L’Europe face à la révolution du pétrole et gaz de schiste

L’Europe face à la révolution du pétrole et gaz de schiste

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La révolution du pétrole et gaz de schiste en Amérique du Nord

Après 10 ans d’exploitation, la production de gaz de schiste aux Etats-Unis atteint en rythme annuel 380 Bm³, dépassant la production gazière cumulée de l’Amérique latine et de l’Afrique[1]. Si depuis 2008, la chute du prix du gaz a freiné certains développements au profit de l’huile de schiste (LTO ou Light Tight Oil), la production a continué à croître dans des bassins comme Marcellus.
Au terme de seulement 6 années de développement, parallèlement à la production de gaz de schiste, la production de LTO a dépassé 4,5 Mb/j aux Etats-Unis. Ce volume en hausse constante est supérieur à la production de la mer du Nord et équivalent à la production de l’Afrique de l’ouest[2]!

Au-delà de la géologie très favorable, de nombreux facteurs font des Etats-Unis une terre favorable à l’exploitation « des schistes » :

• les subventions du DOE (Département de l’énergie) ont financé la recherche dès les années 80’ ;
• l’esprit d’entreprise et la présence de milliers de producteurs ou parapétroliers prêts à développer de nouvelles ressources (dont Mitchell, le « père » du gaz de schiste) ;
• la propriété privée du sous-sol donne la possibilité de l’exploiter sans délais ;
• une forte demande gazière avec un prix du gaz suffisamment élevé (notamment entre 2003 et 2006) et des facilités de financement ont permis d’injecter plus de 1 000 milliards d’investissements dans l’industrie du gaz de schiste (financement, MLP, fusions et acquisition) ;
• la disposition d’actifs (près de 2 000 appareils de forage contre une centaine en Afrique) ;
• les plus importantes infrastructures gazières au monde : 600 centres de traitement de gaz, 350 000 km de gazoduc et une possibilité de se connecter facilement au réseau ;
• un marché libéralisé avec peu de contraintes administratives et de contrôle[3];
• un soutien relatif de l’opinion publique.

Nouvelles routes énergétiques

La production commerciale de gaz de schiste a débuté dans le bassin de Barnet, près de Fort Worth, dans le Texas avant de s’étendre à travers les États-Unis et le Canada. Au fur et à mesure du développement de nouveaux bassins, les flux énergétiques ont nécessité le développement de nouvelles infrastructures. L’Alaska et le Canada ont perdu une partie de leurs débouchés sur la côte ouest des Etats-Unis et de nouveaux pipelines ont dû être construits pour évacuer le LTO vers le golfe du Mexique ou acheminer les surplus de gaz de Marcellus. Ces projets ont cristallisé de nombreux débats autour de préoccupations telles que la concurrence entre Etats, l’impact environnemental, les relations énergétiques avec le Canada et le Mexique ou l’opportunité de valoriser les surplus sur le marché intérieur ou à l’export.

Sur le plan extérieur, en 2008, l’Agence Internationale de l’Energie (AIE) anticipait pour 2015 une multiplication par 6 des importations de Gaz Naturel Liquéfié (GNL) en Amérique du Nord et par 3 des importations de GNL en Europe. Le marché atlantique devait alors surpasser le marché GNL asiatique. Six années ont passé et, grâce au gaz de schiste, l’Amérique du Nord est devenue excédentaire en gaz, bientôt exportatrice majeure de GNL. L’Europe quant à elle est en crise économique et s’est repliée sur les importations par gazoduc. Les importations de GNL en Atlantique du Nord ont littéralement disparu. Les usines de liquéfaction autrefois destinées toute ou partie à l’Atlantique Nord ont eu à trouver de nouveaux débouchés dans l’hémisphère sud et vers le marché asiatique (75% de la demande mondiale). Par ailleurs, les Etats-Unis sont destinés à être un exportateur de premier plan de GNL (dans le trio de tête avec le Qatar et l’Australie), bâtissant de nouvelles routes énergétiques avec l’Asie Pacifique ou l’Europe.

