Laurent Vivier, Directeur Gaz du groupe Total

2015-12-23T18:11:31+00:00

« L’entreprise qui va investir dans l’amont doit disposer d’une infrastructure intégrée et flexible en aval »

Nommé Directeur Gaz de Total au 1er août dernier, Laurent Vivier fait le point sur la situation et les évolutions du marché du gaz et du GNL dans le monde. Le groupe français – dont la production de gaz a dépassé en volume, en 2014, celle de pétrole, soit 52 % de la production totale à 62,7 Gm3 – estime que la croissance annuelle du marché mondial du gaz sera de 2 % d’ici 2030, et celle du GNL de 4 %. Dans ce contexte, la compagnie compte sur son approche globale et sa présence sur l’ensemble de la chaîne gazière pour renforcer sa position.

Note : cet entretien a fait l’objet d’une parution dans le numéro 1838 de la revue « Pétrole et Gaz Informations » (septembre-octobre 2015).

Pétrole et Gaz Informations : Après la promulgation de la loi « Transition énergétique pour la croissance verte » le 18 août dernier, quelle est selon vous la place du gaz naturel en France ?

Laurent Vivier : La discussion s’est concentrée sur trois sujets : le nucléaire, les énergies renouvelables et l’efficacité énergétique. En conséquence de quoi, les énergies fossiles ont été réduites à la portion congrue : la loi sur la transition énergétique vise, pour ce qui est de la production d’électricité, un objectif de 50 % pour le nucléaire à l’horizon 2025 et de 32 % pour les énergies renouvelables à l’horizon 2030. Cette loi considère également qu’il y aura 30% de moins de consommation d’hydrocarbure à l’horizon 2030.
Il vaut mieux aller chercher d’autres relais de croissance en dehors de la France. Globalement pour le gaz, quand on regarde l’évolution du mix énergétique, en se basant sur les estimations consensuelles de l’AIE, la part des renouvelables va certes augmenter, mais progressivement. On a besoin, et on aura besoin, d’énergies fossiles. Le gaz reste l’énergie fossile la plus flexible, et la moins émettrice de CO2, Une centrale au gaz émet en effet deux fois moins de CO2 qu’une centrale au charbon. Si l’on remplaçait toutes les centrales électriques au charbon par des centrales au gaz, on règlerait une partie de la problématique climatique.


PGI : Qu’attendez-vous de la COP21 qui se tiendra très prochainement à Paris ?

LV : Il faut tout d’abord rappeler qu’il s’agit d’une conférence entre Etats et que ce ne sont donc pas les entreprises qui vont dicter les conditions des débats ni les résultats. Quoiqu’il en soit, nous en espérons un message clair sur le prix du CO2, ce qui nous permettrait d’avoir une réelle visibilité sur nos investissements futurs. C’est le sens de l’appel « Paying for Carbon » impulsé par notre directeur général Patrick Pouyanné. Les investissements des compagnies pétrolières et gazières sont tout à la fois massifs et mis en œuvre sur des cycles très longs : une dizaine d’années entre le moment de la découverte d’un gisement et celui de sa mise en production, puis encore une vingtaine d’années pour l’exploitation.
Pour ce qui est spécifiquement du gaz, nous pensons qu’un prix pertinent du CO2, c’est-à-dire bien au-delà des niveaux actuels des prix spot, qui oscillent entre 5 et 8 euros par tonne en Europe, permettrait enfin de monétiser les avantages du gaz en termes d’émissions. Au Royaume-Uni, qui a mis en place une taxe carbone en complément de l’ETS, les prix du gaz sont aujourd’hui compétitifs par rapport au charbon dans l’arbitrage pour la production d’électricité. D’ailleurs, Total a anticipé cette donne, puisque nous intégrons à nos projets, au moment de sanctionner les investissements, un prix de 25€ par tonne de CO2.


PGI : Comment la situation des prix bas du pétrole brut impacte-t-elle le marché du gaz et les projets gaziers de votre groupe ?

L.V. : Pour ce qui est de l’offre, cette situation impacte fortement la rentabilité des projets à lancer. Un ajustement est indispensable et l’ensemble des acteurs de l’industrie doit s’adapter à une situation qui risque de perdurer. Les compagnies pétrolières se sont d’ailleurs donné des objectifs forts en termes de réduction de coûts et de rationalisation du design des projets ; Total a d’ailleurs été la première à réagir sur ce sujet. Pour ce qui est de la demande, la question est de savoir si elle sera stimulée par la baisse des prix. Un prix bas du pétrole a un impact indéniable sur le marché du GNL mais il ne faut pas laisser le court terme brouiller une vision à long terme.
Sur le court terme, la baisse du prix du brut a des incidences. On sent bien sûr une sensibilité au prix sur certains marchés, comme en Inde, par exemple, qui a battu ses records d’importation en juillet dernier. Sur le long terme, nous restons sereins. D’après nos hypothèses sur la demande de gaz mondiale, en particulier celles de GNL, il faudra d’ici 2030 mettre en production à peu près autant de capacités que celles existantes aujourd’hui afin de pouvoir répondre à la croissance des besoins et au déclin naturel des usines (de liquéfaction, ndlr) actuelles.

