Gaz naturel : énergie en transition ou énergie de la transition ?

La réunion du G7 du 16 avril 2023 à Sapporo, au Japon, a mis en évidence le rôle particulier du gaz naturel. En effet, les ministres de l’Énergie, du Climat et de l’Environnement des pays membres se sont engagés à « accélérer » la « sortie » des énergies fossiles dans tous les secteurs d’activité, sauf si le captage et stockage du CO₂ (CCS) est mis en œuvre. Pour autant, le communiqué final est plus nuancé concernant le gaz naturel. Le G7 estime en effet que des investissements dans ce secteur « peuvent être appropriés » pour éviter d’éventuelles pénuries d’énergie provoquées notamment par la guerre en Ukraine.

Le GIEC a pourtant rappelé dans son 6e rapport datant de mars 2023 la nécessité de réduire les émissions de gaz à effet de serre (GES) alors que la vulnérabilité des écosystèmes et des populations s’accroît en raison du changement climatique. Les pays du G7 ont bien intégré ce message en rappelant que la transition énergétique doit être « propre », et en soulignant le besoin de réduire la demande d’énergies fossiles sans CCS.

Cet exemple est emblématique de la complexité des systèmes énergétiques qui sont parfois traités sans prendre en compte tous les enjeux. Dans son rapport de synthèse pour les politiques, le GIEC indique par exemple que des options d'atténuation et d'adaptation, efficaces et peu coûteuses sont déjà disponibles. C’est en partie vrai, mais il faudrait aussi mentionner les contraintes diverses qui expliquent le long chemin de la transition écologique : contraintes techniques (intégration des énergies renouvelables intermittentes notamment), financières, économiques, industrielles mais aussi environnementales, géopolitiques (métaux, dépendances nouvelles…) et sociétales (comportements).

L’histoire récente du gaz naturel est exemplaire de ce point de vue. Au-delà des progrès technico-économiques observés dans les années 1980 (baisse des coûts de production et de transport par gazoducs et par GNL, hausse des rendements des centrales à cycles combinés, convergence et restructuration des secteurs gaz-électricité), des bouleversements majeurs ont influencé plus récemment la trajectoire de la demande et de l’offre de gaz naturel : dérèglementation, gaz de schiste, incertitudes sur le nucléaire, géopolitique, compétition avec le charbon, niveau du prix du CO₂, baisse du coût des énergies renouvelables (EnR), respect des objectifs environnementaux et climatiques.

L’évolution de la demande mondiale de gaz naturel depuis les années 2000 est par ailleurs de plus en plus impactée par la politique énergétique chinoise et plus généralement par les politiques énergétiques des marchés émergents du Sud alors que la croissance sur les marchés matures de l’OCDE a commencé à ralentir. L’essor du gaz naturel après 2015 est en partie lié à la substitution du charbon par le gaz en Chine (secteur industriel et résidentiel-commercial).

Cette brève histoire du gaz naturel, dont le destin entre « énergie de la transition » ou « énergie en transition » ne semble pas scellé, permet de rappeler quelques étapes clefs.

La dérégulation des marchés a modifié le mode de formation des prix du gaz

Le marché gazier a connu un premier mouvement de « dérégulation » (ou de déréglementation, en fait une libéralisation avec de nouvelles règles) dans les années 1980 aux États-Unis sous la présidence Carter et au Royaume-Uni lorsque Margaret Thatcher était Première ministre. L’Union européenne a suivi le mouvement en 1998 avec l’adoption d’une Directive qui instaurait :

• l’ouverture du transport du gaz à la concurrence via l’accès des tiers au réseau ; 
   
• la séparation, au moins comptable, des opérateurs intégrés verticalement ;
   
•  la concurrence pour la vente de gaz à destination des grands consommateurs. Le paradigme à l’origine de la « dérégulation » était de considérer la concurrence comme plus efficiente que les monopoles. Une baisse des coûts de transport et de distribution devait en résulter. Les prix pour le consommateur final dépendent de ces coûts, mais aussi des conditions d’accès aux prix de fourniture de la matière première. Ce prix de fourniture évolue en fonction de l’équilibre offre-demande, mais est indépendant de la dérégulation ce qui est parfois mal compris. Ainsi, un monopole n’aurait pas pu empêcher la flambée actuelle des prix de marché.