Sur le plan pétrolier, la production de pétrole de schiste est un facteur d’indépendance énergétique indiscutable. Il y a encore 10 ans, les Etats-Unis importaient 13 millions de barils par jour (Mbj) soit 16% de la production mondiale. Aujourd’hui, cette part est tombée sous les 8 Mbj. Autrefois importateur net en essence, le raffinage nord-américain est aujourd’hui exportateur d’essence à destination de l’Europe et de l’Afrique de l’ouest.

Choc de compétitivité énergétique

La production de pétrole et gaz de schiste ont permis aux Etats-Unis, en seulement 7 années, de reculer du rang de principal importateur mondial d’énergie au quatrième rang, permettant une forte amélioration de la balance commerciale et un allégement du déficit énergétique du pays.

Sur le plan des prix, les importateurs de gaz européens et asiatiques payent généralement un prix du gaz importé indexé sur les produits pétroliers. Ainsi, entre 2011 et 2014, avec un prix du brut supérieur à 100$, les prix du gaz importé en Europe et en Asie étaient respectivement 2 à 4 fois plus élevés qu’aux Etats-Unis. Ce différentiel de prix entre l’Amérique du Nord, l’Europe et l’Asie est un électrochoc de compétitivité pour les Etats-Unis permettant d’alléger la facture énergétique des consommateurs finaux et industriels de près de 1 300 milliards $ (en 8 ans). Alors que l’Europe du raffinage est en surcapacité (et en pertes…), les raffineurs d’Amérique du Nord et les consommateurs ont par exemple profité d’un brut très bon marché, entre 10 et 17 dollars moins cher que son comparable européen.

Enfin, l’exploitation du pétrole et gaz de schiste a permis de créer une industrie pétrolière forte (les « petits » pétroliers de schiste totalisent près de 300 milliards de capitalisation) et des services pétroliers importants.

Au-delà de ces effets directs, les Etats-Unis profitent d’une vague massive d’investissements dans les industries énergivores. Rien qu’en pétrochimie, près de 130 milliards de dollars d’investissements sont en cours. L’énergie bon marché permet une ré-industrialisation accélérée des Etats-Unis. Relativement tournés vers le charbon et moins dépendants des hydrocarbures, la Chine et l’Inde sont affectés par cette compétition américaine, mais dans une moindre mesure que l’Europe et le Japon, particulièrement dépendants des hydrocarbures. En Europe, la survie de plus de 300 sites énergivores (pétrochimie, aciérie, papeterie, cimenterie, etc.) est directement liée au coût de l’énergie (Selon l’AIE, en 2012 aux Etats-Unis, le gaz naturel représente près de 80% du coût de revient de la pétrochimie et près de 40% pour l’acier et le ciment).

Diplomatie de la fracturation, mythe ou réalité ?

Sur la voie de l’autonomie énergétique et bientôt exportateurs nets de GNL « bon marché », les États-Unis sont redevenus une puissance énergétique de premier plan :

• moins sensibles au risque géopolitique (Venezuela, Moyen-Orient, Nigeria) ;
• pouvant impacter les prix du pétrole et du gaz à la baisse, en deçà des volontés de l’OPEP ;
• dépassant symboliquement la production d’hydrocarbures de la Russie et celle de pétrole de l’Arabie Saoudite.

Par ailleurs, depuis quelques années, les Etats-Unis ont mis le pétrole et gaz de schiste au centre de leur diplomatie. Via le projet UGETEP, la diplomatie américaine a envoyé de nombreuses délégations d’acteurs de la fracturation en Inde, Indonésie, Europe, Chine ou Japon. Parallèlement, le gouvernement a demandé à l’ARI et l’USGS (United States Geological Survey) de publier les ressources mondiales de schistes. Ces coopérations sont notamment des leviers stratégiques dans le cadre de la négociation des offres commerciales multilatérales : partenariat transatlantique de commerce et d’investissement[4] (avec les 28 pays de l’Union européenne) et partenariat transpacifique[5] (11 pays de la région Asie-Pacifique et les Amériques).