 

Le méthanier Total "Arctic Lady" affrété par Total E&P Norge AS pour 20 ans assurera le transport en Europe et dans le golfe du Mexique du gaz produit par le gisement de Snohvit et traité dans l'usine de liquéfaction de Melkoya. Vue du méthanier au large des côtes norvégiennes.

Le méthanier Total « Arctic Lady » affrété par Total E&P. (Tom Haga/Total)

PGI : Pour ce qui est de l’offre, la perspective d’une possible levée des sanctions économiques contre l’Iran vous ouvrirait de nouvelles opportunités gazières…

L.V. : Les réserves gazières en Iran sont très importantes. Mais Total n’ira pas en Iran à n’importe quel prix : il y a deux conditions pour que le groupe envisage d’y mener des activités d’exploration-production. D’une part, il faut que le cadre international nous en donne la possibilité. Nous suivons donc avec vigilance l’évolution de ce dossier. D’autre part, il faut que les conditions contractuelles des éventuels projets soient bonnes. Total faisait partie des compagnies qui étaient revenues en Iran dans les années quatre-vingt-dix – tout en respectant le cadre européen et les sanctions. Nous y avions notamment un important projet GNL à l’étude avant de partir en 2006.


PGI : Quelles sont, selon vous, les perspectives de croissance du marché mondial du gaz et quelles sont les zones géographiques les plus actives en la matière ?

L.V. : Nous estimons que d’ici 2030, la croissance annuelle du marché mondial du gaz sera de 2 % et celle du GNL de 4 %, alors que la croissance du marché mondial du pétrole sera comprise entre 0,5 et 1 %. Mais attention aux disparités géographiques : les marchés régionaux ont des dynamiques différentes. Ainsi, nous pensons qu’il y aura en Amérique, pendant les prochaines décennies, une disponibilité de ressources en gaz à des prix relativement bas par rapport au marché international. L’avantage compétitif du gaz contre le charbon sera fort, d’autant que le cadre réglementaire pour les émissions de CO2 accroît cet avantage du gaz.
En Asie, où la demande énergétique est en augmentation, outre les acteurs traditionnels du GNL que sont le Japon, la Corée ou Taïwan, il y a aujourd’hui de nombreux pays qui souhaitent rejoindre le marché gazier. Soit en développant une production locale, comme la Chine,
soit en développant des infrastructures d’importation. Par exemple, plusieurs pays d’Asie du sud-est qui veulent changer de mode de génération électrique en passant du fuel, ou du charbon, au gaz, ont recours à des infrastructures d’importation qui deviennent de plus en plus flexibles et bon marché, comme les FSRU (unité flottante et de regazéification de GNL). Il existe aussi des pays qui n’ont pas de ressources locales, et qui ont une forte volonté d’importer du gaz. C’est le cas des Emirats Arabes Unis et du Koweït, ou encore du Chili et du Brésil, qui développent actuellement des terminaux d’importation.


PGI : Quel est l’impact du développement des gaz non-conventionnels, principalement aux Etats-Unis, sur le marché mondial du gaz ?

L.V. : Cet impact reste pour l’instant circonscrit au marché américain. Il n’y a pas encore de lien entre ce potentiel massif de production du gaz de schiste à un prix relativement compétitif aux Etats-Unis et le marché international du gaz. Mais cette situation devrait changer à partir de 2016 : cette année-là verra la mise en service du premier terminal d’exportation de GNL dans ce pays(1). Il sera d’ailleurs suivi par plusieurs autres jusqu’en 2020. La question est désormais de savoir où vont aller ces quantités, alors que la croissance économique en Chine donne des signaux incertains, et que les prévisions pour la demande de gaz en Europe sont décevantes année après année. La plupart de ces projets d’exportation avaient été lancés pour viser le marché asiatique. Or, on constate aujourd’hui que ces volumes sont redirigés vers l’Europe, le seul marché qui pourrait jouer un rôle de flexibilité.


PGI : Quelle pourra être à terme la place du GNL carburant ?

