«La mauvaise nouvelle, c’est qu’on n’a pas trouvé de pétrole ; la bonne nouvelle, c’est qu’on n’a pas trouvé de gaz non plus. »

Bien connue des géologues il y a encore quelques années, cette boutade semble aujourd’hui tombée en désuétude. En effet, en l’espace de trois décennies, le gaz naturel, jusqu’alors réservé aux usages les plus nobles de l’industrie, a su s’imposer dans les utilisations les plus diverses, notamment dans la production d’électricité ou l’usage résidentiel. Le déclin progressif des réserves de gaz naturel dans les pays de l’OCDE, conjugué à une demande croissante en énergie respectueuse de l’environnement et à des progrès technologiques aussi nombreux qu’essentiels, ont élargi de façon spectaculaire les possibilités de transport, et donc de commercialisation, de cette ressource énergétique. À la fin des années 1990, les prévisions évaluaient la croissance de la demande en gaz à environ 3 % par an. Les données les plus récentes estiment son taux d’accroissement à 2 % par an d’ici à 2020 – celui du pétrole étant estimé à 1,3 %. Le gaz naturel reste donc l’énergie fossile dont la progression dans le bilan énergétique devrait continuer à être la plus rapide.

Depuis une dizaine d’années, le secteur électrique est devenu le moteur de la croissance gazière mondiale : il est responsable de la moitié de la hausse de la demande. Ce marché, alimenté à hauteur de 40 % par le charbon, 25 % par le gaz et 13 % par le nucléaire, se caractérise par sa forte compétitivité. En la matière, la hausse récente des prix, du fait de l’indexation du gaz sur les cours du pétrole, a pénalisé la percée du gaz, les prix du charbon restant par ailleurs relativement stables. Malgré tout, d’ici à 2030, le gaz devrait supplanter le charbon comme deuxième source d’énergie primaire, avec une part qui s’établirait à quelque 23% de la demande mondiale à cet horizon.

À eux seuls, six pays concentrent la moitié de la consommation mondiale de gaz : les États-Unis (23 %), la Russie (15 %), suivis par le Royaume-Uni, le Canada, l’Allemagne et l’Iran avec un peu plus de 3 % chacun. Il n’existe pas, pour l’instant, de marché mondial du gaz, comme c’est le cas pour le pétrole, mais trois marchés distincts : la zone nord-américaine, la zone ouest-européenne et la zone asiatique. Leurs taux de croissance sont contrastés. Les marchés matures d’Amérique du Nord et d’Europe, où la part du gaz est de 25 %, pourraient continuer à se développer à un rythme de l’ordre de respectivement 1 % et 1,4 %. Dans les pays non-OCDE, la croissance de la demande de gaz pourrait progresser de 3,7 % par an d’ici à 2020. Dans ces régions, le secteur industriel, où la part du gaz est très inférieure à celle qu’elle occupe dans les pays industrialisés, devrait représenter le principal vecteur de croissance. En Asie (Inde, Indonésie, etc.), la consommation de gaz devrait augmenter notablement, à la fois comme combustible et comme matière première pour la fabrication d’urée et d’ammoniaque. L’Inde s’y prépare et a déjà planifié de nombreux projets de regazéification. Au Moyen-Orient, le gaz sera de plus en plus utilisé dans les usines de dessalement d’eau de mer et, d’une manière générale, dans toute l’industrie utilisant le pétrole comme source d’énergie. Un taux de progression de l’ordre de 4 % pourrait être enregistré en Amérique latine et en Afrique. Conscients de la nécessité de diversifier leurs approvisionnements et de prendre en considération le changement climatique, nombre de pays sont séduits par les vertus du gaz. Autre atout, et non des moindres : l’abondance de ses réserves.

Des réserves abondantes

Si l’exploration pétrolière “volontariste” remonte au début du XX e siècle, celle du gaz est beaucoup plus récente. À mesure que le gaz a renforcé ses positions dans le bilan énergétique mondial, l’intérêt pour l’exploration gazière proprement dite s’est accru. Ainsi, de nouvelles découvertes, des progrès technologiques importants et l’accès à l’offshore profond ont permis aux réserves gazières d’être en augmentation continue depuis 1975, date à laquelle elles s’élevaient à 60 Tm³ . Au 1 er janvier 2005, elles s’élevaient à 180 Tm³ , soit une durée de vie de soixante-cinq ans au rythme de la consommation de 2005. Comme pour le pétrole – mais avec une trilogie différente –, elles se concentrent dans trois pays : la Russie (27 %), l’Iran (15 %) et le Qatar (13 %), qui totalisent plus de la moitié des réserves mondiales. Une vingtaine de pays détiennent 80 % des réserves gazières mondiales, contre une dizaine pour le pétrole. Par ailleurs, si la production pétrolière du Moyen-Orient représente 30 % de la production mondiale de pétrole, ce taux est ramené à 10 % seulement pour le gaz.

