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11
Feb

7- GLEAMERGY et l’industrie du soutage GNL (LNG bunkering)

GLEAMERGY et le décollage de l’industrie du soutage GNL (LNG bunkering)

 

1       Contexte

Le soutage GNL (« LNG bunkering ») est un concept récent selon lequel les moteurs des navires utiliseront comme carburant du Gaz Naturel Liquéfié (« GNL ») au lieu des fuels liquides (« bunkers »)

Les navires méthaniers ont toujours utilisé du GNL comme carburant, ceci du fait de la vaporisation fatale d’une partie (0,10 à 0,15% par jour) du GNL transporté liquide à -160°C et à pression atmosphérique.

Le concept d’utilisation du GNL comme carburant pour les navires classiques (« LNG bunkering ») tels que les ferry-boats ou les navires de croisière s’est développé récemment sous la double stimulation :

  • des nouvelles réglementations internationales IMO (International Maritime Organization) MARPOL VI sur les émissions applicables en 2020,
  • du prix attractif du GNL par rapport aux fuels liquides « propres ».

2       Une décision historique pour l’industrie du LNG bunkering :

L’essor du LNG bunkering était toutefois figé par un classique problème « d’œuf et de poule » :

  • les Armateurs mettaient comme condition au passage au soutage GNL l’existence d’infrastructures leur garantissant de pouvoir faire le plein dans les différents Ports…
  • ….et les Ports et Opérateurs d’Infrastructures de leur côté mettaient comme condition à l’investissement infrastructures GNL une garantie de trafic de la part des Armateurs.

Ce cercle vicieux a été brisé notamment par une décision majeure de CMA-CGM l’un des leaders mondiaux des opérateurs de porte-conteneurs, qui constitue une première :

  • CMA-CGM commande 9 porte-conteneurs géants (22.000 containers EVP, plus gros au monde) utilisant le GNL comme carburant.
  • CMA-CGM signe un contrat long terme (10ans – 300.000 t/an) de fourniture de GNL avec Total, démarrage 2020.

 

La taille et la durée de ce contrat en font une première mondiale dans le domaine du LNG bunkering, et permettent à Total de lancer la construction de l’infrastructure nécessaire, en l’occurrence un navire spécialisé de soutage GNL d’une taille suffisante pour livrer les porte-conteneurs CMA-CGM.

Gleamergy a été Conseil de CMA-CGM pour ce projet.

Contact Gleamergy : dominique.venet@gleamergy.com – +33 6 32 54 25 97

 Télécharger l’article

 

Communiqués de presse :

8
Apr

6-Prix du Pétrole : « Cheikhs contre schistes », ou « Princes contre mollahs » ?

Sous la plume de Jean-Michel Bezat, Le Monde du 23/3/15 évoque les efforts de l’Arabie Saoudite pour faire baisser le prix du pétrole dans le but de tuer le développement de la production américaine de pétrole de schistes (shale oil) : le combat « Cheikhs contre schistes ». (Prix du pétrole : l’OPEP n’agira pas seule)

Dans cette hypothèse, les USA attaqués devraient réagir ; or il ne semble pas que l’action Saoudienne émeuve outre mesure le pouvoir politique américain.
Après tout, si les producteurs de pétrole de schistes sont touchés, l’économie américaine dans son ensemble bénéficie d’une baisse des prix du pétrole, baisse qui de plus touche au premier chef les Russes avec lesquels les USA sont aujourd’hui en froid.

Je rajouterai à cela un élément plus technique. La mise au point des méthodes de production d’huile ou de gaz de schiste a nécessité de très gros investissements et des forages par dizaine de milliers, effort consenti sous l’énorme pression qu’a constitué l’envolée du prix du baril au dessus de 100$ – puissant stimulant de la remise sur le devant de la scène du rêve américain d’indépendance énergétique.

Ces techniques de production sont aujourd’hui au point ; elles sont très bon marché pour le gaz, plus chères certes pour l’huile.
Mais elles ont surtout une caractéristique fondamentalement différente des autres productions de nouvelles réserves conventionnelles telles que l’offshore profond, l’Arctique, les huiles lourdes du Venezuela et autres schistes bitumineux canadiens : elles sont très souples et très réactives aux évolutions de prix .
En effet, la production de gaz et huile de schistes ne nécessite pas la réalisation de méga projets dont l’unité de compte est la dizaine de milliards $ (avec un temps de réalisation en années) qui sont l’apanage des nouvelles réserves conventionnelles citées plus haut, mais la multiplication de petits projets (des forages à terre) dont l’unité de compte est plutôt la dizaine de millions de $ (avec un temps de réalisation en mois).
Il existe environ 2000 appareils de forage (les rigs) en activité aux USA, qui passent en permanence d’un site à l’autre, du gaz au pétrole et du pétrole au gaz selon les cours des hydrocarbures ; cette versatilité peut être suivie sur les sites internet de « rig count ».
Le cout de production du gaz de schiste aux États-Unis restant très bas versus le GNL qui pourrait le remplacer, les rigs peuvent se mettre à l’abri économiquement sur des prospects « gaz » quand les prix du brut sont bas, et repasser quasi instantanément à la production d’huile quand le baril augmente.
En conséquence, le combat Cheikhs contre schistes est forcément perdant pour les Cheikhs : sauf à accepter un prix max du pétrole de 40$ ad vitam, ils ne pourront jamais tuer définitivement les huiles de schistes qui renaitrons de leurs cendres dès que le baril remontera.

