Les transports maritimes dans la géoéconomie du gaz naturel

Romuald Lacoste

Chercheur en géographie maritime, Institut Supérieur d'Economie Maritime (ISEMAR), Saint-Nazaire (Loire-Atlantique, France)

Résumé Article complet

Introduction

Gazprom, le géant gazier russe, premier producteur mondial de gaz naturel vient d'annoncer la construction d'une vingtaine de navires pour le transport de gaz naturel liquéfié. Cette annonce, venant d'un pays qui n'a jamais exporté sa production autrement que par gazoducs, illustre assez bien les changements qui affectent les échanges de gaz naturel, dans lesquels les transports maritimes sont appelés à jouer un rôle croissant.


La production mondiale de gaz naturel a augmenté autant ces six dernières années (2000-2006 : +440 milliards m3) que durant les dix précédentes (1990-2000 : +434 milliards m3) pour atteindre 2865 milliards m3, témoignant d'une formidable dynamique. Et cette forte croissance de la production s'accompagne d'un développement rapide des échanges : alors que ceux-ci représentaient 5% de la production mondiale de gaz naturel en 1970, puis 14% en 1980, ils constituent depuis 2004 aux environs de 25% de la production mondiale. Phénomène encore plus intéressant, la part des transports maritimes au sein de ces échanges prend de l'ampleur, progressant de 6% des échanges en 1970, à 15% en 1980, et 25% aujourd'hui. On notera à ce titre l'étrange relation entre la croissance des échanges et la croissance de la part maritime dans ces échanges qui suivent toutes deux le même profil. Toutefois, à l'avenir, l'augmentation des échanges devrait profiter encore plus aux transports maritimes dont la part dans les échanges devrait atteindre 37 à 38% dans les années 2020.

Ce rôle grandissant du mode maritime modifie nécessairement la géographie des échanges. En effet, plusieurs facteurs convergent pour faire du gaz naturel une source d'énergie extrêmement attractive (chapitre 1). La consommation mondiale de gaz naturel donne naturellement lieu à des échanges internationaux qui sont en cours de recomposition, ce qui se traduit par un recours accru aux transports maritimes (chapitre 2). La chaîne de transport maritime du gaz naturel liquéfié est certes complexe et lourde en investissement, mais les gains de productivité, la massification et l'abaissement régulier des coûts technologiques sont autant de témoignages de l'adaptation des transports maritimes au développement des échanges (chapitre 3). De même, l'organisation des transports maritimes laisse de plus en plus de place à de nouveaux montages financiers et commerciaux, et à l'entrée de nouvelles compagnies maritimes dans un secteur réputé fermé et difficile d'accès (chapitre 4). Tous ces changements prennent place dans une organisation de l'espace qui voit des marchés régionaux se fondre progressivement en un vaste marché mondial tandis que le rapport au temps est lui aussi modifié, les contrats à moyen et court termes côtoyant désormais les contrats à long terme (chapitre 5). La libéralisation des marchés est l'un des moteurs de ces changements profonds, et la réorganisation des opérateurs électriques et gaziers européens montre à quel point le volet maritime est partie intégrante des stratégies des acteurs (chapitre 6). Enfin, les terminaux maritimes représentent un enjeu en termes de localisation et d'aménagement des territoires, et en terme de sécurité. Ils sont en quelque sorte l'expression de cette nouvelle dynamique des échanges ; celle-ci fait la part belle à l'innovation et reconsidère le rôle de l'interface entre le port et le navire (Etats-Unis) ; mais elle génère aussi la construction de réseaux de transport et de distribution fondés sur la concurrence et la complémentarité entre les modes maritimes (navires) et terrestres (gazoducs) au sein de l'Europe (chapitre 7).

1. La hausse de la consommation de gaz naturel dans le monde : une convergence de facteurs

Le marché mondial du gaz naturel est entré depuis une dizaine d'années dans une phase de recomposition, sous la pression de quatre événements majeurs :

C'est tout d'abord la diminution d'une offre pétrolière « bon marché » à long, voire même à moyen terme. Selon l'Observatoire Géologique des Etats-Unis, le pic de production mondial sera atteint à partir de 2040 mais ce chiffre tombe à 2016 selon le Oak Ridge National Laboratory. A partir de ce moment, dont l'échéance est encore assez floue, la demande mondiale sera supérieure à la production. Rappelons qu'aux Etats-Unis, les importations de brut ont dépassé la production nationale au milieu des années 1990. La hausse inévitable des cours du pétrole à long terme fait alors du gaz naturel une alternative très intéressante pour diminuer la « facture énergétique » des grands pays importateurs d'énergie. Les multinationales pétrolières se sont d'ores et déjà largement réorientées vers la prospection et l'exploitation gazière.

C'est ensuite la prise en compte, du développement durable, et de la nécessité de contrôler et de réduire les rejets de gaz à effet de serre dans l'atmosphère. Le respect des engagements pris à Kyoto amène les Etats, en particulier européens, à privilégier le recours aux énergies renouvelables ainsi qu'au gaz naturel, qui émet moins de CO2 que le pétrole et le charbon. Selon le protocole, 24 pays de l'OCDE, à l'exception notable des Etats-Unis, et 12 pays en transition économique se sont engagés à diminuer, sur la période allant de 2008 à 2012, leurs rejets de gaz a effet de serre dans l'atmosphère par rapport à la valeur des rejets de l'année 1990. Six gaz sont concernés : Le dioxyde de carbone (CO2), l'oxyde d'azote (Nox), l'oxyde de soufre (Sox), le méthane (CH4), les hydrofluocarbone (HFC), les hydrocarbures perfluorés (PFC) et l'hexaflorure de soufre (SF6).

C'est aussi la libéralisation des marchés électriques et gaziers, notamment en Europe. La dérégulation du marché électrique et gazier européen ouvre de nouvelles perspectives pour les acteurs privés, perspectives qui se traduisent par des opportunités d'investissement sur un créneau porteur, où la demande est forte et constante, et donc source de revenus potentiels. La libéralisation fait entrer le jeu de la concurrence dans la politique énergétique de l'Union : il en ressort un plus grand nombre d'acteurs et une mise en compétitivité des énergies les unes par rapport aux autres qui va aussi décider de leur plus ou moins large utilisation. Le coût de revient de la production électrique dépendra notamment du prix de l'énergie, de la fiscalité qui s'y attachera et du prix de son transport.