Afin de fluidifier les échanges, des prix de marché au jour le jour dits « spots » se sont rapidement développés aux États-Unis (prix de marché « Henry hub ») et au Royaume-Uni (« NBP ») à côté de prix à terme (« futures »). Le même mouvement s’est produit avec les marchés de Zeebrugge en Belgique et le TTF aux Pays-Bas qui ont pris une part croissante pour coter les approvisionnements au milieu des années 2000. L’UIG indique, dans son rapport annuel sur les prix, que les contrats d’approvisionnements liés aux prix de marché représentaient en Europe environ 15% en 2005, 35% en 2010 et se situent désormais à 80% du total (56% au niveau mondial, mais seulement 33% en Asie). Il faut préciser que cela n’empêche pas l’existence de contrats de moyen terme qui peuvent être indexés sur des prix moyens définis à partir des prix de marché. Ce n’est donc pas le règne de l’immédiateté absolue comme certains l’affirment.

La dérégulation a ainsi permis, en renforçant le nombre d’acteurs et le besoin de souplesse dans les échanges, cette évolution vers la prédominance des prix de marché aux États-Unis ou en Europe en particulier. Cependant, ce n’est pas la seule raison. Il fallait une incitation pour opérer ce basculement. Cette incitation est venue de la différence de prix entre les prix du gaz indexés sur les produits pétroliers, référence historique pour la formation des prix du gaz, et les prix spots. Jusqu’en 2009, les prix spots oscillaient en Europe autour des prix indexés.

Après cette date, et sous l’effet de la hausse des prix du pétrole, puis de l’abondance des gaz de schiste aux États-Unis, la différence en faveur des prix spots est devenue structurelle (jusqu’en 2021), ce qui a favorisé le recours massif à ces prix de marché pour les approvisionnements gaziers. Gazprom, qui privilégiait les prix indexés, a accepté d’intégrer une indexation spot dans ses ventes en raison de la pression concurrentielle lors de la « bulle gazière » (2009-2010). La forte hausse des prix spot du gaz depuis 2021 a inversé la tendance, ce qui aurait pu conduire à réfléchir à de nouvelles options contractuelles si cette situation avait perduré. Pour autant, au deuxième trimestre 2023, la situation s’était retournée avec à nouveau un avantage pour les prix spots par rapport aux prix indexés sur le pétrole.

La révolution des gaz de schiste aux Etats-Unis : indépendance gazière et compétitivité économique

Au début de l’exploitation des gaz de schiste aux États-Unis, certains avaient prédit que la bulle gazière éclaterait rapidement ou que le nombre de puits à forer atteindrait des niveaux inaccessibles pour parvenir à l’indépendance gazière. Ce ne fut pas le cas, bien au contraire, ce qui souligne la difficulté d’anticiper les évolutions technologiques dans le secteur énergétique. Si, à l’évidence, cette arrivée massive de gaz naturel a eu des impacts financiers négatifs ponctuellement pour les producteurs américains en raison de la baisse des prix, elle a en revanche permis aux opérateurs d’innover en matière de production en développant des architectures de puits plus complexes, plus productives, comportant de multiples branches horizontales et, ainsi, de réduire le nombre de puits et donc les coûts de production.

Pour bien comprendre l’ampleur de cette révolution qui a débuté aux États-Unis en 2007 pour le gaz, il convient de rappeler quelques chiffres. Alors qu’elle devait atteindre 620 Gm³ en 2020 d’après des projections de l’AIE datant de 2011 qui se voulaient optimistes, la production américaine a atteint 950 Gm³, c’est-à-dire 50% en plus, l'équivalent d'environ 8% de la consommation mondiale. Les États-Unis devaient importer 150 Gm³ de GNL en 2020 d’après des anticipations datant de 2005. Ils ont en fait exporté 66 Gm³ et devraient livrer près de 140 Gm³ cette année. C’est l’équivalent des ventes russes à l’Europe en 2021. Cette révolution a eu bien évidemment des conséquences au niveau mondial sur les disponibilités et la formation des prix du gaz.

Pour différentes raisons, d’ordre géologique et sociétale, cette révolution gazière est restée cantonnée aux États-Unis avec quelques succès néanmoins en Argentine ou en Chine...