Pour de nombreux pays exportateurs, la situation actuelle fait échos au contrechoc pétrolier de 1985. A l’époque, face à des excédents majeurs de production, l’Arabie Saoudite avait mis un terme à la politique de quotas pour laisser le prix réguler l’offre. Pendant près de 15 ans, le prix du pétrole est resté à des niveaux planchers, mettant de nombreux pays producteurs en situation économique critique et provoquant l’effondrement du bloc soviétique.

Dans un pareil contexte, il n’est donc pas étonnant que le soutien politique et l’exploitation de gaz de schiste par des compagnies américaines en Ukraine et Europe centrale soient vécus comme des menaces directes par la diplomatie russe. Si le soutien de Washington à ses acteurs du gaz de schiste est parfaitement compréhensible (la France, la Russie ou la Corée du Sud ne soutiennent-ils pas leurs acteurs du nucléaire ?), le resenti russe vis-à-vis du gaz de schiste l’est donc finalement tout autant !

Pétrole et gaz de schiste : des intérêts divergents

En modifiant les équilibres pétroliers et gaziers, la révolution du pétrole et du gaz de schiste rebat les cartes de la géopolitique énergétique :

• la raréfaction des ressources de pétrole et gaz semble désormais toute relative et la perspective d’un pic de production est repoussée ;
• la production d’importantes quantités de pétrole et gaz de schiste « relativement » bon marchés (3 à 4 $ pour le gaz et 50 à 70$ pour le LTO) laisse entrevoir une baisse des prix du pétrole et du gaz sur le moyen terme ;
• les nouvelles routes énergétiques et la production de nouveaux bassins de schiste viennent concurrencer les flux actuels (GNL ou pipe)[6].

Les pétroles et gaz de schiste représentent donc des challenges pour un certain nombre d’acteurs parmi lesquels :

• les pays et compagnies producteurs de pétrole et de gaz (qui doivent faire face à une baisse des prix). C’est le cas généralement des grands exportateurs et plus particulièrement des pays nécessitant des prix élevés (Iran, Iraq, Russie, Venezuela, etc.) ;
• les producteurs de charbon et d’énergies alternatives, qui doivent notamment faire face à la concurrence d’un gaz bon marché ;
• les pétrochimistes ou raffineurs qui n’ont pas accès à ces ressources.

A l’inverse, ils représentent des opportunités :

• pour les pays disposant de ressources de schiste(et notamment ceux qui ont peu de ressources conventionnelles tels que les Etats-Unis, l’Argentine, la Chine, la France, la Pologne, l’Inde, etc.) ;
• pour les grands consommateurs et importateurs d’hydrocarbures;
• pour les compagnies pétrolières prêtes à développer ces ressources (par exemple les petits et grands indépendants américains comme Devon, Chesapeake, Continental…, les majors comme Shell, Exxon Mobil, Chevron…, et certaines compagnies nationales comme Sinopech, Statoil ou Petronas)
• pour les compagnies parapétrolières (par exemple spécialistes de fracturation, forage, équipements, simique, traitement des eaux usées ou produits chimiques)

Le débat sur le pétrole et gaz de schiste est souvent résumé à un clivage entre grands pays importateurs d’hydrocarbures (dont les Etats-Unis, l’Europe, la Chine, l’Inde) et une convergence de points de vue improbable entre les grands pays exportateurs (notamment OPEP et Russie) et les militants écologistes et acteurs des énergies renouvelables.