C'est enfin le développement économique d'un certain nombre de pays émergents qui accentue la demande globale en énergie. Les pays émergents, dont les géants comme la Chine, l'Inde, le Brésil, mais aussi les plus petits comme le Vietnam ont des besoins croissants en énergie. Ils contribuent à accroître la demande en énergie fossile traditionnelle, telle que le pétrole et le charbon, ce qui génère un renchérissement des prix. Dès lors, les pays, développés ou non, ont tout intérêt à diversifier leur profil énergétique ainsi que leurs sources d'approvisionnement.

La conjugaison de ces quatre phénomènes liés à la géologie (épuisement des réserves pétrolières), à l'environnement (le principe de développement durable), et à l'économie (la libéralisation des marchés et le développement économique) tend à relancer la consommation de gaz naturel, mais dans un schéma légèrement différent à celui qui prévalait il y a encore dix ans (1997). En effet, entre temps, on a assisté :

  • A la baisse des réserves de gaz naturel dans les champs exploités en Europe de l'Ouest (Mer du Nord), en Asie (Indonésie) et en Amérique du Nord.

  • A la mise en valeur des gigantesques gisements en Russie et au Moyen-Orient (Iran, Qatar).

  • A la volonté de producteurs secondaires (Nigéria, Yemen…) de profiter de la forte demande pour développer leurs exportations de gaz.

Ceci, couplé à un souhait ou à une nécessité, de la part des pays importateurs, de diversifier leurs sources d'approvisionnements pour des raisons géopolitiques (Union européenne) ou géographiques (Etats-Unis), conduit à une vaste réorganisation des flux physiques de gaz naturel dans laquelle les transports maritimes jouent un rôle de plus en plus important.

2. Les échanges internationaux de gaz naturel : vers une modification des paramètres en jeu

Les échanges internationaux de gaz naturels sont assez faibles : seul ¼ de la production mondiale fait l'objet d'échanges et sur ce total, seul ¼ emprunte la voie maritime. Pourtant, ce volume transporté par la mer est essentiel et il tend à se développer.

Les Etats-Unis et le Canada réunis constituent le premier pôle de production et de consommation de gaz naturel dans le monde. Ils produisent en effet ¼ du gaz à l'échelle mondiale et en consomment légèrement plus. Ils font donc déjà appel à la voie maritime pour couvrir une partie de leurs besoins. Or, au regard de la prospection actuelle, leurs réserves en gaz seront épuisées d'ici une dizaine d'années. Leur dépendance aux importations maritimes est donc appelée à croître de manière significative et devient un enjeu majeur qui pose déjà de nombreux problèmes en terme d'organisation des flux et plus particulièrement en terme de points d'entrée sur le territoire américain.

Le Japon, la Corée du Sud et la Chine sont les trois principaux consommateurs de gaz naturel en Asie, les deux premiers étant totalement dépendants des importations maritimes, le dernier étant autosuffisant. La tendance en Asie est la suivante : le marché japonais est mature, et même en baisse. Il est compensé par le marché sud-coréen dont la demande est en forte hausse. Le marché chinois représente une grande inconnue. D'une part, plusieurs terminaux doivent voir le jour en Chine : aux côtés du seul terminal existant aujourd'hui dans la province du Gangdong, la China National Offshore Oil Corporation (CNOOC) fait construire un terminal à Yangshan (ouverture 2009), et développe deux projets de terminaux à Ningbo et Zuhai. Pour alimenter ces terminaux, six navires sont en construction pour China LNG. D'autre part, la Chine prospecte en Mer de Chine, dans des zones transfrontalières dont les tracés sont sujets à polémique avec le Japon. Enfin, les champs gaziers asiatiques, qui ont été parmi les premiers à être mis en valeur à grande échelle (Indonésie, Malaisie…) sont aussi les premiers à se tarir, et aujourd'hui, la zone Asie accuse une baisse de sa capacité à produire et à exporter dans son bassin de prédilection, obligeant les importateurs traditionnels de cette zone à rechercher des sources d'approvisionnement plus lointaines.

Le marché européen est tout aussi complexe. A l'Est, la Russie, premier pays producteur mondial, second si on le compare au pôle nord-américain (USA et Canada), est largement excédentaire et représente aussi le premier exportateur mondial, largement tourné vers l'Europe de l'Ouest. Toutefois, la croissance des exportations de gaz russe passe par une incontournable diversification de ses clients en Amérique du Nord et en Asie. Cela nécessite la mise en place de transports maritimes en plus des réseaux de gazoducs ; or pour l'instant, la Russie ne compte aucun terminal maritime d'exportation de gaz, et a recours à des montages commerciaux et financiers pour ses cargaisons maritimes, balbutiantes. L'enjeu, tout autant que le potentiel, sont d'envergure pour la Russie. A l'Ouest, l'Union européenne, agglomérat de producteurs, d'exportateurs, mais surtout d'importateurs de gaz dont la consommation ne cesse d'augmenter, souhaite diversifier ses approvisionnements afin de diminuer sa dépendance à la Russie. Cette stratégie ne peut être entreprise que par l'utilisation à plus large échelle de la voie maritime afin de relier des fournisseurs éloignés. Le Royaume-Uni, les Pays-Bas et la Norvège sont les trois principaux producteurs de gaz naturel d'Europe de l'Ouest et les réserves du plus grand d'entre eux, la Norvège, sont stables. Parmi les plus gros consommateurs on retrouve le Royaume-Uni et les Pays-Bas aux côtés de l'Allemagne, de l'Italie, de l'Espagne, de la France et de la Belgique.