Ce nouveau paradigme gazier a aussi réduit considérablement le prix du gaz dans ce pays et permis de relancer certains secteurs industriels, en particulier celui de la pétrochimie. Le prix de marché de référence américain (Henry Hub) a été divisé par deux, passant de 6 $/MBtu en moyenne annuelle entre 2000 et 2008 à 3 $/MBtu entre 2009 et 2020. Sur cette même période, le prix européen a évolué autour de 6,9 $/MBtu (19 €/MWh) offrant aux États-Unis un avantage compétitif réel.

La révolution des gaz de schiste a aussi permis aux États-Unis d’atteindre l’indépendance gazière et même de devenir exportateurs significatifs de GNL, placés au troisième rang mondial en 2022 et vraisemblablement en tête en 2023. Ceci a d’ailleurs largement bénéficié à l’Europe pendant la crise gazière de 2022. Pour différentes raisons, d’ordre géologique et sociétale, cette révolution gazière est restée cantonnée dans ce pays avec quelques succès néanmoins en Argentine ou en Chine par exemple.

La guerre en Ukraine renforce le rôle de l’Asie comme partenaire privilégié pour le gaz russe

Chose impensable, une guerre d’ampleur a été une nouvelle fois déclenchée au cœur de l’Europe en 2022. Elle met en jeu la Russie dont le rôle est essentiel pour l’approvisionnement mondial en pétrole et en gaz. Elle met aussi en jeu l’Ukraine, pays historique de transit du gaz russe vers l’Europe, que la Russie a progressivement contourné pour des raisons politiques grâce à différents gazoducs, en particulier le Nord Stream et le TurkStream.

Des signaux « faibles » avaient été envoyés aux Européens entre 2005 et 2009 avec les « guerres des prix » engagées en particulier avec l’Ukraine, entrainant des réductions, toutefois modérées, des livraisons vers l’Occident. Les crises de 2013 et 2014 sur fond de dettes ukrainiennes non payées et de tensions géopolitiques croissantes (annexion de la Crimée) ont aussi fait peser des menaces de rupture des livraisons russes vers les pays européens. Pourtant, le pire n’était pas envisagé considérant que la dépendance et les intérêts mutuels seraient suffisants pour l’éviter.

Pourtant, le pire est arrivé en février 2022. Les conséquences ont été nombreuses depuis le déclenchement du conflit avec la flambée des prix du gaz et une réduction significative des importations par l’Europe, zone qui dépendait encore en 2021 à 40% du gaz russe pour ses importations. Le gaz naturel a été exploité comme arme de guerre, avec les destructions des gazoducs Nord Stream 1 (en service) et 2 (non opérationnel), qui transportaient ou devaient transporter du gaz naturel de la Russie vers l'Allemagne : ils ont été frappés par des explosions sous-marines le 26 septembre 2022. La Commission européenne a présenté en mai 2022 un plan, baptisé REPowerEU, dont l’objectif est de supprimer la dépendance au gaz russe d’ici à 2027 en actionnant trois leviers : la diversification des approvisionnements en gaz (notamment un recours accru au GNL), l’accélération du déploiement des énergies renouvelables et les économies d’énergie. Cette politique a en partie permis de compenser une chute d’environ 50% des exportations de gaz russe par gazoduc vers l’Europe en 2022.

Ce contexte a renforcé, aux yeux des Russes, le rôle majeur de l’Asie comme débouché d’avenir, zone qui était déjà perçue par le passé comme stratégique du fait de la transition écologique engagée en Europe qui se traduit par une baisse de la consommation de gaz naturel dans la région. Cette stratégie s’inscrit ainsi dans un mouvement de fond appelé à durer et qui a été rappelé lors de la rencontre entre le président Vladimir Poutine et le président de la République populaire de Chine Xi Jinping en mars 2023. À cette occasion, le président russe Vladimir Poutine a souligné que « la Russie [était] un fournisseur stratégique de pétrole, de gaz naturel, y compris de GNL pour la Chine ». Avec le renforcement du gazoduc « Force de Sibérie 1 » et grâce à la future infrastructure « Force de Sibérie 2 », Moscou devrait pouvoir « livrer environ 100 Gm³ » de gaz russe à la Chine, a assuré le directeur général de Gazprom, Alexeï Miller. La Chine semble en position de force dans ce face-à-face gazier avec la Russie.

