire une usine de liquéfaction de gaz naturel sur le site de son terminal de réception de GNL d’Hackberry  en Louisiane. Il s’agit là d’un projet  destiné à l’exportation de gaz comme celui de Chenière. Nous avons choisi le projet Cameron de Sempra Energy parce qu’il nous paraît être le plus favorable. A la différence de Chenière,  le projet de Sempra Energy consiste  à mettre à disposition de clients une capacité de liquéfaction de 4 millions de tonnes par an de GNL, et le cas échéant de prendre une participation comme investisseur dans le projet.. Le projet Cameron LNG porte sur  la construction de trois trains de liquéfaction de 4 millions de tonnes chacun, soit au total 12 millions de tonnes par an. L’accord que nous avons conclu porte sur l’un des trois trains. A ce stade, Sempra a fait le choix de tous les partenaires et nous sommes donc en discussion exclusive avec eux. In fine, Sempra Energy détiendra  50 % du projet et les trois autres partenaires  se partageront les 50 % restants à raison d’un tiers chacun. Le groupe GDF SUEZ pourrait donc avoir un tiers des capacités de GNL du terminal et un sixième du projet de Sempra Energy. Si le projet Cameron LNG obtient toutes les autorisations nécessaires, il sera opérationnel en 2016-2017. Cette opération est très importante pour le groupe GDF SUEZ, car elle lui permettra de diversifier son portefeuille d’approvisionnement en GNL en allant acheter du gaz aux Etats-Unis, soit sur la base de prix qui pourrait être indexé, soit sur les prix Henry Hub, soit sur le pétrole.

Quelle sera la place du GNL dans le nouveau paysage énergétique ?

Face à la demande de gaz en Asie et en Amérique du Sud, le GNL  croîtra de encore plus vite que le gaz naturel.  Prenons l’exemple du Japon, la question de l’approvisionnement  énergétique est aujourd’hui clairement posée : le nucléaire représentait,  avant l’accident de Fukushima,  25 % de la production électrique. Quelles orientations va-t-il  prendre après l’arrêt de son parc nucléaire ?  Le gouvernement  japonais doit statuer sur ce dossier à la fin de l’année. En attentant, les opérateurs japonais  sentent qu’il va  falloir changer de mix énergétique. Il est probable qu’ils renforcent massivement leurs programmes  d’économies d’énergie et continuent à mener  une politique  très active de développement sur le  gaz, et à terme sur les énergies renouvelables. Pour préserver leurs options d’approvisionnement à court terme, je constate qu’un certains nombre de sociétés japonaises prennent  des positions un peu partout dans le monde,  que ce soit dans l’amont ou dans des projets américains d’usines de liquéfaction.  Du fait de la croissance mondiale de la demande  et de la position particulière du Japon, le GNL est appelé à devenir le vecteur  fort qui accompagnera la croissance mondiale du  gaz. D’autant plus que les usages sont massivement orientés  vers la production d’électricité. Il est également vrai que certains pays travaillent déjà sur les nouveaux usages de gaz, en particulier sur le GNL comme carburant pour les bateaux ou les camions.

Ces nouveaux usages impliquent de nouvelles stratégies et de  gros investissements dans les infrastructures, quelle sont vos projets dans la distribution de GNL ?

Nous venons de signer un accord avec le distributeur norvégien Gasnor qui  compte parmi les nouveaux  acteurs du marché de la distribution de détail de GNL en Europe. Gasnor a décidé de se développer en faisant appel à GDF SUEZ. Nous  allons lui fournir des petits volumes de GNL qui seront chargés sur des camions ou petits navires à partir du terminal de Zeebrugge en Belgique. Cet accord est, en soit, la première mise en œuvre concrète d’un projet dit de « small scale LNG » en Europe continentale.  Il illustre notre volonté d’asseoir notre stratégie  dans la distribution de GNL. La vente de petits volumes de GNL devrait se développer dans le monde dans les années à venir.  Aux Etats-Unis, par exemple, l’usage du gaz comme carburant automobile pourrait prendre de l’ampleur tant pour des questions de prix que de réduction des émissions de gaz à effet de serre. Les carburants pour les navires et pour les camions représentent de nouvelles opportunités de croissance. Pour la Chine, le transport de GNL peut être une réponse pour approvisionner en énergie des zones difficiles d’accès aux réseaux d’électricité ou de gaz.  L’idée serait de développer des terminaux de réception classiques qui serviraient de poste d’éclatement, à partir duquel le GNL serait transporté par petit bateau ou par camion vers les régions plus éloignées. L’utilisation du gaz comme carburant pourrait elle aussi se développer en particulier comme en Europe du Nord, où est mené actuellement une réflexion qui vise à restreindre, voire interdire l’usage du fioul lourd et de se mettre en conformité avec les nouvelles règlementations  qui vont prochainement entrer en vigueur. Dans ce contexte, le GNL semble mieux placé que le diesel notamment pour le cabotage ou pour les car-ferries. Nous  travaillons sur différentes options. Par ailleurs, nos terminaux méthaniers en France sont déjà équipés de système de rechargement.

Le méthanier Neptune

Le méthanier Neptune GDF Suez

Comptez-vous renforcer vos positions dans les terminaux méthaniers ?