Enfin, la mise en valeur des champs gaziers en Afrique et au Moyen-Orient, tout comme le développement de l'offshore favorise l'utilisation des transports maritimes, qui peuvent être, dans certains cas, la seule façon d'exporter le gaz, à l'instar du Yémen, du Qatar, du Nigeria, de la Guinée Equatoriale, du Vénézuela, de l'Angola ou encore du Pérou. Plusieurs champs gaziers de très grandes tailles qui sont en cours de mise en valeur auront un impact sur les transports maritimes de gaz naturel :

  • Le North West Shelf en Australie devrait propulser ce pays parmi les grands exportateurs de gaz naturel liquéfié dans les prochaines années, principalement dans le bassin asiatique.

  • Les champs de Sakhalin et de Stockman vont assurer à la Russie sa prééminence sur les exportations mondiales de gaz. Mais il reste à savoir dans quelle mesure la Russie sera capable d'utiliser la voie maritime pour diversifier sa capacité à exporter. De plus, Gazprom a besoin de l'apport financier et surtout technique des multinationales petro-gazières pour exploiter ces champs difficiles à mettre en valeur.

  • La Norvège mise sur les champs de Snovhit pour conserver son rôle de leadership en Europe de l'Ouest.

  • Au Moyen-Orient, les champs de Pars et South Pars, au milieu du Golfe Persique exploités par l'Iran et le Qatar, représentent une des plus importantes sources d'approvisionnement à venir, tant pour les asiatiques que pour les européens ou les américains.

3. Le transport maritime du gaz : des contraintes et des innovations

Pour autant, l'utilisation de navires méthaniers est en règle générale réservée au cas précis où l'option du gazoduc ne peut être retenue. Dans les cas où les deux systèmes de transport peuvent être envisagés, la chaîne de transport maritime ne devient rentable par rapport au gazoduc qu'à partir de 3000 km pour les petits volumes (de l'ordre de 3 milliards m3/an) et de 6 à 7000 km pour les gros volumes (25 milliards de m3 par exemple). En effet, la chaîne de transport maritime du gaz naturel coûte chère. Elle nécessite la construction d'un gazoduc entre le champ gazier et le terminal d'exportation maritime, puis la construction d'une usine de liquéfaction du gaz. Viennent ensuite l'investissement en navires qui vont transporter le gaz sous forme liquide et, à destination, la construction d'un terminal maritime d'importation et d'une usine de regazéification. La lourdeur de cette chaîne implique que tous les acteurs soient engagés à long terme dans le cadre de contrats qui les lient pour 10 à 30 ans.

En deça de 161°c, le gaz naturel se liquéfie, on parle alors de gaz naturel liquéfié ou GNL (LNG en anglais) ; son volume occupe le sixième du volume sous forme gazeuse et son poids est deux fois moins important que celui de l'eau. C'est à cette seule condition que son transport par mer est, pour l'instant, acceptable d'un point de vue économique. Cette solution technique permet de massifier son transport, pour en faire baisser les coûts unitaires par un jeu d'économie d'échelle. Deux techniques de confinement du gaz coexistent à l'heure actuelle : la technique Moss-Rosenberg de cuves sphériques et la technique TechniGaz.

Le méthanier Disha de 136 000 m3 de la Mitsui OSK Line en service entre le Qatar et l'Inde

Le développement du transport de gaz naturel par navire sur de courtes distances passe par une modification de la logique en place. Mettre en œuvre des chaînes de transport de GNL au cabotage, en Europe par exemple, relève toujours de l'aberration économique. Le problème, pour les courtes et moyennes distances est le suivant :

  • A cause du montant des investissements, transporter le gaz sous forme liquide revient trop cher.

  • A cause de l'absence de massification, transporter le gaz sous forme gazeuse revient trop cher.

Les travaux des ingénieurs se portent donc sur une piste intermédiaire, celle du Gaz Naturel Compressé ou GNC (CNG en anglais). Celui-ci est obtenu en compressant le gaz naturel directement à partir d'un gazoduc, ou bien en vaporisant à haute pression du GNL (on parle alors de CLNG). Le gaz est alors maintenu à –40°c et son volume se contracte à 200-300 : 1 (rappel, il est de 600  : 1 pour le GNL) tandis que la pression atteint 100 à 250 bar. Cela permettrait notamment de charger du gaz directement à partir des plateformes offshores. Ainsi, jusqu'à 2500 miles nautiques, le coût de transport en USD par Btu reste inférieur à celui d'un méthanier (BTU : le British Termal Unit permet de mesurer le potentiel énergétique du gaz, qui détermine sa valeur. Le Btu est la quantité de chaleur nécessaire pour élever la température d'une livre d'eau de un degré fahrenheit). Pour comparaison, le coût d'un gazoduc offshore est de toute façon supérieur à celui d'un navire CNG mais ce gazoduc a un coût inférieur à celui d'un méthanier sur de très courtes distances, c'est à dire entre 500 et 1000 miles nautiques. Six projets sont actuellement à l'étude : Sea NG, Enersea, TransCanada, Knutsen, CE Tech.

Les raisons de l'essor des liaisons maritimes de gaz naturel liquéfié sont aussi à rechercher dans la réduction des coûts de la chaîne de transport du GNL. Si, au début des années 1990, le coût total atteint les 3.5 à 4.1 USD/Million Btu, il a continuellement baissé pour se stabiliser aujourd'hui autour des 2.8 à 3.4 USD/ Million Btu. Cette amélioration est due en grande partie aux évolutions concernant les maillons de la liquéfaction et du transport auxquels ont en priorité profité les effets de masse des économies d'échelle. Quelques chiffres particulièrement évocateurs symbolisent la tendance en cours : dans les années 1970, les grands méthaniers jaugeaient 75 000 m3, puis 125 000 m3 dans les années 1980, et 135 000 m3 dans les années 1990, capacité qui est longtemps restée la norme. En 2006, les Chantiers de l'Atlantique – AkerYards ont lancé deux méthaniers de 150 000 m3, les plus grands actuellement en service (pour GdF). Cette taille maximale va être prochainement bousculée par la livraison de séries de méthaniers de 200 000 m3, tandis que leurs successeurs de 250 000 m3 sont déjà en projet. Dans le secteur de la liquéfaction, les trains, c'est à dire les usines, qui avaient des capacités unitaires de 1Mt/an dans les années 1970, ont cédé la place à des trains de 2 Mt/an dans les années 1980, puis 3 Mt/an dans les années 1990. Dans la décennie 2000, les grands trains qataris frôlent les 5Mt/an et les projets misent sur des installations de 7 à 8 Mt/an pour 2010. Dans les deux cas de figure, on observe un gigantisme et une accélération du rythme de progression de ce gigantisme. A la grandeur des équipements répond la réduction des coûts de construction. Toutefois, les prix étant fondés sur le niveau de la demande et sur la disponibilité en cale, ainsi que sur le prix de l'acier, et en tenant compte des cycles maritimes et industriels, il est malaisé de mesurer exactement l'évolution des prix au regard de ces composantes. Le prix d'un méthanier de 125 000 m3 oscille aux alentour de 200 millions USD. Dans la liquéfaction, l'investissement unitaire moyen est maintenant inférieur à 200 USD/t/an contre 350 USD/t/an dans les années 1980.