Les Saoudiens étant de fins connaisseurs du monde pétrolier, ce raisonnement ne leur a pas échappé.
Étant par ailleurs de fins stratèges, ils ne mènent pas une guerre « Cheikhs contre schistes » pour la perdre.

Mais est ce vraiment cette guerre-là qu’ils mènent ?

Examinons une autre piste de réflexion.

Le bas prix du baril touche tous les producteurs.
Nous avons évoqué plus haut le fait que les USA voient d’un bon œil les difficultés de la Russie.
Pour l’Arabie Saoudite, le grand concurrent est aujourd’hui l’Iran comme le dépeint le Monde daté du 8/4/15 (Le réveil de l’Arabie Saoudite face à l’Iran) .

Aujourd’hui, l’Iran est affaibli par des années de sanctions, alors que l’Arabie Saoudite a profité à plein des prix du pétrole très élevés : elle dispose de réserves financières considérables qui lui permette de tenir des années de vaches maigres, ce qui n’est pas le cas de son concurrent.
Or ce concurrent est sur le point de revenir dans le concert des Nations, et ce faisant de reconstituer sa puissance…sauf si les prix du pétrole restent bas : « Cheikhs contre schistes » ou plutôt « Princes contre Mollahs» ?

D.Venet

Télécharger cet article : 150407 Cheikh vs schistes ou Princes vs Mollahs

31
Jan

5- Questions / Réponses sur le gaz de schiste

Le gaz de schiste est à l’origine du renouveau de l’économie américaine ; il est hors la loi en France, suite à un non débat à base idéologique et électorale qui n’a laissé que peu de place à l’objectivité des faits.

Sans prétendre en quelques lignes faire le tour de la question, l’article qui suit cherche à fournir au lecteur des éléments factuels sur le sujet en répondant à quelques questions clefs :

  • Qu’est ce que le gaz de schiste ?
  • Comment le produire ?
  • Y a t il des risques à cette production et quels sont ils ?
  • Y a t il des risques à ne pas produire de gaz de schiste ?
  • Les couts de production US sont ils réplicables en Europe ?
  • Quel est le potentiel français ?

 

 1 – Qu’est-ce que le gaz de schiste ?

Nature :

Le gaz de schiste est en termes de composition chimique identique à un gaz naturel classique. Il est composé pour l’essentiel de méthane (CH4), ainsi que d’un certain nombre d’autres composants dont la nature varie d’un champ  de gaz à l’autre.

 

Certains de ces composants sont du point de vue du producteur de gaz des impuretés à éliminer : c’est le cas par exemple du gaz carbonique (CO2), du H2S, ou encore de l’azote.

 

D’autres de ces composants, si ils doivent être retirés du gaz naturel pour respecter les spécifications commerciales des réseaux de transport, constituent en revanche des produits à haute valeur ajoutée : c’est le cas par exemple de l’éthane (C2H6 – produit de base de la pétrochimie), des GPL (propane C3 et butane C4 ) ou encore des liquides de gaz naturel (LGN – C5+ – également appelés condensats, bruts légers de très haute valeur).

Les revenus complémentaires générés par ces composants additionnels à haute valeur ajoutée jouent un rôle déterminant dans l’économie d’un projet de production de gaz, que ce soit du gaz conventionnel ou du gaz de schiste.

 

Formation :

 

Comme le gaz naturel conventionnel, le gaz de schiste est un gaz dit « thermogénique » par opposition au gaz dit « biogénique ».

 

Le gaz biogénique est issu d’un processus biologique de décomposition de matières organiques sous l’action de bactéries : c’est le gaz qu’on va obtenir dans les digesteurs qui équipent certaines fermes qui recyclent leurs déchets organiques, mais c’est également le gaz qui va être produit naturellement par exemple dans des zones marécageuses  et générer ce qu’on a appelé les feux follets; il est par définition très proche de la surface et pourrait même être produit par un puits qui recherche de l’eau dans une zone qui a été humide, et qui touche une petite poche de gaz biogénique (explication possible d’un robinet d’eau qui crache aussi du gaz).