L.V. : L’utilisation du gaz carburant devrait connaitre une forte croissance dans les années à venir poussée par la maturité de la technologie et le durcissement du cadre réglementaire environnemental. Pour le GNL, cette croissance devrait être portée par les secteurs routiers et maritimes.
Le pétrole restera bien sûr le carburant traditionnel et l’usage du GNL restera annexe. De même, ce relais de croissance, le GNL carburant, devra attendre plusieurs années avant de compter autant que les usages traditionnels du gaz dans le résidentiel et commercial, l’industrie ou la génération électrique.
Pour le transport routier, nous croyons qu’il y a un potentiel pour les camions poids lourds, notamment là où il existe des lignes commerciales régulières, et pour les flottes captives. En effet, on minimise ainsi l’investissement dans les infrastructures de distribution. Le nombre de stations de GNL routier a ainsi été multiplié par plus de 8 en 4 ans dans le monde, 90 % de cette croissance venant de Chine. Le GNL pour les transports est en effet un marché très dynamique en Chine, où les camions qui utilisent ce carburant se comptent déjà en centaines de milliers d’unités et bénéficient d’une infrastructure locale avec des petites unités de liquéfaction.
En Amérique du nord, les signaux sont plus contrastés. Il y a eu un certain volontarisme il y a deux ans mais aujourd’hui le dossier avance lentement. Enfin, en Europe tout est à faire, à part dans les pays qui sont déjà acquis au gaz comprimé comme l’Italie. Mais ce potentiel du GNL comme carburant doit être soutenu par une réglementation européenne incitative.


PGI : Et pour ce qui est du transport maritime ?

L.V. : Quant au transport maritime, un durcissement sur les émissions va forcer certains armateurs à une conversion de leurs navires. Le GNL apparait comme une solution avantageuse aussi bien techniquement qu’économiquement. Aujourd’hui, la part du GNL dans la consommation mondiale de carburants représente seulement 1%, mais pourrait croitre rapidement fonction de l’évolution des contraintes réglementaires. La mise en place, en 2015, des zones ECA (Emission Control Areas) en Europe du nord(2) et sur les zones côtières nord-américaines, n’a pas eu une incidence très forte en faveur du GNL maritime. Les armateurs sont attentistes et préfèrent des combustibles plus classiques. Le véritable enjeu aujourd’hui est à l’horizon 2020, avec l’extension des zones ECA, même s’il est possible que cette échéance soit repoussée à 2025. Cette évolution impactera les plus importants centres de soutage, comme Singapour, et dans ce cas, on pourrait assister à un vrai changement. Nous estimons que 10 % des nouveaux navires à construire à l’horizon 2020 utiliseront du GNL puisque les coûts de retrofit des navires existants sont très élevés. Le GNL maritime pourrait alors représenter 5 % de la demande à l’horizon 2030. Cela peut être un vrai relais de croissance, mais il restera circonscrit à certains pays et à certaines zones géographiques.

 

mars 2014/forage/Mahakam/region de production de gaz and de condensat/Rig Soehanah operant sur plateforme SWPS sur Sisi field, vu de la mer

Forage sur le bloc Mahakam, en Indonésie. (Thierry Gonzalez/Total)

PGI : Où en sont les développements des deux projets majeurs de GNL dans lesquels le groupe Total est partie prenante : Yamal en Russie, et Ichthys en Australie ?

L.V. : Yamal avance dans les temps, le taux de réalisation du chantier est de 29 %. L’actionnariat se met en place. Novatek a vendu en septembre dernier 9 % du projet à un partenaire chinois(3) et nous avons désormais un portefeuille d’investisseur structuré et équilibré : Total détient 20 %,
CNPC 20 %, SRF 9 % et Novatek 51 %. Côté financement, les fonds seront disponibles d’ici fin 2015. Pour ce qui est d’Ichthys, dont le démarrage est prévu fin 2017, et qui est un projet complexe techniquement, le chantier est à un stade d’avancement de plus de 75 %. Pour ces deux projets, l’ensemble des quantités de gaz sont vendues.


PGI : En quoi réside la complexité de ces projets ?

L.V. : Concernant Ichthys, c’est la gestion même du projet qui est d’une grande complexité puisqu’il s’agit de réaliser un projet « 4 en 1 » combinant un ensemble de plusieurs projets d’infrastructures de traitement et de transport. Ichthys est un projet « géant » d’environ 13 Tcf de gaz riche qui produira 8.9 Mt par an de GNL et 100 kb par jour de condensats. Il se composera d’une plateforme offshore semi submersible (où le gaz sera traité), d’un FPSO, d’un gazoduc de 900 km pour exporter le gaz vers une usine de 2 trains de GNL à Darwin.
Quant à Yamal, sa complexité tient à sa localisation et aux conditions climatiques. Yamal est un projet assez classique pour ce qui est de la partie production. C’est ce qui est fait d’ailleurs sa compétitivité. Cependant, une logistique très complexe a été mise en place. Yamal ouvre en effet une nouvelle route commerciale avec des méthaniers “brise glace”.
De nombreuses innovations technologiques ont été développées pour concevoir et réaliser ces navires, qui peuvent livrer directement le marché asiatique pendant l’été via la route du Nord et via le terminal de Zeebrugge en Europe où le GNL sera rechargé sur des méthaniers conventionnels pour prendre la route du Sud.