4. L'organisation des transports maritimes : des gaziers aux pétroliers, des contrats « protégés » aux cross-traders

Symbole s'il en est du dynamisme qui affecte les échanges gaziers, le rythme de croissance de la flotte des transporteurs de gaz liquide (GNL et GPL) est largement supérieur à celui de la flotte mondiale, tous types de navires confondus. L'augmentation en nombre et en tonnage de la flotte des transporteurs de gaz liquide est notamment plus forte que celle des pétroliers. Le nombre total de navires en service entre 1987 et 2006 a progressé de 20.6% (soit +54% en tonnage), pour 37% chez les pétroliers (et +47% en tonnage) et 57% pour les transporteurs de gaz liquide ( et même +135% tonnage).

On discerne quatre phases dans l'évolution de la flotte des navires gaziers. De 1970 à 1985, correspond la phase de décollage des échanges maritimes, marquée par une augmentation très rapide du tonnage mis en service. C'est l'époque de la mise en valeur des champs en Indonésie et en Malaisie, en Algérie ou encore au Moyen-Orient (Emirats Arabes Unis). Les chocs pétroliers amènent les opérateurs à s'intéresser de plus en plus au gaz naturel. La flotte passe de quelques rares unités à environ 700 navires, et de 1 à 10 millions de tpl (Mtpl). La période qui s'ouvre en 1986 et qui dure jusqu'en 1990 marque la stagnation de la flotte mondiale dont le niveau demeure autour des 10 Mtpl. Durant ces quelques cinq années, on observe une forte reprise de la demande pétrolière, dont les cours à la baisse ne permettent pas au gaz naturel liquéfié d'offrir une alternative compétitive. Les projets sont donc remisés pour des temps meilleurs. Ils arrivent en 1991 et la croissance est régulière et continue jusqu'en 2000. Le nombre de navires progresse jusqu'à atteindre les 1000 unités pour 17 Mtpl. Enfin, depuis 2001, le marché est entré dans une phase d'accélération de la croissance pour atteindre 24 Mtpl près de 1200 navires. Si le taux de croissance de la flotte atteint 55% entre 1991 et 2000, contre 41.5% entre 2001 et 2006, les taux de croissance annuels moyens (5% par an de 1991 à 2000, et 7.2% par an de 2001 à 2006) montrent que la dynamique de croissance est plus forte sur la dernière période. Il s'agit ici des transporteurs de gaz liquide, ce qui inclut les transporteurs de gaz de pétrole liquéfié (GPL) dans les statistiques. Toutefois, si les valeurs brutes pour les seuls méthaniers sont inférieures à ce qui est présenté ici (la flotte de méthaniers compte 228 navires en 2007 et devrait atteindre 379 unités en 2010), les tendances et les échelles correspondent bien à la réalité du marché.

Les échanges de gaz naturel liquéfié exigent des investissements colossaux et reposent sur des contrats à long terme impliquant des consortiums où tous les acteurs sont réunis. Pour des raisons de confiance, de savoir-faire et de maîtrise technologique, les compagnies maritimes ou de gestion de navires (shipmanagement) qui vont assurer la partie « transport » sont généralement issues du pays importateur ou exportateur.

  • On trouve ainsi aux premiers rangs des armements et opérateurs mondiaux, les compagnies japonaises Nippon Yusen Kaisha (NYK), Mitsui OSK Line (MOL), Kawasaki Line (K Line), ainsi que les sud-coréens Hyundai Merchant Marine (HMM) et South Korea Shipping (SK Shipping) qui travaillent essentiellement à l'approvisionnement de leur pays. On rencontre un schéma similaire en Europe avec les compagnies liées à GDF (Gazocean, Messigaz, Méthane Transport), à Suez (Distrigas, Suez LNG shipping) ou à l'ENI italienne.

  • On remarque aussi en haut du classement les filiales des grands exportateurs mondiaux comme la Malaysian International Shipping Company (MISC), étroitement liée à Petronas (Malaisie), ou le couple STNM Hypro – Sonatrach en Algérie, ou bien encore la National Gas Shipping (NGS) et sa maison mère ADGAS (Emirats Arabes Unis).

  • Les multinationales pétro-gazières, de part leur implication dans la production, figurent aussi en bonne place. C'est tout particulièrement le cas de la Shell International Trading And Shipping Company (STASCO) et à un moindre niveau de BP Shipping ou de Chevron Texaco.

  • De plus, le marché profite de la présence de nombreuses compagnies maritimes indépendantes et spécialisées, le plus souvent originaires des pays dotés d'une forte tradition, à la fois maritime et gazière, comme la Norvège, ou plus largement la Scandinavie. On peut retenir notamment Bergesen WorldWide Shipping Gas (BW Gas), Golar LNG, Hoegh LNG ou encore Knutsen OAS.

  • Enfin, des consortiums à grande échelle regroupent des navires de plusieurs compagnies maritimes (c'est le cas des consortiums J3 et J4 en Asie).