Autre caractéristique, enfin : de nombreuses réserves gazières déjà découvertes sont “en attente de développement”. En Russie, en Algérie, en Iran, en Arabie Saoudite, ces réserves “attendent” dans le sous-sol que la demande se manifeste et déclenche les investissements nécessaires. Selon l’Agence internationale de l’énergie, ce sont en moyenne 150 milliards de dollars qui devront être investis, chaque année, dans les infrastructures gazières d’ici à 2030. L’Amérique du Nord, où la demande augmente fortement et où les coûts de construction sont élevés, devrait en absorber une large partie. Le degré d’investissements qu’atteindra la Russie est, pour sa part, plus incertain, alors même que le déclin de production des anciens champs géants, fournisseurs de l’Europe, nécessite la mise en production de nouveaux gisements. Le développement tardif de l’exploration gazière stricto sensu laisse à penser que les réserves ultimes restant à découvrir sont encore plus mal connues que celles du pétrole, notamment en ce qui concerne les gaz profonds et les gaz non conventionnels. On estime pouvoir découvrir de 50 à 100 Tm³ de gaz au cours des prochaines années. L’exploration offshore offrirait de grandes potentialités, notamment dans le domaine arctique et les grandes profondeurs, où l’exploration et la production gazières ont bénéficié des avancées obtenues pour le pétrole. Certains pays, comme l’Égypte, sont très dynamiques dans ce secteur.

Les ressources de gaz non conventionnels sont contenues dans le charbon (coalbed methane), ou encore dans les réservoirs gréseux à faible perméabilité (tight gas sands), voire dans des schistes (shale gas) . Ces gaz sont surtout étudiés et exploités aux États-Unis, où ils représentent près d’un tiers de la production domestique. Au niveau mondial, les ressources de gaz de charbon sont estimées entre 100 et 260 Tm³ . Leur production a un impact environnemental positif dans la mesure où l’injection de gaz carbonique dans les couches profondes de charbon peut améliorer la récupération du méthane, tout en permettant une certaine séquestration du dioxyde de carbone. Par contre, le développement de cette activité est freiné par deux inconvénients majeurs : les qualités “réservoir” de ces formations et la production d’énormes quantités d’eau à traiter.

Les réservoirs gréseux à faible perméabilité, ou tight gas sands, dont il n’existe aucune définition formalisée, sont des réservoirs gazeux dont la perméabilité est très faible (inférieure à 0,1 millidarcy). Le gaz se déplace très difficilement dans la formation et sa production par techniques classiques n’est pas économique. Ces réservoirs contiendraient de l’ordre de 400 Tm³ . Les schistes, quant à eux, sont des roches particulièrement peu perméables dans lesquelles le gaz est “libre” ou “collé” sur les particules de matières organiques (comme pour le coalbed methane ). Les ressources contenues dans ces schistes gaziers sont estimées à 40 Tm³ .

La mise en production de ces ressources pourrait représenter la moitié des développements nord-américains à venir dans les dix ou vingt prochaines années. Les États-Unis, qui ont dépassé leur pic de production gazier depuis peu, sont les plus avancés dans les domaines de la reconnaissance et de l’exploitation du gaz de charbon, des tight gas et des shale gas .

Si l’on sait aujourd’hui comment récupérer le gaz du charbon et celui contenu dans les réservoirs peu perméables (sables ou schistes), les techniques d’exploitation des hydrates de gaz ne sont toujours pas maîtrisées, et il n’y a pas de production à l’échelle industrielle de ces ressources. Ces substances cristallines sont composées de molécules d’eau organisées en cages qui piègent des molécules de méthane sous forme solide. Ces ressources pourraient atteindre les 20 000 Tm³ (70 à 130 fois supérieures aux réserves prouvées de gaz naturel conventionnel). Le développement de ces ressources gazières, situées essentiellement dans les océans, permettrait à certains pays de devenir d’importants producteurs gaziers, alors qu’ils sont exclusivement importateurs à l’heure actuelle. Tel pourrait être le cas du Japon et de l’Inde, par exemple. D’autres pays, comme le Canada, les États-Unis, l’Australie et la France, marquent leur intérêt pour cette ressource en conduisant de nombreux travaux à ce sujet. Mais la part des ressources en hydrates de méthane susceptible d’être exploitée, à terme, dans des conditions économiquement acceptables, reste difficile à estimer et fait l’objet de multiples controverses.

L’un des substituts du pétrole

Dans le domaine du transport, les avancées sont nombreuses. Le gaz naturel liquéfié (GNL) bénéficie aujourd’hui de procédés performants qui ont permis la réduction des coûts de liquéfaction. Autre tendance majeure : l’augmentation de la capacité des méthaniers, qui, par effet d’échelle, engendre un bénéfice du même ordre. De 140 000 m³ actuellement, la capacité des méthaniers atteindra 250 000 m³ d’ici une dizaine d’années.

La regazéification n’est pas en reste et les dernières évolutions consistent à mettre en œuvre de telles capacités à bord des bateaux plutôt qu’à terre, afin d’éviter les éventuels problèmes d’acceptation des riverains. La production de GNL sur barge est également en projet. Elle est particulièrement adaptée à l’exploitation de petits gisements offshore très éloignés des lieux de consommation, qui renferment à eux seuls 10 % des réserves mondiales gazières. Pour les courtes distances, de l’ordre de 500 à 1 000 kilomètres, de nouvelles voies sont également à l’étude, comme le gaz naturel comprimé, qui pourrait trouver des applications entre le Moyen-Orient et l’Inde, par exemple.

À l’avenir, avec la transformation du gaz naturel en produits pétroliers (GTL, gas to liquids ), une nouvelle filière de valorisation du gaz devrait émerger avec comme perspective l’accès au marché très vaste des carburants (gazole en particulier). Alors qu’on prévoit un déclin de la production pétrolière autour de 2030 et que la disponibilité en carburant par véhicule pour le transport routier devrait diminuer de 15 à 20 % d’ici à 2015, le gaz pourrait constituer l’un des substituts du pétrole jusqu’en 2035 environ et au-delà de 2050, avec les hydrates de gaz. À cette date, il est possible que la production gazière dépasse encore les 4 000 Gm³ par an.

Le gaz semble donc promis à un bel avenir.