L’Europe diversifie ses approvisionnements et fait appel aux États-Unis

La baisse des livraisons russes vers l’Europe a abouti à une réorientation du marché du GNL. Le plus marquant a été le redéploiement des exportations américaines de GNL vers l’Europe qui ont largement contribué au désengagement de l’Europe vis-à-vis de la Russie. Les achats de GNL américain en Europe ont en effet progressé de près de 150% entre 2021 et 2022, représentant l’an passé 70% des ventes américaines de GNL contre 31% en 2021. Le gaz a été vendu au prix de marché observé sur le continent européen, un impératif pour ne pas voir ce gaz dirigé vers d’autres zones. Ce gaz a permis de réduire la pression sur le marché européen, évitant des envolées encore plus fortes des prix pratiqués sur le continent.

Par ailleurs, L’Europe se tourne vers d’autres sources d’approvisionnement, comme des pays de la Mer Caspienne (Azerbaïdjan) l’Afrique (Mozambique, Mauritanie…) et la Méditerranée orientale qui sont susceptibles de devenir des partenaires privilégiés de l’Europe pour participer à la réduction de la dépendance au gaz russe. La création en 2019 d’un Forum du Gaz de la Méditerranée orientale basé au Caire, intégrant l’Égypte, Israël, la Jordanie, les Territoires palestiniens, la Grèce, Chypre, l’Italie et désormais la France, souligne le rôle potentiellement stratégique des ressources gazières de la zone. Cette position résulte des découvertes gazières réalisées en mer d’abord en Israël (Leviathan, Tamar) entre 2009 et 2010, suivies de la mise en évidence de gisements à Chypre (Aphrodite en 2011) et en Égypte (Zhor en 2015, Al Narguess en 2022). Cependant, la guerre actuelle entre Israël et le Hamas est de nature à retarder le développement des projets gaziers de la région.

La stratégie européenne de diversification gazière se heurte toutefois à la volonté de long terme de l’UE de sortir du gaz naturel. Compte tenu de cet objectif à long terme, est-il pertinent d’investir massivement dans des projets gaziers ? Les unités de liquéfaction du gaz pourraient être la solution à ce dilemme grâce à la flexibilité qu’elles apportent, flexibilité qui permettrait aux pays exportateurs de ne pas dépendre uniquement du débouché européen.

De nouvelles références pour les prix du gaz : jusqu’à quand et quels impacts sur la transition écologique ?

La reprise économique de 2021 et la guerre en Ukraine en 2022 ont abouti à des prix jamais vus sur les marchés mondiaux. Ainsi, en Europe, le prix TTF a atteint 47 €/MWh (16 $/MBtu) en moyenne annuelle en 2021 et plus de 120 €/MWh (37 $/MBtu) l’année suivante contre une moyenne de 19 €/MWh (6,8 $/MBtu) entre 2012 et 2020. Aux États-Unis, les hausses ont été moins prononcées, mais le prix Henry Hub a quand même fortement progressé : 3,9 $/MBtu en moyenne annuelle en 2021 et 6,4 $/MBtu l’année suivante, contre une moyenne de 3,0 $/MBtu entre 2012 et 2020.

Autrement dit, estimer les prix pour les prochaines années relève de la gageure.

Les tendances futures dépendront de nombreux facteurs : niveau de baisse de la consommation mondiale en raison de l’effet prix et de la mise en œuvre de la transition écologique (exemple du du plan européen REPowerEU), niveau de compétitivité du charbon, taxe carbone, contexte économique en particulier en Chine, niveau de compétitivité sur le marché du GNL entre l’Europe et l’Asie, disponibilité du gaz américain, mise en service de nouveaux projets d’exportations de GNL, évolutions des exportations gazières russes font partie des paramètres qui vont influencer les prix. Autrement dit, estimer les prix pour les prochaines années relève de la gageure. Il conviendrait aussi d’intégrer le niveau d’investissement en exploration/production qui va déterminer l’offre mondiale et la mise en œuvre des terminaux d’exportation et d’importation. L’équilibre sera-t-il assuré alors que ces investissements semblent insuffisants et sont sous le feu des critiques ?