 

Le gaz thermogénique est issu de cadavres de micro-organismes marins (plancton) qui se déposent au fond des mers, et qui sont au cours des temps géologiques recouverts par des couches successives de sédiments constituant une sorte de millefeuille. Au fil du temps, ces couches successives aboutissent à deux  conséquences : d’une part, une augmentation très importante de la pression du fait du poids des sédiments, d’autre part une augmentation très importante de la température car les couches s’enfoncent et se rapprochent du centre de la terre. Lorsque que les conditions de température et pression atteignent les valeurs requises, les micro-organismes se transforment en hydrocarbures au sein de ce millefeuille qui est maintenant à grande profondeur (2 à 3000m) et que l’on appelle la « roche mère ».

 

C’est à ce point précis que le gaz conventionnel et le gaz de schiste voient leurs chemins diverger :

  • le gaz conventionnel va migrer et quitter la roche mère, remontant vers la surface jusqu’à ce qu’il soit (ou pas) piégé par une structure géologique du type dôme étanche hydrocarbures (pex argile) recouvrant une roche perméable (pex sable) : on parle dans ce cas de « roche réservoir » ; ce gaz sera produit par des forages traversant la couche étanche pour rejoindre la couche perméable à travers laquelle le gaz circulera facilement pour rejoindre le puits de production.
  • le gaz de schiste va rester dans la « roche mère »; il est piégé à grande profondeur dans une structure type millefeuille constituée d’une roche très compacte très peu perméable. La technique de production utilisée pour le gaz conventionnel évoqué ci-dessus ne fonctionne pas.

 

2 – Principes de la production du gaz de schiste :

 

L’existence des gaz de schiste est connue depuis très longtemps. Cependant, ce n’est que très récemment que la combinaison des dernières évolutions technologiques ont permis de mettre au point des techniques de production économique de ce type de gaz.

 

Nous avons vu que le gaz de schiste est piégé à grande profondeur dans des couches relativement minces types millefeuille : la première difficulté est de repérer où se trouve précisément ces couches ; le développement des techniques de connaissances de la subsurface tels que la sismique 3D ont été décisives dans ce domaine.

 

Une fois la couche repérée, encore faut-il être capable de la forer car il s’agit non pas d’un gros réservoir conventionnel mais d’une couche fine et étendue pour laquelle un forage vertical classique ne permettra pas de drainer correctement le gaz; le développement des techniques de forage dévié et de forage horizontal, qui permettent aujourd’hui de piloter précisément un forage à 2 ou 3000 m de profondeur avec un déport horizontal de 5 à 6000 m voire plus, ont permis de traiter cette question.

 

Nous avons maintenant atteint la couche cible et mis en place un forage horizontal de plusieurs kilomètres permettant de drainer une zone importante.

Reste à résoudre un dernier problème qui est que cette roche porteuse de gaz est extrêmement compacte et très peu perméable : le gaz ne va pas spontanément migrer vers le puits de production comme il le ferait dans le cas d’un gisement conventionnel.

Il nous faut créer des fissures dans cette roche compacte pour permettre le mouvement du gaz. Cette opération est connue sous le nom de « fracturation hydraulique » : le tubage du forage est perforé au niveau de la zone à produire, puis il est rempli d’eau ; une très forte pression (en milliers de bars) est appliquée en surface, et le principe de non-compressibilité du liquide transmet cette pression jusqu’aux perforations du tubage en fonds de puits, et donc jusqu’à la roche qui se fissure.

Cependant, du fait du poids des terrains, ces fissures se refermeraient instantanément à l’arrêt de la mise en pression : pour éviter cela, des grains de sable sont mélangés à l’eau ; expulsés vers la roche au moment de la fracturation, ils se coincent dans les fissures et en bloquent la fermeture, les maintenant ouvertes et permettant le passage du gaz.

À cette étape apparaît l’un des sujets de controverse majeure concernant les schistes : les additifs. En effet, il n’aura pas échappé à nos lecteurs que lorsqu’on met du sable dans un verre d’eau, le sable ne se mélange pas de manière homogène à l’eau mais se dépose au fond du verre.

Pour éviter ce phénomène, et assurer une bonne répartition spatiale des grains de sable dans le fluide de fracturation, des additifs sont incorporés à l’eau pour la transformer  de liquide en « gel» et ainsi obtenir la distribution spatiale du sable permettant de garantir son expulsion vers les fissures au moment de l’application de la pression de fracturation.