Nous envisageons également de participation à la construction de terminaux méthaniers. Par exemple, nous travaillons avec  la compagnie chinoise CNOOC sur un projet de terminal flottant.  De même, nous venons de signer un accord avec Andhra Pradesh Gas Distribution Corporation (APGDC) pour développer un projet de terminal méthanier flottant sur la côte est de l’Inde. Nous pourrions prendrons une participation de 26% dans ce terminal méthanier nous permettant de disposer d’un accès aux capacités de regazéification. Dans ce cas précis, le projet pourrait aussi comporter une partie  plus avancée d’intégration vers l’aval, sous forme de commercialisation du gaz aux clients industriels indiens. APGDC est une filiale commune de Gail Gas, première entreprise de transport et de commercialisation de gaz en Inde, et de la société Andhra Pradesh Gas Infrastructure Corporation. Pour l’heure, nous n’avons pas encore tranché sur le modèle économique qui sera retenu.

Globalement, quelle  est aujourd’hui la stratégie  du groupe GDF SUEZ ?

Le Groupe cherche avant tout à se renforcer sur les marchés à forte croissance, tel que l’Asie. Cette stratégie nous a amené à finaliser le rachat total de International Power  qui occupe déjà des positions internationales importantes et complémentaires de GDF SUEZ en Australie et dans différents pays d’Asie, notamment. Nous souhaitons faire d’International  Power, notre base de développement à l’international. Jusque-là, nous réalisions en moyenne 70 % de nos investissements en Europe et 30 % hors d’Europe. Après cette acquisition, GDF SUEZ portera,  à moyen terme,  ses investissements à 40 % puis à 50 % dans les pays émergents. Dans le gaz, notre stratégie est la même. Sur l’Asie, nous nous positionnons comme  un producteur de GNL et un négociant en GNL, ce qui multiplie les volumes de GNL vendus en l’Asie. C’est ce que nous avons fait avec les contrats récents de vente de GNL à Kogas, Petronet, CNOOC et Petronas. C’est aussi ce que nous préparons en Australie et en Indonésie, avec nos projets de Bonaparte LNG et Jangkrik, comme producteurs de GNL, mais ce sera aussi le cas dans d’autres pays. Ainsi, le gaz de Sempra Energy  pourra-t-il  être acheminé soit vers l’Asie soit vers l’Europe, en fonction des prix pratiqués sur ces marchés. Concrètement, nous souhaitons acquérir une plus grande  souplesse en sécurisant davantage nos approvisionnements en gaz naturel. Autrement dit, le groupe GDF SUEZ sera à la fois producteur, négociant et transporteur de GNL. A l’aval de la chaine de valeur du GNL, nous souhaitons renforcer nos positions dans l’ingénierie à travers notre filiale Tractebel Engineering, qui travaille sur différents projets de terminaux méthaniers. Au fond, nous voulons être  présents sur toute la chaine de valeur de la production à la fourniture de gaz en passant par le transport. Globalement, nous privilégions une stratégie d’intégration adaptée sur toute la chaîne de valeur tout en adaptant nos réponses selon les pays dans lesquels nous nous développons.

S’oriente-t-on à terme vers une désindexation du prix du gaz sur celui du pétrole?

Même si le marché devrait devenir plus liquide, les grands équilibres ne devraient pas évoluer  fondamentalement, au moins jusqu’en 2020, lorsque de nouveaux projets seront opérationnels et que d’autres pays comme le Mozambique,  très riche en gaz,  prendront le relais du Qatar et de l’Australie. Pour autant,  les écarts de prix constatés actuellement entre l’Asie et les Etats-Unis sont tels que l’on ne peut exclure une évolution. Pour l’heure, les pays d’Asie sont plus ou moins satisfaits d’une indexation du prix du gaz sur le pétrole parce qu’il leur assure une certaine sécurité d’approvisionnement sur le long terme. Mais avec un prix Henry Hub à moins de 2 dollars /mbtu, le gaz américain exporté sera compétitif par rapport au gaz qatari et australien. Dans ces conditions, le gaz américain poussera, de manière générale,  à une décorrélation du prix du gaz de celui du pétrole. Quel sera le prix  du gaz sur le long terme aux Etats-Unis ?  A moyen terme, aux alentours de  5 à 6 dollars, voire plus ? Dans ce cas, le gaz américain ne sera  plus aussi compétitif par rapport au gaz indexé sur le pétrole  parce qu’il faut  inclure dans la facture,  le coût de transport pour acheminer le gaz vers l’Europe ou vers l’Asie. Pour les opérateurs, l’enjeu principal portait,  jusqu’à présent  sur la diversification des sources d’énergie et d’approvisionnement. Aujourd’hui, le nouvel  enjeu est d’insérer une variante prix et origine géographique dans leur portefeuille pour répondre aux risques de fluctuation du marché. Les opérateurs entrevoient la possibilité de diversifier leur portefeuille  avec du gaz au prix de marché spot, indexé au prix du pétrole et au prix Henry Hub.  Les Japonais qui payent aujourd’hui  leur gaz à un prix huit fois plus élevé qu’aux Etats-Unis, ne peuvent que s’interroger sur l’intérêt  de diversifier leur portefeuille en gaz  et recherchent une certaine part de désindexation et de gaz vis à vis du pétrole.

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