Ce tableau ne serait pas complet sans ajouter que les navires peuvent être achetés par un seul opérateur ou par plusieurs opérateurs en commun, et que ces navires sont utilisés par leur propriétaire ou placés sur le marché de l'affrètement. Enfin, la gestion du navire (entretien équipage, soutes…) peut être déléguée à une société spécialisée. A titre d'exemple, le « Provalys », méthanier de 153 000 m3 est propriété de Gaz de France à hauteur de 40% et de NYK à hauteur de 60%, et il est géré par Gazocéan, qui est une société de gestion de navires détenue à 80% par GDF et 20% par NYK.

L'accélération récente des échanges de gaz naturel liquéfié ainsi que les perspectives de croissance liées aux marchés américain et asiatique créent un appel d'air en direction de nouveaux entrants. Ce sont presque toujours des compagnies pétrolières qui, fortes de leur expérience en matière de gestion de navires, investissent le créneau gazier, seules et en tant que compagnies indépendantes, ou dans le cadre de joint-ventures. Les compagnies maritimes grecques et nord-américaines s'installent ainsi progressivement sur le marché du transport de gaz naturel liquéfié. Les armements grecs sont notamment bien impliqués dans les joint-venture concluent entre le Moyen-Orient et l'Asie, tandis que les armements américains profitent davantage de la croissance des importations des Etats-Unis. D'autres, comme Teekay Shipping (Canada) ou WorldWide Shipping (Hong Kong) procèdent par le rachat de compagnies maritimes, respectivement Navieras F. Tapias et Bergesen, et par des commandes de nouveaux navires pour s'implanter sur le marché. Enfin, face à des importations japonaises de gaz naturel liquéfié qui accusent une croissance modérée et s'orientent vers la stabilité, les armements nippons souhaitent entamer une internationalisation de leur activité et offrir leur services à des tiers. Dans ce but, NYK a ouvert des bureaux à Londres et à Houston, et s'est vue confier la gestion de deux méthaniers, alignés au départ du Nigeria, alors même que la compagnie maritime n'est pas partie prenante du projet gazier. Ainsi, à l'instar des compagnies grecques vis à vis de l'Asie ou des compagnies asiatiques vis à vis de l'Amérique du Nord, le rôle des cross-trader semble devoir se développer. Dans ce contexte, la multiplication des contrats d'approvisionnement à court terme pourrait favoriser cette tendance.

Pour autant, le marché maritime demeure encore largement concentré dans les mains d'un nombre réduit d'acteurs, puisque 65% des navires sont contrôlés par les 10 premiers opérateurs (propriétaires et affréteurs). En cela, l'organisation du marché maritime reste le miroir de l'organisation du marché du gaz.

5. De la coexistence de marchés régionaux à la constitution d'un marché mondial.

Les échanges de gaz naturel sont organisés de façon régionale sur le principe de la proximité. En effet, plus le trajet maritime est court et moins on a besoin de navires pour effectuer les rotations, moins on dépense de carburant. De plus, le gaz naturel, même confiné, s'évapore durant le transport ; il est récupéré pour faire tourner les turbines du moteur du navire. Mais moins on en « perd », et mieux c'est. Le transport maritime représente ainsi entre 20 et 40% de la chaîne de transport du GNL.

Les échanges par méthaniers se font donc prioritairement par bassin : le bassin atlantique alimente les Etats-Unis et l'Europe de l'Ouest tandis que le bassin Asie-Pacifique irrigue l'Asie. Les Etats-Unis s'approvisionnent essentiellement à Trinidad et Tobago, mais ils ont ouvert une route en provenance de l'Egypte, tandis qu'une autre doit voir le jour fin 2008 / début 2009 au départ du Yémen. Ces deux origines confortent les approvisionnements algériens et nigérians. C'est ainsi qu'en l'espace de trois ans, entre 2003 et 2006, les cargaisons de Trinidad et Tobago sont passées de 75 à 65.5% des entrées de GNL aux Etats-Unis. En Asie, la répartition des approvisionnements du Japon, de la Corée du Sud et de Taiwan laisse apparaître une fois encore une augmentation des importations en provenance d'Afrique du Nord et de l'Ouest. Les volumes restent faibles mais montrent bien l'internationalisation des routes du gaz. Dans le même temps, les flux du Moyen-Orient sont en augmentation, mais leur part relative reste stable, et les importations de l'aire Asie du Sud-Est / Australie sont en baisse. Cette dernière est due en grande partie à des problèmes d'extraction indonésiens, mal compensés par des hausses de production en Malaisie. En résumé, les origines « Asie du Sud-Est / Australie » sont passées de 70.7 à 68% du total de GNL importés par le trio constitué du Japon, de la Corée du Sud et de Taiwan entre 2003 et 2006, alors que les provenances du Moyen-Orient sont restées stables à 29.2% et que les flux venant d'Afrique se sont appréciés de 0.2 à 2.8%. Les pays européens, à l'exception de l'Espagne qui importe du GNL de Trinidad et Tobago mais aussi du Qatar, misent toujours sur l'approfondissement de leurs relations avec l'Afrique : ils ont largement contribué à la viabilité des trains de liquéfactions égyptiens, et ont monté en puissance leurs achats auprès du Nigéria. Les flux de GNL au départ du Nigéria pour l'Europe de l'Ouest ont ainsi progressé de 10 à 14 billions m3 de 2003 à 2006. Pour leur part, les flux originaires d'Egypte atteignent 7.4 Bm3 en 2006 alors qu'ils étaient inexistants trois ans plus tôt ; ce volume correspond à la moitié des exportations égyptiennes de gaz naturel.