 

La polémique sur ces additifs a été alimentée pendant un moment par le secret qui entourait leur formulation. En effet, leur mise au point avait nécessité des centaines et des centaines d’essais de forage mobilisant des moyens importants et conduisant les quelques sociétés qui avaient consenti ces investissements de développement à rechercher la préservation leur avantage compétitif en ne révélant pas les formules des produits utilisés.

Les choses ont évolué depuis ; les pétroliers se sont notamment inspirés d’une autre industrie qui utilise les gelées, l’industrie alimentaire. C’est ainsi que l’un des additifs majeurs utilisés aujourd’hui est l’agar-agar, gélifiant  d’origine végétale, non toxique, utilisé en cuisine.

 

L’opération de fracturation elle-même a lieu une fois dans la vie d’un puits et ne dure que quelques jours. À la fin de cette opération, le gaz expulse l’eau additivée contenue dans le tubage, et est prêt pour une production de plusieurs années.

 

En terme d’activité sur le site, l’opération de forage aura duré quelques semaines à quelques mois, et à l’issue de cette opération la plateforme de forage (le derrick, très visible) est démonté ; la phase de fracturation dure quelques jours ; il ne reste ensuite sur place en surface qu’un jeu de vannes permettant de contrôler la production qui s’étalera sur plusieurs années.

 

A partir d’un même site de forage seront en général forés plusieurs puits.

 

 

3 – Produire des gaz de schistes présente t il des risques ?

 

Comme toute activité humaine, la production de gaz de schiste présente certains risques. La question est de savoir si ces risques sont maîtrisables au point de pouvoir garantir que cette production ne portera pas atteinte à l’environnement.

 

Passons en revue les principaux risques évoqués lors de la production de gaz de schiste, qui sont la pollution des nappes phréatiques, le traitement du fluide de fracturation et la micro sismicité induite.

 

Atteinte aux nappes phréatiques :

 

La question est la possible pollution des nappes phréatiques utilisé pour la consommation humaine par le fluide de fracturation ou par le gaz produit.

 

Les nappes phréatiques sont situés dans une zone proche de la surface à une profondeur de quelques dizaines de mètres voir quelques centaines.

Lorsque le forage traverse cette zone, il est en phase verticale et il ne produit pas de gaz puisqu’il n’a pas encore atteint la zone porteuse de gaz de schiste situé à grande profondeur (2 à 3000 m ).

Une fois que le forage a traversé la zone des nappes phréatiques, il est arrêté et le train de tiges qui se termine par le trépan est remonté. Un tube en acier (le « casing ») est inséré dans le puits, puis du ciment est injecté sous pression dans le tube et remonte vers la surface entre la paroi extérieure du tube et les terrains traversés, assurant après séchage un scellement du tube dans les roches traversées et une étanchéité parfaite entre les fluides circulant à l’intérieur du tube (fluide de fracturation, gaz de production) et les nappes phréatiques.

 

Cette technique est maîtrisée depuis des dizaines d’années et est mise en œuvre dans tous les forages de gaz et de pétrole. Elle n’est toutefois pas complètement exempte de risques, en particulier si la mise en œuvre du ciment n’est pas parfaitement exécutée.

Il faut donc que cette opération soit réalisée par des opérateurs compétents et correctement supervisés.

 

Traitement du fluide de fracturation :

 

Nous avons vu plus haut le fluide de fracturation est aujourd’hui constitué d’eau, d’un peu de sable, et d’additifs en très faible quantité (moins de 1%) provenant pour l’essentiel de produits utilisés dans l’industrie alimentaire ou encore de bactéricides à  usage domestique.

Il ne s’agit donc pas d’un produit hautement toxique ; il n’en reste pas moins qu’il ne doit pas être rejeté dans l’environnement sans autre forme de procès.

 

Ce fluide fracturation représente 20 à 30 000 m³ par puits .

  • Environ 1/3 va rester dans la formation, ce qui en soi n’est pas un problème puisque ce fluide n’est pas toxique et que nous sommes très en dessous du niveau des nappes phréatiques
  • les 2/3 restants vont être expulsé vers la surface par le gaz ; ils pourront être stockés et réutilisés dans le puits suivant.
  • La quantité restant après le dernier puits devra faire l’objet d’un traitement dans une installation spécialisée.

 

Le risque pris sur ce plan est très mesuré dans la mesure le fluide utilisé n’est pas un  produit de haute toxicité.

Sa gestion doit néanmoins être rigoureuse les opérateurs compétents pour garantir toute atteinte à l’environnement.

 

Micro sismicité induite :

 

L’opération de fracturation elle-même, qui consiste à créer des fissures dans des roches à très grande profondeur, pourrait dans certains cas déclencher en surface de faibles secousses sismiques.

 

Dans ce domaine, la principale protection est une excellente connaissance de la géologie de la zone de manière à éviter de réaliser des opérations de fracturation dans des contextes géologiques pouvant donner lieu à de tels phénomènes.