Il est en réalité plus complexe :

• au Canada, le pétrole de schiste est tout autant un danger pour les Tar Sands en Alberta ou l’exploration arctique qu’une opportunité pour les pétroliers non conventionnels ou les projets de GNL ;
• en Russie, au-delà du danger que représente le gaz de schiste pour Gazprom (sur le prix de vente du gaz, les projets offshore de la Baltique ou les débouchés européens en Europe centrale), les immenses ressources de LTO de Bazhenov sont une opportunité pour de nombreux acteurs (Gazpromneft, Rosneft, etc.) ;
• en Australie, souvent décrié par les producteurs de charbon, de CBM et d’énergie renouvelable, le gaz de schiste est une opportunité pour certains producteurs de gaz de schiste et consommateurs de gaz ;
• en Norvège, malgré le danger que représente le gaz de schiste pour les exportations de gaz du pays, la compagnie nationale Statoil a lourdement investi dans le gaz de schiste à l’international ;
• en Algérie et en Arabie Saoudite, dans un contexte de réserves gazières conventionnelles limitées, le gaz de schiste est au centre des priorités pour la Sonatrach et la Saudi Aramco.

Sur le plan environnemental, le gaz de schiste suscite là aussi des réactions bien différentes. Ses détracteurs préfèreront souligner les risques environnementaux de la fracturation, la consommation d’eau, les perturbations de l’activité et les émissions de gaz à effet de serre. A l’inverse, ses défenseurs retiendront ses faibles émissions en gaz à effet de serre (comparé au charbon et au pétrole), sa très faible consommation d’eau par unité d’énergie (comparé aux autres énergies, solaire, biocarburants, charbon, etc.) et son impact au sol et sous-sol maitrisé grâce à l’évolution de la réglementation et des techniques (puits multiples et monitoring).

Enfin, au sein même du groupe des défendeurs du « schiste », il existe par exemple aux Etats-Unis un clivage important entre les partisans d’un pétrole et gaz de schiste restant aux Etats-Unis et profitant aux consommateurs locaux et les partisans d’une exportation, synonyme d’apport de devises et instrument de la politique étrangère.

Quelle stratégie pour l’Europe ?

Face à l’effondrement de sa « compétitivité énergétique », l’Europe n’a pas de position commune et ne dispose que de peu de leviers efficaces.

Le premier levier est l’attente… que le prix du gaz aux Etats-Unis augmente. Ce souhait est celui de certains « sceptiques du gaz de schiste » annonçant un prix de revient très élevé et une pyramide de Ponzi qui tôt ou tard serait amenée à pousser le prix du gaz à la hausse. Voilà déjà 7 ans que le prix du gaz Henri Hub est inférieur à 4$, niveau censé être insurmontable pour les producteurs, lesquels réalisant partiellement des profits et continuant d’investir dans une zone comme Marcellus. On retrouve le même raisonnement sur un pétrole de schiste. Début 2015, il faudra attendre que le prix du brut avoisine les 50$ pour que les pétroliers freinent une partie des développements de pétrole de schiste[7].

Le deuxième levier est l’espoir que les exportations de GNL bon marché nord-américaines se déversent sur le continent. Pendant la crise ukrainienne, certains politiques européens ont relevé les promesses d’envoi de GNL bon marché par certains politiques américains. Deux commentaires s’imposent : ces promesses de gascon étaient destinées à obtenir de l’administration Obama des autorisations de terminaux de GNL (sous couvert de solidarité atlantique). D’autre part, les contrats GNL américains sont signés par des acteurs privés, qui n’ont aucun intérêt à subventionner l’Europe.

Troisième levier, la croyance en la main invisible… L’Union européenne essaye d’alléger le prix du gaz en défendant la libéralisation de son marché gazier et en exerçant une pression pour une renégociation des termes des contrats gaziers avec les fournisseurs traditionnels (Russie, Algérie) : raccourcissement des périodes, clause de destination, utilisation d’un prix spot de référence. Cette stratégie a partiellement fonctionné poussant le prix spot à la baisse. Sur le long terme, il est néanmoins possible que certains fournisseurs de l’Europe sauront réguler l’offre pour maintenir les prix.