Il s'agit ici des contrats à long terme, qui constituent le socle des transactions internationales de GNL, mais le marché est aussi constitué par des transactions « spot » ou de court terme, c'est à dire au coup par coup ou de moins d'un an, selon les variations régionales de prix du gaz, selon les variations saisonnières de la demande, et selon la disponibilité en navire. De plus, un mauvais ajustement entre la capacité d'exportation ou d'importation, et la somme des contrats à long terme, peut laisser jour à une capacité d'achat ou de vente « spot » ou à court terme. Ajoutons que la disparition progressive des clauses de destination des contrats (sur tout ou partie du contrat) rend possible les réorientations temporaires de flux de GNL, et apporte de la flexibilité au marché d'achat-vente. Ce marché de très court terme, inexistant avant 1990, profite d'une très forte croissance depuis 1998 ; il est actuellement de l'ordre de 10 à 12% des volumes échangés par voie maritime, mais il pourrait atteindre 20 à 30% d'ici 2010. Le marché spot est plutôt actif entre les opérateurs américains et européens et la croissance attendue des importations de GNL par les Etats-Unis devrait soutenir la vivacité de ce mode d'approvisionnement ; de même, la libéralisation du marché gazier européen joue en faveur d'une plus large utilisation des contrats de court terme. Les Etats-Unis, avec l'Espagne, la France et la Corée du Sud sont les plus gros acteurs du marché de court terme. Ce type d'échange, complémentaire au long terme, traduit lui aussi une tendance à l'internationalisation, mais surtout il est synonyme d'une nouvelle dynamique des échanges, très réactive, et qui est possible uniquement grâce à la flexibilité de l'outil maritime. Pour autant, il semble exclu que le gaz naturel devienne une commodité, au même titre que le pétrole. Autre vecteur d'internationalisation, les swaps, littéralement « troc » en anglais, permettent à des pays qui ne disposent pas d'infrastructures et d'équipements maritimes, d'exporter du gaz naturel par cette voie. Le géant gazier russe Gazprom a recours à des swaps de cargaisons afin d'exporter du gaz vers les Etats-Unis. Le principe est le suivant : Gazprom a besoin d'un opérateur gazier qui va se substituer à lui. A cette fin, Gaz De France livre du gaz naturel liquéfié aux Etats-Unis pour Gazprom. Ce gaz n'est pas russe à l'origine, il fait partie d'un contrat d'approvisionnement à long terme pour la France. En échange de la cargaison de GNL convoyée, autrement dit pour la compenser, Gazprom livre une quantité égale de gaz naturel à Gaz De France, via les gazoducs transeuropéens. Il y a « simplement » échange de cargaisons.

6. La libéralisation du marché gazier dans l'Union européenne et la recomposition des acteurs.

La libéralisation des marchés de l'énergie favorise la remise en cause des logiques de long terme, en attirant de nouveaux acteurs, plus agressifs, plus entreprenants, qui doivent se faire rapidement et durablement une place sur le marché. Face aux opérateurs traditionnels monopolistiques, ces nouveaux entrants limitent et dispersent leur exposition aux risques en privilégiant la multiplication de transactions limitées dans le temps et en valeur. C'est ainsi que de contrats à long terme de 25 à 30 ans, les marchés libéralisés s'orientent en moyenne vers des contrats à long terme d'une dizaine d'années, augmentant la fréquence de leur remise en cause. De plus, l'augmentation du nombre d'opérateurs aux stratégies diverses et parfois antinomiques rend le marché à priori moins lisible et donc plus opaque et plus instable, alors que, paradoxe de l'économie, la dérégulation est censée rendre le marché plus transparent. Pour leur part, les acteurs existants se recomposent. Devant la fin de leur monopole, ils évoluent et prennent une forme différente, reconstituant leur puissance de façon éclatée :

  • Ils deviennent multi énergie. Les gaziers vendent aussi de l'électricité comme les électriciens vendent du gaz.

  • Ils sont actifs sur plusieurs segments. La dérégulation entérine la séparation des activités de production, commercialisation, transport et distribution. Les opérateurs seront, selon les régions, vendeurs ou acheteurs de gaz, transporteurs ou non, assureront la distribution dans certains cas et pas dans d'autres, au gré de leur politique d'acquisition ou de prise de participation ou de développement dans les différents pays de l'Union.

  • Ils se repositionnent à l'échelle du continent européen et tentent de développer une dimension mondiale. L'espace commercial n'est plus limité il s'élargit au minimum à l'horizon européen et c'est à cette échelle que les groupes énergétiques doivent repenser leur organisation et mettre en œuvre leur stratégie, dans laquelle le transport joue un rôle non négligeable.

Suez-GDF illustre parfaitement les objectifs qui guident la recherche de partenaires dans le secteur de l'énergie dans l'environnement européen actuel. La fusion des deux entités donne naissance au numéro 1 du gaz naturel et du GNL en Europe, et au numéro 3 mondial, ainsi qu'au 5ème producteur d'électricité européen. Le regroupement crée beaucoup de synergies et peu de doublons. GDF est un poids lourd en France et en Europe mais souffre d'une réelle faiblesse sur le marché mondial. Au contraire, Suez est très actif en Europe, mais la société a aussi et surtout acquis une très bonne expérience du marché nord-américain où elle est implantée, et elle jouit d'un savoir-faire qui va rapidement devenir essentiel dans les contrats internationaux compte tenu de l'évolution du marché mondial du gaz. Elle est notamment partie prenante dans les transactions sur les livraisons prochaines (2009) de 2.5 Mt/an de GNL du Yémen aux Etats-Unis. Les chiffres suivants donnent une idée du positionnement de chacun des partenaires : Suez (avec ou sans sa branche environnement) réalise un chiffre d'affaire supérieur à celui de GDF, mais en terme de vente de gaz, GDF est le troisième opérateur européen (après Gasunie et ENI) là où Suez n'apparaît qu'en sixième position. En ce qui concerne la diversification, GDF réalise 78% de ses ventes en France et 99% en Europe ; à contrario, Suez commercialise seulement 55% de son gaz en France et en Belgique et 60% en Europe. Suez apparaît donc comme un acteur de taille moins importante, mais son ouverture internationale est nettement plus avancée. A l'actif du nouveau groupe, celui-ci va disposer d'un arbitrage étendu dans le secteur du GNL et va pouvoir optimiser ses flux et réduire ses coûts d'approvisionnement.