Là encore, la compétence et l’expertise d’un opérateur expérimenté et correctement supervisé constitue un gage de sécurité.

 

En conclusion, les risques existent mais sont maitrisables par des opérateurs compétents, sur lesquels s’exercerait une supervision rigoureuse.

Ajoutons qu’il ne s’agit pas d’une activité expérimentale mais que nous pouvons au contraire bénéficier du retour d’expérience de dizaine de milliers de puits aux Etats Unis.

 

4 – Ne pas produire des gaz de schistes présente t il des risques ?

 

Vous avez bien lu : après avoir évoqué les risques à produire les gaz de schiste, il apparaît nécessaire de s’interroger sur les conséquences de ne pas les produire.

 

Ces conséquences sont multiples, mais elles sont en premier lieu environnementales.

 

Les opposants au gaz de schiste en France font valoir le principe de précaution, évoquant les risques  potentiels qu’une telle production pourrait faire courir à l’environnement. Nous avons vu en par.3 ci-dessus que ces risques apparaissent maitrisables.

 

Examinons maintenant les conséquences de la non production du gaz de schiste.

 

Dans le cas précis, l’enchaînement est le suivant :

  • le coût du gaz aux États-Unis a plongé du fait de la production de gaz de schiste à un niveau de 3 à 4 $/mmbtu, à comparer à un prix en Europe de

11 à 12 $ /mmbtu.

  • Le gaz étant très bon marché, les producteurs d’électricité américains ferment leurs centrales électriques à charbon et les remplacent par des centrales à gaz ; aux États-Unis, le gaz expulse le charbon de la production d’électricité.
  • le charbon américain perdant des débouchés du fait de la fermeture des centrales électriques voit son prix baisser et recherche de nouveaux marchés
  • ce nouveau marché est l’Europe, où le prix du gaz reste élevé car il n’y a pas d’alternative aux importations puisque le gaz de schiste n’est pas produit.
  • En Europe, les électriciens ferment les centrales électriques à gaz et utilisent les centrales électriques à charbon : En Europe, et en particulier en Allemagne, c’est le charbon qui expulse le gaz de la production d’électricité.
  • Or une centrale électrique à charbon est beaucoup plus polluante qu’une centrale électrique à gaz ; elle génère 2 fois plus de CO2 par kwh électrique produit, plus toute une série d’autres polluants (particules, SOx, NOx, etc…), la centrale gaz ne produisant pour sa part que du CO2 et de la vapeur d’eau.
  • Le marché européen du CO2 ne fonctionnant pas, le prix du CO2 reste à des niveaux beaucoup trop bas pouvoir valoriser l’avantage du gaz en termes d’environnement. La compétitivité européenne serait d’ailleurs affectée si il en était autrement, et le Parlement Européen a récemment démontré qu’il en était conscient en refusant de réduire drastiquement les quotas CO2 attribués gratuitement.
  • Aujourd’hui, force est de constater que les USA dont on ne peut pas dire qu’ils soient les chantres de la lutte contre le changement climatique sont dans les faits en train de réduire très significativement leurs émissions de CO2 alors que les Européens vertueux au plan des déclarations sont en fait en train d’augmenter considérablement leurs propres émissions.

 

En conclusion, la décision de ne pas explorer le gaz de schiste  pour éviter des risques potentiels (mais probablement traitables) a pour conséquence une augmentation immédiate et certaine de la pollution atmosphérique en Europe.

 

Les autres conséquences qui auraient pu être évoquées seraient par exemple :

  • l’indépendance énergétique réduite
  • la balance commerciale détériorée du fait des importations énergétiques
  • la pétrochimie européenne sinistrée alors que se construisent aux USA de nouvelles usines du fait d’un accès très bon marché à l’énergie et à l’éthane, sous produit du gaz de schiste.
  • Des milliers d’emplois non délocalisables non créés.

 

 

5 – les coûts de production en Europe seront-ils supérieurs aux coûts de production aux Etats-Unis ?

 

Très probablement, oui.

 

Les coûts de production aux États-Unis sont de l’ordre de 4 à 5 $/MBTU. Compte tenu des revenus additionnels fourni par l’éthane et les LGN (cf par.1 ci-dessus), ces coûts sont compatibles avec un prix de vente du gaz de l’ordre de 3 $/MBTU.

En Europe, plusieurs éléments conduisent à prédire des coûts de production beaucoup plus élevés :

  • l’industrie pétrolière américaine est beaucoup plus développée et dynamique sur le territoire américain que l’industrie européenne ; il y a par exemple plus de 2000 rigs de forage en activité aux USA en permanence, contre quelques dizaines en Europe.
  • La densité de population est très inférieure aux Etats-Unis, permettant une exploitation dans des zones ouvertes.
  • le régime juridique américain qui accorde propriétaire d’un terrain la propriété de son sous-sol fait que les habitants des zones productrices sont souvent proactifs dans le développement.

