Jean-Pierre Angelier*
GÉOPOLITIQUE DU GAZ : LES DÉFIS ET LES CHANCES
* Professeur d'économie à l'Université de Grenoble. Auteur, entre autres nombreuses publications, de : Le Gaz naturel, Economica, 1994. Responsable de la rubrique « Le gaz naturel » dans l'annuaire : Cyclope, les marchés mondiaux, Economica.

On s'habituait à la discrétion de cette énergie qui, depuis un siècle, se développe à l'ombre du pétrole. Il aura suffi d'un bref conflit ouvert entre l'Ukraine et la Russie, au début de l'année 2006, pour que l'Europe se rappelle que le gaz naturel représente un quart de ses approvisionnements énergétiques et qu'une trop forte concentration sur un seul fournisseur peut créer une situation de dépendance fragilisante. Le gaz naturel est en effet une ressource stratégique, dotée de caractéristiques particulières qui font que même dans les pays consommateurs les plus libéraux, les pouvoirs publics s'emploient à stimuler ou à accompagner l'expansion de cette industrie. À l'inverse, dans les pays producteurs, ils peuvent parfois la freiner.Le gaz est aussi abondant que le pétrole (les réserves de chacune de ces deux énergies s'élèvent à 162 milliards de tonnes d'équivalent-pétrole), mais sa production est d'un tiers moins importante : il couvre 24 % des besoins énergétiques de la planète, alors que le pétrole en satisfait 40 %. La raison de ce phénomène tient à plusieurs facteurs : certains pays producteurs, comme la Russie, n'ont pas les moyens de développer leurs infrastructures gazières. D'autres, au Moyen-Orient en particulier, préfèrent accroître leur offre de pétrole, bien plus lucrative que celle de gaz. D'autres enfin restreignent volontairement leur production afin d'en faire un moyen de pression vis-à-vis de certains acheteurs (c'est le cas de l'Iran ou du Venezuela, qui n'hésitent pas à s'en servir comme d'une arme dans le contentieux qui les oppose aux États-Unis).

Avant le premier choc pétrolier

L'Amérique du Nord est le berceau économique du gaz naturel. Dans les années 1920, d'importants gisements sont découverts au Texas, en Louisiane et en Oklahoma. Un très grand nombre de petits producteurs livrent leur gaz à un très grand nombre de consommateurs industriels et domestiques, par l'intermédiaire d'un réseau de transport et distribution dense et ramifié, géré par des entreprises publiques locales (les réseaux relèvent du monopole naturel, une défaillance du marché qui doit être prise en charge par les pouvoirs publics). La forte demande américaine de gaz permet d'atténuer l'inconvénient technico-économique majeur attaché à cette forme d'énergie : le coût de son transport. À quantité d'énergie égale, le gaz représente un volume mille fois supérieur à celui du pétrole !

La demande se développe d'abord là où le gaz est produit ; et encore, uniquement si cette demande est forte. C'est le cas aux États-Unis et au Canada qui, en 1950, produisent et consomment la quasi-totalité du gaz naturel du monde. Ailleurs, lorsqu'on en découvre, soit on le laisse en terre, soit on le brûle en torchère.

Dans les années 1950-1960, la géographie du gaz s'élargit : l'Europe occidentale met au jour les gisements de la plaine du Pô, de Lacq, de Groningue, puis ceux de la mer du Nord britannique et norvégienne. À l'instar de l'Amérique du Nord, le gaz naturel est consommé là où il est produit, quand il est demandé en grandes quantités - conditions désormais réunies dans l'Europe des « Trente glorieuses », période de vive croissance économique avide en énergie. Le développement du gaz naturel en Europe est largement impulsé par les pouvoirs publics, notamment par de grandes entreprises publiques telles que l'ENI en Italie, l'ERAP et GDF en France.

L'Union soviétique découvre à son tour ses premiers gros gisements en 1966 dans le bassin de l'Oural-Volga (gisement d'Orenbourg) : la consommation de gaz se répand alors dans cette région, grâce au prix très bas décrété par l'État.

En 1973, lorsque le premier choc pétrolier ébranle l'ordre énergétique ancien, la production et la consommation de gaz naturel (il couvre alors 18 % des besoins énergétiques de la planète) se répartissent essentiellement entre l'Amérique du Nord (60 %), l'Europe occidentale (10 %) et l'Union soviétique (20 %). C'est, à cette époque, une énergie réservée aux pays riches, les seuls à pouvoir le consommer en quantités telles que l'inconvénient du coût de transport prohibitif se trouve émoussé par les économies d'échelle ; avec, toujours, un appui des pouvoirs publics.