Sur la base des anticipations de novembre, les marchés anticipent une forte baisse des prix du gaz aux États-Unis en 2023 (2,6 $/MBtu ; 8 €/MWh) suivie d’une progression régulière au-delà 4 $/MBtu (13 €/MWh) en 2026 sous l’effet de la hausse probable des exportations de GNL. En Europe, les prix du gaz sont largement en recul cette année mettant un terme aux excès de 2022 qui semblent appartenir au passé. La tendance envisagée actuellement par les marchés table toutefois sur un équilibre autour d’un prix relativement élevé de l’ordre de 40 €/MWh (12,6 environ) avec un espoir de baisse en 2026 (35 €/MWh, soit 11 $/MBtu) lié à l’arrivée prévue sur le marché d’une offre significative de GNL (États-Unis, Qatar, Afrique). Les fondamentaux économiques baissiers actuels (faible demande, stocks records) l’emportent aujourd’hui sur les facteurs de risques géopolitiques (conflit Israël-Hamas, guerre russo-ukrainienne) et pèsent sur les prix. Mais des tensions futures restent possibles dans le cas d’une escalade du conflit.

Les prix futurs du gaz auront de nombreuses implications. Ils vont définir le niveau de compétitivité de cette énergie par rapport au charbon, avec le risque, si le prix du gaz est trop élevé, de privilégier l’option la plus polluante, le charbon, en particulier pour la Chine et l’Inde, comme on l’a vu en 2022. Ils vont aussi orienter le prix de marché de l’électricité qui, en Europe, devrait probablement rester encore indexé sur le prix du gaz d’ici la fin de la décennie. Ils influenceront in fine le coût de production de l’hydrogène produit par vaporeformage à partir de gaz ou par électrolyse à partir d’électricité pour les unités raccordées au réseau.

Ils conditionneront aussi le niveau de compétitivité de solutions alternatives déployées dans le cadre de la transition écologique, solutions qui devraient rester plus couteuses, sur la base des anticipations actuelles des prix. Les perspectives proposées par l’AIE pour le biogaz et le biométhane sont assez impressionnantes. Elles prévoient une multiplication par 7 à 12 de la production au niveau mondial d’ici 2050, la portant de 10 à 15 % de la consommation mondiale suivant les scénarios. La méthanation ou l’hydrogène bas carbone produit en particulier par vaporeformage du gaz avec captage du CO₂ pourraient aussi participer au bilan gazier de façon croissante, avec une part estimée entre 5 à 15% de la demande mondiale dans 30 ans. Le niveau du prix du gaz (et du prix du CO₂) sera un facteur clef pour orienter ces perspectives dans un sens ou un autre.

La réduction indispensable du torchage et des émissions de méthane

La prise de conscience écologique implique aussi de prendre des mesures plus drastiques pour réduire le torchage du gaz naturel et les émissions de méthane en général et celles du secteur des énergies fossiles en particulier. Le méthane est le deuxième contributeur au réchauffement climatique juste derrière les émissions de CO₂ du secteur énergétique. Au total, l’AIE estime à 140 Gm³ les quantités de gaz qui sont torchées et à 120 Gm³ les quantités rejetées dans l’atmosphère, soit 260 Gm³ au total. Sur ce total, 210 Gm³ pourraient être commercialisés⁽¹⁾, volumes supérieurs aux exportations russes vers l’Europe en 2021.

Des initiatives sont prises pour réduire ces deux sources de gaz à effet de serre. Le « Partenariat mondial pour la réduction des gaz torchés (GGFR) » aide les gouvernements à mettre en place les politiques et réglementations les mieux adaptées pour mettre fin à la pratique systématique du torchage et à retenir ou valoriser les gaz résiduels à des fins productives. Le dernier rapport « Global Gas Flaring Tracker », un indicateur mondial et indépendant de suivi du torchage du gaz, constate que le torchage mondial du gaz a diminué de 3% en 2022 pour atteindre 139 Gm³, contre 144 Gm³ en 2021, réduisant la quantité de gaz torché par baril de pétrole produit (4,7 m³/baril en 2022 contre 5,1 m³/b en 2021). Le GGFR estime qu'en 2022, le torchage du gaz a rejeté 357 millions de tonnes (Mt) de CO₂e, 315 Mt sous forme de dioxyde de carbone et 42 Mt de CO₂e sous forme de méthane.