 

Il est délicat de se prononcer sur les coûts exacts de production en Europe tant qu’il n’y aura pas une expérimentation à une échelle significative. Certains pensent que ces coûts pourrait être de l’ordre du double des couts américains, soit

8 à 10 $/MBTU.

D’aucuns ont estimé que de tels coûts de production se rapprochent du cout d’importation moyen du gaz en Europe qui est de l’ordre de 11 à 12 $/MBTU, et qu’en conséquence le jeu n’en valait pas la chandelle ; cette position méconnait plusieurs points clés :

  • les coûts de production ne prennent pas en compte les revenus additionnels de l’éthane et des LGN, qui peuvent être très substantiels (cf par.1 ci-dessus)
  • même si les coûts globaux étaient au même niveau que les coûts d’importation, il s’agit bien de production européenne en euros et non d’importation en devises
  • les emplois directs et indirects (pétrochimie) sont tout simplement passés sous silence.

 

6 – quelles ressources en gaz de schiste en France ?

 

La réponse est que nous n’en saurons rien tant que nous ne lancerons pas un programme d’exploration pour les gaz de schistes, activité aujourd’hui interdite par la loi.

À partir des éléments géologiques et géophysiques connus aujourd’hui, le potentiel de la France apparaît comme l’un des plus prometteurs des pays européens avec la Pologne.

Les réserves françaises pourraient atteindre un ordre de grandeur de un siècle de consommation annuelle de gaz du pays, (soit environ 15 G€ / an).

 

 

En conclusion, dans un contexte économique qui rend les énergies renouvelables inaccessibles au plan financier et qui recherche les moyens de relancer l’activité industrielle et les emplois, le fait de se priver volontairement des gaz de schiste au point d’en interdire la recherche apparaît incompréhensible d’abord au plan environnemental, ensuite aux plans économique et social.

2
Nov

4- L’avenir compliqué des Majors du Pétrole : d’abord un problème de gouvernance ?

L’avenir compliqué des Majors du Pétrole : d’abord un problème de gouvernance ?

Dans son édition du dimanche 4 / lundi 5 août 2013, « le Monde » a publié un article intitulé « l’avenir compliqué des supers-Majors du pétrole ».

Dans cet article est abordé le problème du déclin de la production de ces Majors, qui ont de plus en plus de mal à trouver et à produire autant de pétrole et de gaz qu’elles voudraient ; la raison invoquée est que les gisements faciles et peu coûteux à exploiter sont contrôlés par les compagnies d’État des pays producteurs et qu’en conséquence les Majors doivent se rabattre sur des projets techniquement difficiles et très complexes à mettre en œuvre.

Ce phénomène existe, mais est-il bien la seule explication aux difficultés de renouvellement de réserve des Majors ?

Au cours des 5 ou 6 dernières années, toute une série de découvertes majeures en hydrocarbures en général, en gaz en particulier, ont été faites : les gaz de schiste aux États-Unis, les réserves de gaz en Méditerranée orientale et en Israël en particulier, des réserves considérables au Mozambique et dans une moindre mesure en Tanzanie et en Ouganda, ou encore les vastes gisements ante-salifères du Brésil. Toutes ces découvertes ont au moins deux caractéristiques communes : la première est qu’il s’agit de réserves considérables sur des thématiques d’exploration complètement nouvelles, la seconde est qu’aucune des supers Majors n’a été impliquée dans ces découvertes.

En effet, le gaz de schiste américain est initialement mis en œuvre par de petites compagnies telles que Chesapeake, les gisements israéliens sont découverts par Noble, le Mozambique par Anadarko, l’Ouganda par Tullow et l’ante-salifère Brésilien par Petrobras. Aucune Major, même si Petrobras n’est pas une petite compagnie.

L’exploration a bien sûr sa part de bonne fortune ; mais le fait qu’aucune des Majors ne soit présente initialement sur aucune de ces découvertes dans des zones géographiques variées sur plusieurs années amène à s’interroger sur ce qui pourrait bien dénoter une tendance lourde plutôt qu’un manque de chance. Les Majors sont-elles encore capables de la créativité et de l’audace qui ont permis aux Indépendants (ou à Petrobras) de faire ces découvertes récentes ?