En terme de transport, le nouveau groupe peut s'appuyer sur les trois terminaux français de GDF (Montoir de Bretagne, Fos Tonkin et Fos Cavaou) ainsi que sur le terminal Suez de Zeebrugge en Belgique. Suez gère aussi le terminal de Everett (Boston) aux Etats-Unis et a des participations dans deux autres terminaux méthaniers américains (Lake Charles et Elba Island). Suez GDF possède aussi des participations (à hauteur de 10%) dans deux usines de liquéfaction, à Trinidad et Tobago et en Egypte. Il est important de souligner que GDF gère aussi la seconde capacité de stockage souterrain de gaz en Europe, ce qui constitue un véritable atout dans le contexte de forte flexibilité d'un marché libéralisé. La flotte combinée des deux entreprises atteint 18 méthaniers en pleine propriété ou en propriété partagée, en gestion et affrètement, à raison de 13 pour GDF (il en restera 11 au début de l'année 2008) et 6 pour Suez (qui en a 3 en commande pour une livraison en 2009).

De son côté EDF propose aussi une offre multi-énergie en gaz et électricité. Dans cette optique, le groupe implante deux terminaux en Europe, l'un à Dunkerque (Mer du Nord), l'autre à Porto Levante (Nord Adriatique).

7. Les terminaux méthaniers d'importation et les hubs gaziers, expression d'une nouvelle dynamique des échanges gaziers ?

Les Etats-Unis : l'optimisation des navires méthaniers pour gérer l'afflux de gaz liquide.

Les Etats-Unis comptent quatre terminaux, dans l'ensemble sous-utilisés : Elba Island, Everett, Lake Charles et Cove Point. Le terminal de Lake Charles, en Louisiane, assurait, jusqu'en 2001, les deux tiers des entrées de GNL sur le territoire américain, le terminal de Everett (Boston) comblant le solde. En 2002, le terminal de Elba Island (Georgie) a été réactivé, suivi en 2003 par le terminal de Cove Point dans le Maryland. A l‘avenir, ce dernier, de par sa capacité, devrait faire jeu égal avec Lake Charles. Les Etats-Unis ne sont qu'aux prémisses d'un basculement qui va s'opérer entre les entrées de gaz naturel et les entrées de gaz naturel liquéfié. Les approvisionnements massifs en gaz naturel du Canada sont d'ores et déjà stabilisés et vont décliner entre 2010 et 2015. La consommation de gaz nord-américain va progressivement être remplacée par les importations maritimes, jusqu'à ce que celles-ci dépassent finalement les approvisionnements par gazoducs, à l'orée 2015. Cela signifie en tout état de cause que les terminaux actuels, même avec une augmentation de capacité de 70% d'ici 2010, ne suffiront pas à absorber la croissance attendue. Les Etats-Unis vont passer en quelques années d'une situation de surcapacité à une situation de sous capacité. Devant le potentiel d'activité, et dans le marché libéralisé américain, les opérateurs sont nombreux à proposer l'édification de nouveaux terminaux. Pas moins de 40 projets sont à l'étude, mais six seulement en cours de construction. Ceux-ci se heurtent en général à une très active hostilité des riverains.

Le Hoegh Galleon en service entre Trinidad et les Etats­Unis
Un méthanier dans le port de Boston
timrileylaw.com (site internet américain qui rassemble des opposants aux terminaux méthaniers)

Les projets de terminaux, dont l'objectif est, entre autres, de ravitailler les grandes villes américaines sont, pour partie, situés près des centres urbains. Le gaz naturel liquéfié a très mauvaise presse et le volet sécuritaire, tout autant qu'environnemental, dans le contexte particulier d'une Amérique repliée sur elle-même et traumatisée par le risque d'attentats, est mis en avant pour justifier le refus de voir ces terminaux implantés près des villes. La Californie en particulier, est confrontée à ce problème, et c'est par le terminal de Baja California, au nord du Mexique (ouverture 2008) que la Californie recevra ses premières cargaisons de GNL. C'est la raison pour laquelle les projets les plus aboutis aujourd'hui sont aussi basés sur une survalorisation de l'outil maritime qui doit se substituer au terminal portuaire. Les terminaux offshores, à plusieurs kilomètres des côtes, ainsi que les navires méthaniers regazeificateurs sont des solutions mises en avant par les importateurs. Quatre solutions « tout maritime », dont une déjà en service dans le Golfe du Mexique, soulignent encore une fois la souplesse qu'apporte le GNL dans les chaînes d'approvisionnement du gaz naturel. La technologie des navires, dit FSRU pour Floating Storage Regaseification Unit (navires de stockage et de regazéification), est développée par les armateurs européens Exmar (Belgique) et Hoegh (Norvège) en coopération avec les chantiers sud-coréens.

L'Excelsior, navire méthanier regazificateur de la compagnie maritime Exmar


1 : navire méthanier regazeificateur. 2 : système d'ancrage de la bouée sous la proue du navire.
3 : flexible de transit du gaz sous forme gazeuse. 4 : accroche de liaison entre le flexible et le gazoduc sous-marin. 5 : gazoduc sous-marin.

L'Europe : vers une mise en réseau du transport et de la distribution du gaz.

Les européens sont engagés, depuis la libéralisation du marché au sein de l'Union européenne, dans une vaste consolidation de leur réseau de transport, dans lequel les terminaux maritimes sont appelés à jouer un rôle croissant. L'Europe de l'Ouest compte huit grands terminaux de réception du gaz (dont deux en France) et 17 projets de construction ou d'augmentation de capacité, dont six rien qu'en France.

En Espagne, premier importateur européen de GNL, les terminaux de Sagunto (Valence), El Ferrol (Galice) et Bilbao (Pays Basque) épaulent, depuis 2003, les installations de Barcelone (Catalogne), Huelva (Andalousie) et Carthagène (Murcie). D'autre part, de nouveaux gazoducs sont en projet pour relier l'Algérie à l'Espagne (Medgaz) et l'Espagne à la France (Bilbao-Lussagnet), et conforter ainsi durablement les échanges des gazoducs existants de Petro Duran Farell (Algérie-Espagne) et Lacq-Calahorra (France-Espagne). On peut signaler que depuis 2003 et l'ouverture du terminal de Sines, le Portugal n'est plus dépendant des importations de GNL via l'Espagne. Toujours au sud de l'Europe, le terminal de Paninaglia (La Spezia) est de très faible capacité et les importations de GNL transitent via Montoir-de-Bretagne ; toutefois, des projets sont à l'étude à Livourne, Brindisi ou Trieste. Mais les importations de gaz passent surtout par le gazoduc avec la Libye.