Le Global Methane Pledge (GMP) a été lancé lors de la COP26 en novembre 2021 pour catalyser les actions visant à réduire les émissions de méthane. Dirigé par les États-Unis et l'Union européenne, le programme compte désormais 150 pays participants qui, ensemble, sont responsables de plus de la moitié des émissions mondiales de méthane provenant de l'activité humaine. En rejoignant ce programme, les pays s'engagent à travailler ensemble pour, d'ici 2030, réduire collectivement d'au moins 30% le niveau des émissions de méthane atteint en 2020. Fin mars, dans son rapport « methane tracker », l’AIE souligne que le méthane est responsable de 30% de la hausse des températures depuis la révolution industrielle et que les émissions du secteur énergétique (pétrole, gaz naturel, charbon et biogaz) représentent 40% du total dû à l’activité humaine. En volume, cela représente 133 Mt en 2022 en légère hausse sur un an (+ 2 Mt).

En Europe, la Commission européenne a présenté en décembre 2021 une proposition visant à réduire les émissions de méthane provenant du secteur des combustibles fossiles. Les commissions de l’Environnement et de l’Industrie du Parlement européen ont voté en avril 2023 en faveur de règles européennes plus ambitieuses pour réduire les émissions de méthane du secteur de l’énergie, y compris une nouvelle disposition obligeant les importateurs d’énergie à respecter les mêmes normes à partir de 2026. Les membres du Parlement européen ont également voté pour imposer des enquêtes plus fréquentes sur la détection et la réparation des fuites 

Une transition écologique qui ne parvient pas (encore ?) à freiner la hausse de la consommation gazière mondiale

Avec le déploiement des sources d’énergies durables, la réduction du torchage et la baisse des émissions de méthane, la diminution de la consommation d’énergie liée à la sobriété et à l’efficacité des procédés constitue un élément essentiel de réussite de la transition écologique. Les évolutions de ces dernières années ne vont pas dans ce sens au niveau mondial. En dehors des arrêts brusques occasionnés par les crises économiques ou sanitaires, la consommation de gaz naturel augmente linéairement depuis 2000. L’examen des différentes prospectives publiées par l’AIE depuis 2006 met également en évidence des révisions systématiques à la hausse de la consommation, année après année, pour les scénarios type APS (Announced Pledge scenario), scénarios qui prennent en compte les mesures effectives et prévues par les États. La consommation attendue en 2030 était de 4 055 Gm³ sur la base du rapport de 2006, puis de 4 300 Gm³ en 2010 et près de 4 500 Gm³ en 2015.

Il convient toutefois de noter une inflexion dans les derniers rapports de l’AIE, en particulier ceux de 2022 et 2023. La consommation de gaz naturel (donc hors gaz bas carbone) devrait se situer selon ce scénario à 3 860 Gm³ en 2030, soit une baisse drastique par rapport à la consommation de 2021 (4 200 Gm³) et par rapport aux anticipations antérieures. Mais est-ce réaliste d’espérer une telle inflexion alors que le rapport de moyen terme anticipe la poursuite de la croissance de la demande jusqu’en 2025 ? Le scénario le moins ambitieux sur le plan climatique (STEPS), qui ne prend en compte que les mesures effectives prévues par les États, table sur une consommation de 4 300 Gm³ en 2030, résultat plus proche des anticipations précédentes fournies par des scénarios type APS.

Il ne s’agit évidemment pas de critiquer ces travaux de prospective. En revanche, il faut souligner que le monde a changé depuis 2006. Tsunami au Japon en 2011 qui semblait remettre en cause, à tout jamais, le développement du nucléaire au moins dans les pays occidentaux ; baisse drastique des coûts des EnR électriques⁽²⁾ qui ne représentent pourtant encore, hydraulique inclus, que 18% du bilan énergétique mondial en hausse de 4% en 20 ans ; à-coups dans la croissance économique mondiale après les crises de 2008 ou de 2020 suivis de reprises fortes nécessitant de recourir aux ressources rapidement mobilisables ; il en est ainsi du gaz naturel mais aussi du charbon dont la consommation est repartie à la hausse à partir de 2016 ; compétitivité relative du gaz par rapport au charbon très fluctuante sur cette période et très variable suivant les régions ; guerre en Ukraine enfin…Voici quelques éléments non négligeables qui peuvent expliquer les écarts des prévisions de la consommation de gaz.

De l’autre côté du Rhin, depuis la guerre en Ukraine, 7 nouveaux terminaux d’importation de GNL, potentiellement adaptables pour recevoir de l’hydrogène liquéfié, ont été installés ou sont prévus, et il est envisagé de doubler la capacité des centrales à gaz d’ici à 2030...