Les Majors ont démontré ces dernières années leur savoir-faire et leurs compétences pour réaliser des mégaprojets de production où l’unité de compte est le milliard de dollars, voire la dizaine de milliards de dollars. La mise en œuvre de tels projets nécessite une organisation extrêmement rigoureuse et un contrôle de tous les instants, impliquant des processus de prise de décision complexes basés sur une comitologie importante. Une hypothèse possible est que ce mode de fonctionnement indispensable pour les grands projets de Production mais très lourd a déteint sur l’activité Exploration en bridant excessivement la prise de risque indispensable dans ce domaine.

En d’autres termes en devenant des champions de la Production, les Majors auraient perdu leur âme d’Explorateur.

Dans cette hypothèse, les compagnies de taille plus petite ne souffrent pas de ce problème car elles n’ont pas réalisé de mégaprojets et que leurs circuits de décision sont beaucoup plus courts et basés sur la confiance mise dans les équipes plutôt que dans les process.

Dans cette ligne, la question qui pourrait se poser à une Major de l’Exploration/Production est de savoir si elle adapte son organisation pour remédier à son faible taux de succès en Exploration, ou si au contraire elle adapte son business model en laissant l’Exploration à des sociétés de taille plus petite dont elle fera l’acquisition post-découverte (ou qu’elle financerait en les laissant autonomes) en apportant son savoir-faire de développement de projets de Production majeurs dont ne dispose pas des acteurs de taille plus petite. Cette dernière solution a été retenue par les Majors sur nombre de projets cités plus haut, mais sans doute plus par opportunisme que par stratégie délibérée et assumée.

En conclusion, la clef du développement ultérieur des Majors réside peut être autant dans l’adaptation de leur organisation interne propre que dans la résolution de problématiques technologiques, politiques ou financières qu’elles ont toujours su traiter avec succès.

D.Venet
Gleamergy
dominique.venet@gleamergy.com

12
Oct

3- Ecologie comparée Seoul – Paris

J’ai récemment passé une semaine à Seoul.

J’ai été  frappé par deux choses : l’excellente  qualité de l’air et le faible niveau sonore, comparés à la pollution et au bruit qui prévalent dans les rues parisiennes.

Ce n’est pas mon premier voyage à Seoul, et je ne m’étais pas fait cette réflexion lors de mes précédents passages dans les années 1990, 2000 et 2010.

Deux explications possibles : la situation à Seoul s’est nettement améliorée, ou celle de Paris s’est sérieusement dégradée ; en fait, sans doute les deux :

 

Une politique « verte » a été menée à Seoul depuis plusieurs années :

  • Tous les bus fonctionnent au gaz naturel (GNV : Gaz Naturel Véhicules)
  • Les voitures sont soit hybrides, soit à essence ; pas de voitures diesel.

Le résultat est une pollution modérée et un niveau sonore raisonnable, même en bordure d’avenues très passantes. En effet, les moteurs à gaz ou à essence sont beaucoup moins polluants en terme de particules, SOx, NOx, et beaucoup moins bruyants que les moteurs diesels dont nous usons et abusons en France.

 

Et pourtant me direz vous, une politique « verte » a également été menée à Paris :

  • Fiscalité incitative pour le diesel, au motif qu’il produit moins de CO2 que l’essence : grâce à cette louable initiative, la majorité des voitures françaises sont aujourd’hui diesel.
  • Politique de gêne à la circulation des voitures dans Paris pour décourager les automobilistes, ayant pour résultat des embouteillages permanents. pendant lesquels les moteurs diesels au ralenti génèrent nuisances sonores et atmosphériques.

 

Seoul démontre qu’une très grande ville moderne (20 millions d’habitants) peut parvenir à limiter pollution et niveau sonore ; Paris apporte la preuve une fois de plus[1] que sous des prétextes écologiques on arrive à faire n’importe quoi et à atteindre le contraire des objectifs raisonnablement visés…

 

[1] voir également à ce sujet l’article sur ce même site « l’interdiction d’explorer les gaz de schistes : une violation du principe de précaution »

 

D.Venet
Gleamergy
dominique.venet@gleamergy.com

 

11
Jul

2- Russie, Chine et Route du Nord

La signature en mai dernier par Mr Poutine d’un accord de fourniture de gaz a la Chine peut être rapprochée d’un autre événement moins médiatisé fin 2013, l’ouverture par un méthanier affrété par Gazprom de la route Nord, ie la route maritime directe Europe Asie via le Nord de la Russie.

Dans les deux cas la Russie démontre son intention de ne plus avoir l’Europe comme client quasi-exclusif de ses exportations de gaz naturel, et de développer ses ventes en Asie.

Les ventes russes en Asie avaient débuté avec le GNL de Sakhaline, mais restaient mesurées, à partir de gisements qui n’auraient pas pu alimenter l’Europe.