Quatrième levier, impacter la consommation via les économies d’énergie. Dans sa loi de transition énergétique, la France a mis sa priorité à l’efficacité énergétique et notamment du côté des particuliers et de l’habitat. Cette stratégie a beaucoup de sens mais elle a un coût, elle doit encore être confirmée par les chiffres et elle délaisse les grands consommateurs de gaz, qui ne profitent d’aucun mécanisme d’allégement de la facture gazière.

Enfin, la dernière solution est de jouer sur l’offre énergétique. L’exemple de l’Allemagne (qui a été précurseur au niveau des énergies renouvelables), laisse dubitatif quant à la faisabilité de développer des énergies renouvelables compétitives pour les industriels.

Avec potentiellement des ressources techniquement récupérables de 600 Tcf (trillion cubic feet) de gaz et 14 milliards de barils d’huile, les schistes européens pourraient être une alternative crédible.

L’énergie est un facteur essentiel dans la compétitivité d’une économie. C’est le cas pour l’industrie lourde (où l’énergie représente 40% du coût de l’acier ou du ciment par exemple) mais plus globalement pour de nombreux acteurs économiques (qui a conscience par exemple que 7 litres de lait nécessitent un litre de diesel pour être produits et commercialisés!). Dépourvue d’hydrocarbures conventionnels, la France est un important importateur de pétrole et gaz, qui pèsent lourdement dans sa balance commerciale et sur la compétitivité de ses entreprises[8].

Seul grand potentiel de schiste à ne pas envisager son exploration, la France fait figure d’exception. Les politiques français sont-ils obscurantistes ou clairvoyants ? Pourquoi des pays comme le Danemark et la Norvège, considérés comme des leaders d’un point de vue environnemental et sociétal, parient-ils sur le gaz de schiste ? Face aux enjeux d’une désindustrialisation accélérée et au besoin de financer la transition énergétique, la France peut-elle se passer d’un débat non partisan sur l’opportunité de développer les pétroles et gaz de schiste ?

 Guillaume Charon
Session IHEDN 30ème cycle de sensibilisation à l’Intelligence économique
Membre du Comité Energies de l’ANAJ-IHEDN

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Guillaume CHARON est un spécialiste des marchés énergétiques. Il est notamment en charge de l’économie du gaz non conventionnel et de la scène énergétique à IFP Training (groupe IFP Energies Nouvelles). Apres avoir débuté sa carrière en tant qu’analyste financier services pétroliers, il a effectué de nombreuses missions de conseil et de formation dans le domaine énergétique dans plus 30 pays (Amériques, Moyen-Orient, Afrique, Europe, Asie du Sud Est). Il a apporté sa collaboration à plusieurs publications dans le domaine de l’énergie.

[1] Respectivement 176 Bm³ et 204 Bm³ en Amérique du Sud et en Afrique – source BP Statistical Review 2014
[2] La Norvège, produit 1,8 Mb/j, le Nigeria2,3 Mb/j et l’Angola 1,8 Mb/j – source BP Statistical Review 2014
[3] Contrairement à la majorité des grands pays producteurs, l’exploitation pétrolière terrestre y est privée et nécessite peu d’autorisations administratives
[4] Transatlantic Trade and Investment Partnership (TTIP)
[5] Trans-Pacific Partnership Agreement (TPP)
[6] Les producteurs de GNL à destination de l’Atlantique nord et de l’Asie doivent faire face aux flux d’Amérique du Nord et peut-être à l’avenir, à une production locale croissante (en Chine, Argentine, Europe, etc.)
[7] En 2010, on évoquait plutôt pour le pétrole de schiste US un point mort de 80$ par baril
[8] Avec 64 milliards d’euros en 2013, la facture d’hydrocarbures française dépasse le déficit commercial du pays