Une percée technologique majeure est réalisée au début des années 1960, qui révolutionne le mode de transport. Pour acheminer du gaz, on le fait généralement circuler dans des gazoducs, les pressions élevées établies au sein de ces conduites le forçant à se déplacer. Mais pour transférer le gaz à travers les mers, sur de très longues distances, on imagine un procédé nouveau qui consiste à le convertir en liquide (le gaz se liquéfie à une température de -160°C), à le charger sur un bateau spécialement conçu (un méthanier) puis à le ramener à son état gazeux (regazéification) après transport. En liquéfiant le gaz (on parle alors de gaz naturel liquéfié ou GNL), on condense dans un mètre cube de liquide ce qui occupait un volume de 1 350 m3 dans des conditions normales. Le procédé étant rodé à l'échelle industrielle, la chaîne de GNL offre des conditions économiques presque acceptables ; le coup de pouce de politiques énergétiques favorables au gaz aidera à la mise en place de la filière. La première chaîne de GNL est inaugurée en 1964 : elle approvisionne en gaz algérien la Grande-Bretagne, puis la France (Fos-sur-Mer). D'autres sont organisées par la suite entre le Moyen-Orient, l'Indonésie et le Japon. Il faudra qu'au fil des ans et de l'expérience industrielle les coûts se réduisent et que le prix du gaz naturel augmente pour que la chaîne de GNL devienne véritablement concurrentielle.

L'essor du gaz naturel

Les fortes hausses des prix du pétrole qui interviennent entre 1973 et 1981, ainsi que les relations conflictuelles qui s'instaurent alors entre les pays de l'Opep (Organisation des pays exportateurs de pétrole) et les consommateurs d'énergie du Nord, créent trois conditions favorables au développement du gaz naturel.

1°) En atténuant fortement le handicap du coût élevé de son transport, la hausse rend le gaz naturel plus concurrentiel par rapport à ses substituts que sont le charbon et le fuel. Il est désormais économique de consommer du gaz, même lorsque l'on n'est pas producteur ; même lorsqu'il faut l'acheminer sur des milliers de kilomètres.

2°) Les chocs pétroliers ont montré à quel point les gros consommateurs d'énergie étaient dépendants du pétrole bon marché massivement importé des pays de l'Opep. Cette fragilité conduit les nations du Nord à adopter des stratégies énergétiques basées sur une nouvelle priorité : la sécurité des approvisionnements. Et pour sécuriser les approvisionnements, il convient de diversifier au maximum les fournisseurs et les formes d'énergie. Les réserves de gaz n'étant pas, à l'époque, localisées au même endroit que celles de pétrole (elles sont moins concentrées sur les pays de l'Opep), les trois grandes régions consommatrices d'énergie misent sur le gaz naturel ; si nécessaire, le jeu des prix administrés ou des taxes achèvera de convaincre le client.

3°) À partir des années 1970, les préoccupations environnementales sont plus largement prises en compte dans l'action publique. Le gaz naturel étant moins polluant que ses substituts, il pourra leur être préféré. C'est tout particulièrement le cas au Japon et en Corée du Sud qui importent du GNL à un prix très élevé et choisissent ainsi de produire de l'électricité propre.
Sur la base de ces trois critères, des politiques énergétiques sont adoptées qui font la part belle au gaz naturel. Sa consommation mondiale augmente bien plus vite que la consommation de l'ensemble des énergies, sa part passant de 18 % à 24 % dans la satisfaction des besoins énergétiques globaux entre 1973 et 2004 (pour l'essentiel au détriment du pétrole). Toutefois, certains facteurs freinent encore le développement de cette énergie.
L'Amérique du Nord et le GNL
L'Amérique du Nord est actuellement la première région gazière au monde, tant du point de vue de la production que de la consommation : elle représente 29 % du total. Mais voilà : les réserves des États-Unis et du Canada ont beau être abondantes, elles sont fortement exploitées depuis plusieurs décennies et s'épuisent progressivement. Déjà elles ne suffisent plus à couvrir la demande, et ce déficit se creuse. Il faut donc aller chercher le gaz ailleurs. On s'est d'abord tourné vers le Mexique : le pays a découvert au milieu des années 1970 de vastes gisements d'hydrocarbures - pétrole et gaz naturel. Henry Kissinger déploie alors tout son art pour convaincre le Mexique nationaliste du président Lopez Portillo de devenir un nouveau fournisseur des États-Unis. Mais la solution est de courte durée : l'économie mexicaine, vivement stimulée par ses fortes recettes d'exportation d'hydrocarbures, a de plus en plus besoin d'énergie. Dès le milieu des années 1980, l'excédent gazier du pays s'est tari. Il faut aller chercher le gaz plus loin encore, la seule solution désormais envisageable étant le recours au GNL importé par mer.
Les États-Unis disposent de cinq usines de regazéification ; d'autres sont en construction. L'idée caressée par ce pays libéral serait de constituer un vaste marché libre du GNL - marché Atlantique et marché Pacifique - sur lequel l'Amérique pourrait trouver au meilleur prix le gaz naturel qui lui fait défaut. Les conditions économiques d'un tel marché semblent réunies : depuis 2003, les prix du gaz sur le marché américain sont supérieurs à $5/MBtu (un million de British thermal unit ou MBtu est équivalent à 28 mètres cubes de gaz naturel, ou encore à 5,8 barils de pétrole), prix garantissant la compétitivité de la chaîne de transport du GNL.