Les deux exemples évoqués ci-dessus amènent par contre à réfléchir sur la notion d’arbitrage Europe / Asie par la Russie, situation fondamentalement nouvelle.

Dans le cas de la route Nord, il s’agit d’un arbitrage que l’on peut qualifier de « direct » : les méthaniers de Yamal LNG pourraient aller soit vers l’ouest et l’Europe, soit vers l’est et l’Asie ; pour la première fois, un même gisement russe devient arbitrable.

Dans le cas du contrat Chinois, l’arbitrage serait « indirect » : ce projet va nécessiter des investissements considérables, sur lesquels les Russes souhaiteront légitimement garder la main ; les capitaux ainsi mobilisés ne seront plus disponibles pour remettre à niveau les installations ouest Russie qui alimentent l’Europe.

En conclusion, la Russie est en train de se préparer à réduire à moyen terme sa dépendance à l’Europe (car c’est bien dans ce sens que la dépendance existait, et pas dans le sens inverse), son Client historique exclusif, et de se mettre en position d’arbitrer Asie et Europe comme le fait aujourd’hui avec moult profit le Qatar.

Hors l’alimentation par pipe ex Russie en particulier est l’une des raisons pour laquelle le prix européen est depuis quelques années inférieur de 30 à 40% au prix asiatique. L’arbitrage Russe pourrait bien contribuer à laminer cette différence au détriment de l’Europe.

Les Etats Unis sont eux hors débat, protégés par leur gaz de schiste ; mais le sujet est en France tabou, donc n’en parlons pas…[1]

 

[1] Si vous voulez en parler quand même, voir également à ce sujet l’article sur ce même site « l’interdiction d’explorer les gaz de schistes : une violation du principe de précaution »

 

D.Venet
Gleamergy
dominique.venet@gleamergy.com

 

21
Sep

1- L’interdiction d’explorer les gaz de schiste : une violation du principe de précaution ?

L’interdiction d’explorer les gaz de schiste : une violation du principe de précaution ?

Les opposants au gaz de schiste en France font valoir le principe de précaution, évoquant les risques  potentiels qu’une telle production pourrait faire courir à l’environnement.   Mais n’est-ce pas plutôt l’inverse ? En effet, dans toute décision de ne pas faire, il y a une forme de prise de risque : assumer les conséquences de la non-action.   Dans le cas précis, l’enchaînement est le suivant :

– Le coût du gaz aux États-Unis a plongé du fait de la production de gaz de schiste un niveau de 3 à 4 $/mmbtu, à comparer à un prix en Europe de 11 à 12 $ /mmbtu.

• Le gaz étant très bon marché, les producteurs d’électricité américains ferment leurs centrales charbon et les remplacent par des centrales à gaz ; aux États-Unis, le gaz expulse le charbon que la production d’électricité.

• le charbon américain perdant des débouchés du fait de la fermeture des centrales électriques voit son prix baisser et recherche de nouveaux marchés

• ce nouveau marché est l’Europe, où le prix du gaz reste élevé car il n’y a pas d’alternative aux importations puisque le gaz de schiste n’est pas produit.

• En Europe, les électriciens ferment les centrales électriques à gaz et utilisent les centrales électriques à charbon : En Europe, c’est le charbon qui expulse le gaz de la production d’électricité.

• Or une centrale électrique à charbon est beaucoup plus polluante qu’une centrale électrique à gaz ; elle génère 2 fois plus de CO2 par kwh électrique produit, plus toute une série d’autres polluants (particules, SOx, NOx, etc…), la centrale  gaz ne produisant pour sa part que du CO2 et de la vapeur d’eau.

• Le marché européen du CO2 ne fonctionnant pas, le prix du CO2 reste à des niveaux beaucoup trop bas pouvoir valoriser  l’avantage du gaz en termes d’environnement. La compétitivité européenne serait d’ailleurs affectée si il en était autrement, et le Parlement Européen a récemment démontré qu’il en était conscient en refusant de réduire drastiquement les quotas CO2 attribués gratuitement.

Aujourd’hui, force est de constater que les USA dont on ne peut pas dire qu’ils soient les chantres de la lutte contre le changement climatique sont dans les faits en train de réduire très significativement leurs émissions de CO2 alors que les Européens vertueux au plan des déclarations sont en fait en train d’augmenter considérablement leurs propres émissions. En conclusion, la décision de ne pas explorer le gaz de schiste  pour éviter des risques potentiels (mais probablement traitables) a pour conséquence une augmentation immédiate et certaine de la pollution atmosphérique en Europe. Une telle décision est en ce sens contraire au principe de précaution, qui voudrait dans ce cas que l’on fasse les recherches nécessaires et que l’on réalise une comparaison entre les inconvénients de la production du gaz de schiste et ceux de la production d’électricité au charbon.