En France, GDF accroît sa capacité de réception à Montoir-De-Bretagne ainsi qu'à Marseille-Fos (édification du terminal de Fos Cavaou pour renforcer celui de Fos Tonkin). Mais surtout, la libéralisation amène d'autres acteurs à investir dans les terminaux : EDF à Dunkerque, Shell à Marseille, 4Gas à Bordeaux, SNET-Endesa-Poweo à Antifer (Le Havre). Ces opérateurs modifient le paysage gazier européen en créant des flux supplémentaires d'import, de gros, de revente et de distribution. En Europe du Nord, l'année 2004 a signé la fin du statut d'exportateur net du Royaume-Uni qui est connecté aux champs gaziers de la Mer du Nord par des gazoducs débouchant à Easington, Theddlethorpe et Bacton. Deux terminaux maritimes doivent être construits à Milford Haven (Pays de Galle) ainsi qu'un troisième à Canvey Island (Estuaire de la Tamise) et un renforcement des seuls équipements du terminal portuaire de l'Isle of Grain (estuaire de la Tamise) en service depuis 1985. Les plateformes gazières de la Mer du Nord sont reliées à la France (Dunkerque) via le NorFra, la Belgique via le Zeepipe, les Pays-Bas et l'Allemagne via le Noorpipe. A cette toile s'ajoute l'Interconnector qui lie Bacton à Zeebrugge. Le port de Rotterdam doit accueillir un terminal méthanier d'ici 2010.

En ajoutant les gazoducs qui arrivent de Russie et qui représentent la colonne vertébrale des entrées de gaz naturel en Europe de l'Ouest, c'est un véritable maillage européen qui prend forme du nord au sud et de l'est à l'ouest. Ce réseau qui émerge devrait permettre d'augmenter les échanges de gaz entre pays et opérateurs au travers de hubs, de plateformes d'éclatement et de distribution. Zeebrugge constitue le premier de ces hubs : il est interconnecté à plusieurs flux venant de Mer du Nord (Norvège) et du Royaume-Uni par gazoducs, et d'Afrique du Nord ou de tout autre origine « overseas » par navire. Il est connecté aux réseaux belge, néerlandais, français et allemand, et il dispose d'une capacité de stockage importante. C'est un lieu de transit et d'échanges physiques de gaz entre acheteurs et vendeurs. La zone de Lacq, en France, de part ses capacités de stockage souterrain et sa localisation entre deux grands consommateurs de gaz naturel et de gaz naturel liquéfié, pourrait accueillir un deuxième hub, interface entre Méditerranée et Europe de l'Ouest, tandis q'une convergence de gazoducs à l'est de l'Union européenne, entre Autriche, Slovaquie et République Tchèque, constituerait un point d'échange continental central. Ainsi se dessine la nouvelle carte des échanges gaziers en Europe, qui s'appuient sur la complémentarité des moyens de transport et une mise en réseau des flux dans le contexte de la dérégulation.

Conclusion

Le marché du gaz naturel liquéfié attire aujourd'hui un nombre croissant d'investisseurs et les projets de construction de nouveaux terminaux ou la mise en service de nouveaux trains gaziers se multiplient. La libéralisation des marchés, la hausse des prix du pétrole, les réglementations sur les rejets de gaz à effet de serre, comme la concurrence entre énergies, concourent à l'intérêt suscité par le gaz naturel. L'essor des échanges de GNL modifie les données de base de la géopolitique du gaz naturel, sans les bouleverser. L'ouverture est sans doute le maître mot du marché gazier à l'heure actuelle : ouverture à de nouveaux producteurs et exportateurs, à de nouveaux consommateurs, ouverture de nouvelles routes maritimes, ouverture sur de nouvelles technologies, ouverture du transport à plus de compagnies maritimes et ouverture du marché à plus d'entreprises commerciales, etc. Cette ouverture s'accompagne d'une internationalisation des échanges qui est due, en grande partie, au vecteur que représente le transport maritime. Ce dernier apporte au système gazier international plus de flexibilité et de souplesse et permet aux pays importateurs de diversifier et de sécuriser leurs approvisionnements et aux pays exportateurs d'accroître leurs débouchés. Les tendances en cours ont un impact direct sur l'organisation de l'espace, en particulier, par l'intermédiaire de la localisation des terminaux maritimes.

Toutefois, il est difficile de mesurer la part que la spéculation peut prendre dans ce contexte. Le potentiel de croissance des échanges gaziers et des revenus qui y sont liés fait en effet craindre la possibilité d'une sur-capacité et d'une forte augmentation de la concurrence pour plusieurs raisons. Le marché du gaz naturel liquéfié, pour l'instant si prometteur, pourrait se contracter. L'essor du gaz naturel reste lié à la compétitivité de son prix face aux autres énergies ; en ce sens, la puissance publique ( par une taxation adéquate par exemple) à un rôle moteur à jouer pour encourager et soutenir l'utilisation du gaz naturel. Ensuite, s'il est vrai que le milieu maritime répond très favorablement à l'accroissement de la demande de transport et aux défis que cette augmentation génère, un certain nombre de menaces planent sur l'efficacité des transports maritimes. En tout premier lieu, la pénurie d'officiers devrait entraîner une hausse des coûts d'exploitation des navires. Les officiers sont de moins en moins nombreux et afin de les attirer et de les conserver, les compagnies maritimes doivent les fidéliser. Cela passe par de meilleurs salaires, de meilleures conditions de travail mais aussi par davantage de compensations sociales. Il apparaît dès lors que dans la géographie des échanges gaziers d'aujourd'hui, et plus encore de demain, les transports maritimes seront un élément clé de compréhension et d'évolution.

Bibliographie simplifiée

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