PGI : Au-delà des technologies, comment peut-on innover aujourd’hui pour être plus pertinent sur le marché mondial du gaz ?

L.V. : Le marché du GNL est en train de changer. Le modèle qui consistait à adosser le développement d’un projet complexe et coûteux à la vente de GNL à deux ou trois acheteurs capables de s’engager sur une période de 20 ou 30 ans arrive sans doute à sa fin. Actuellement, nous traitons sur un marché court terme de plus en plus flexible, où la valorisation de la production se fait au jour le jour. Il est indispensable que l’actionnaire d’un projet de liquéfaction puisse aussi s’engager en aval, en se portant acquéreur d’une partie des volumes pour faciliter son financement et son lancement. L’entreprise qui va investir dans l’amont doit donc également disposer d’une infrastructure intégrée et flexible, en aval. Cette approche globale est indispensable.


PGI : C’est donc le rôle de la Direction Gaz du groupe Total que vous animez depuis le 1er août dernier ?

L.V. : L’une des missions de cette direction est en effet d’asseoir la crédibilité du groupe en tant qu’acheteur long terme sur des contrats sur 20 ans, et d’optimiser et de valoriser cette production au jour le jour en ayant développé un système intégré mondial. Pour cela, il faut être présent sur l’ensemble de la chaîne et avoir développé une grande capacité de flexibilité. C’est pourquoi nous prévoyons d’étendre le nombre de nos navires affrétés à long terme de 2 à 12 unités, et que nous insistons sur l’importance de disposer de terminaux de regazéification en Asie comme en Europe. Cette dynamique est créatrice de valeur et nous espérons capturer la marge sur chacun des maillons de cette chaîne.


PGI : Est-ce dans cette optique que le groupe Total est actionnaire du terminal de Dunkerque qui sera mis en service à la fin de cette année ?

L.V. : En effet. Lorsque nous sommes entrés dans le projet, cette capacité d’importation en Europe n’était pas adossée à un projet de développement particulier. Nous avons fait ce choix pour offrir de la flexibilité à notre protefeuille. Ainsi, dès 2018, des cargaisons de GNL seront exportées depuis les Etats-Unis, et nous aurons à notre disposition l’outil pour faire venir cette production en Europe. De même, les volumes provenant de Yamal nous offrent deux options de commercialisation : l’Europe et l’Asie.
La même logique est à l’œuvre pour tous nos projets amont. Total fait partie des quelques acteurs qui peuvent jouer ce rôle dans le marché mondial du GNL. Cette faculté d’optimisation sur un portefeuille global, peu de compagnies en disposent. Elle permet plus de fluidité, ce qui est un atout considérable. Désormais, une bonne valorisation des ressources passera par la faculté de saisir des opportunités grâce à un portefeuille offrant flexibilité et option permettant de créer de la valeur et des arbitrages entre les marchés.

(1) il s’agit du terminal de Sabine Pass LNG, construit par Chénière Energy dans l’Etat de Louisiane
(2) mer Baltique, Manche et mer du Nord
(3) Silk Road Fund, fonds d’investissements chinois

Propose recueillis par Eric Saudemont


L’arrêt des activités charbon à la fin de 2016
Le 24 août dernier, le groupe pétrolier français annonçait avoir finalisé la cession de sa filiale Total Coal South Africa (TCSA), qui exploitait des sites de production de charbon en Afrique du Sud, à la compagnie minière locale Exxaro. « Il y avait un problème de cohérence », explique Laurent Vivier. « On ne peut pas être un avocat des avantages environnementaux du gaz, avec une production gazière du groupe qui est désormais égale à celle du pétrole, et dans le même temps produire 4 millions de tonnes de charbon par an dans des mines en Afrique du sud. Nous honorerons nos engagements contractuels liés à notre activité de commercialisation de charbon en France, mais le groupe sera totalement sorti de ce secteur à la fin 2016 ». Selon le document de référence 2014 de Total, TCSA avait produit l’année dernière 3,3 Mt de charbon. Celui-ci est commercialisé localement ou exporté à partir du port de Richard’s Bay dont TCSA détient 4,8 %.

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