Toutefois, il faut noter une tendance à la sous-estimation systématique de la consommation de gaz naturel. Au-delà des tendances de fond (hausse de la population mondiale et de la richesse individuelle), la difficulté à mettre en œuvre rapidement, et pour des volumes conséquents, les solutions de la transition écologique, parait une explication crédible. La volonté de basculer du charbon vers le gaz pour la production d’électricité (États-Unis, Europe) et les autres secteurs (Chine), ce qui permet de réduire de moitié les émissions de CO₂ par MWh produit et de réduire les polluants émis, fait partie des facteurs d’explication. Le besoin de gaz naturel pour compenser la production intermittente des EnR en l’absence de solution pérenne type batteries pourrait aussi expliquer cette divergence. Cette analyse mériterait d’être creusée pour expliciter cette sous-estimation systématique de la consommation future de gaz naturel.

Au niveau français, les dernières prospectives de GRDF examinent des solutions permettant une sortie du gaz naturel, mouvement qu’il semble pourtant si difficile à initier au niveau mondial. Ces solutions reposent sur deux piliers, d’une part, une baisse drastique de la consommation à hauteur de 35% entre 2020 et 2050 (scénario « Territoires ») et, d’autre part, le déploiement massif des énergies renouvelables et bas carbone incluant la méthanisation, la pyrogazéification, la gazéification hydrothermale, la méthanation et l’hydrogène bas carbone. Mais, de l’autre côté du Rhin, depuis la guerre en Ukraine, 7 nouveaux terminaux d’importation de GNL, potentiellement adaptables pour recevoir de l’hydrogène liquéfié, ont été installés ou sont prévus, et il est envisagé de doubler la capacité des centrales à gaz d’ici à 2030. Rien n’est évident. Aux États-Unis, les dernières prospectives tablent, dans le scénario de référence, sur une relative stabilité de la consommation de gaz naturel… et une progression de la production et donc des exportations. Un choix pragmatique qui concilie la transition et l’autonomie énergétique et le bénéfice externe du marché fossile.

Bilan, enseignements et enjeux

Le marché du gaz n’a pas été à l’abri d’évolutions ou de ruptures en 20 ans : progrès technico-économiques au niveau de la production, du transport ou de l’usage du gaz naturel ; rupture lancinante à l’image de la dérégulation qui a modifié les modalités de formation des prix ; rupture technologique avec la révolution des gaz de schiste qui a bouleversé la donne gazière aux États-Unis, mais aussi au niveau mondial ; rupture géopolitique brutale avec les conséquences de la guerre en Ukraine sur les échanges mondiaux, sur les alliances gazières ainsi que sur les prix ; rupture environnementale avec en particulier la transition énergétique et écologique qui impose de consommer le gaz avec retenue et de l’utiliser s’il peut favoriser la réduction des émissions de CO₂ par exemple en remplaçant du charbon.

Pour les années à venir, plusieurs questions restent en suspens : comment infléchir effectivement la consommation mondiale de gaz qui ne fait que croitre depuis 20 ans ? Faut-il accepter l’idée que le gaz soit indispensable un temps à la transition énergétique ? Comment favoriser le CCS qui est désormais inclus dans de nombreuses prospectives afin de boucler les bilans énergétiques qui tendent vers la neutralité carbone ? Comment favoriser les solutions alternatives, que l’on connait comme le souligne le GIEC dans son dernier rapport, mais qui ne sont pas compétitives aux prix actuels du gaz ? Le constat année après année du décalage entre prévisions et réalités des faits devrait nous conduire à tenter de répondre à ces interrogations.

La baisse parfois souhaitée des investissements en exploration/production et donc à terme de l’offre ne constitue probablement pas une réponse satisfaisante conduisant à une contrainte sur les prix si des mesures de limitation de la demande de gaz naturel n’ont pas d’effets assez rapides et assez massifs. Le constat fait par le G7 en avril 2023 va même plus loin en soulignant le besoin d’investir, il est vrai en raison de la crise en Ukraine, tout en réduisant la demande. La baisse de la consommation de gaz doit ainsi devenir la priorité en actionnant les trois leviers bien connus : sobriété, efficacité énergétique et déploiement des solutions bas carbone. C’est le choix de la France. La R&D, pour réduire en particulier les coûts des solutions alternatives et des technologies plus efficientes, est, dans ce cadre, un impératif.