Mais il faut bien se rendre à l'évidence : ce marché libre du GNL tarde à se mettre en place et les usines de regazéification de GNL américaines tournent au ralenti. Pourquoi ? Parce que l'offre extérieure fait défaut. Est-ce dû à une impossibilité  physique ? Non : les capacités mondiales de production de gaz sont sous-exploitées ; elles pourraient même, techniquement, être augmentées de moitié. Alors comment comprendre ce manque d'attrait pour le marché américain ?

Entre 1985 et 1998, la Federal Energy Regulatory Commission (FERC), chargée de réglementer le secteur de l'énergie, organise le marché américain du gaz naturel sous forme d'un marché libre sur lequel les prix sont fixés par la confrontation entre l'offre et la demande. Les pouvoirs publics n'interviennent plus désormais que pour superviser le jeu de la concurrence. Le prix du gaz naturel sur le marché américain est très élevé ($10/MBtu au dernier trimestre 2005), car l'offre est relativement rare. Cet attrait devrait, en bonne logique, éveiller l'intérêt des offreurs étrangers. Mais, répétons-le, ce n'est pas le cas.

 Pourquoi ?

L'explication est simple : s'il veut constituer une capacité d'offre de longue durée de vie (un gisement produit pendant au moins trente ans), un producteur de gaz doit engager des dépenses massives. Plutôt que de tabler sur un prix dont le niveau dépend de la conjoncture, il préfère généralement passer des contrats de long terme avec un acheteur régulier, les quantités et les prix étant fixés une fois pour toutes. Cette modalité traditionnelle pour les échanges gaziers internationaux garantit, en effet, la rentabilité des investissements. Or les États producteurs capables de réaliser de très lourdes dépenses d'infrastructure ne sont pas légion. Pas plus que les États acheteurs qui peuvent s'engager sur une très longue durée. Conséquence : mis à part les flux en provenance de Trinité-et-Tobago (pays pour lequel les États-Unis représentent le débouché naturel), seules des cargaisons occasionnelles sont acheminées vers l'Amérique du Nord, en provenance d'Algérie, du Nigeria, d'Indonésie ou du Qatar.

L'Europe occidentale : un marché de plus en plus dépendant des importations
Dans les années 1960, l'Europe de l'Ouest se met à consommer le gaz qu'elle produit (Italie, France, Hollande, Allemagne, Danemark, mer du Nord britannique et norvégienne). Puis, la demande s'accroissant très fortement, l'Europe augmente progressivement ses importations. D'abord constitué par de puissantes entreprises publiques organisées en monopoles nationaux, le marché européen du gaz s'ouvre aujourd'hui à une concurrence qui devrait donner plus de flexibilité aux échanges et abaisser ainsi les prix au consommateur final.

Les vingt-cinq pays de l'Union européenne représentent 17 % du marché mondial du gaz. Les réserves du Royaume-Uni s'épuisent très rapidement et l'Europe, qui ne subvient plus qu'à la moitié de ses besoins, s'installe dans une dépendance croissante à l'égard des approvisionnements extérieurs. Ceux-ci proviennent de trois fournisseurs principaux.

L'un d'entre eux est totalement sûr : la Norvège (30 % des importations). Ses réserves s'accroissent et ses institutions sont au-dessus de tout soupçon. Le deuxième, l'Algérie (20 %), possède également des réserves très abondantes qui ne cessent d'augmenter. Sur le plan politique, en revanche, si le pays semble désormais sorti d'une crise profonde, les règles de gouvernance qui y règnent ne sont pas celles d'un État véritablement démocratique et l'efficacité économique n'y est pas la norme. Cependant, les liens historiques, économiques, culturels et humains unissant les deux rives de la Méditerranée apparaissent comme un gage de stabilité dans le domaine gazier.

Reste la Russie (la moitié des importations) : les événements de janvier 2006 ont laissé penser que la dépendance de l'Europe à l'égard de Moscou pouvait être excessive. Ce n'est pas certain, car la Russie a autant besoin des devises européennes que l'Europe du gaz russe. En tout cas, la leçon à tirer de cette crise, c'est qu'il est grand temps pour l'Union européenne de se doter d'une politique énergétique commune.

Pour compléter ses approvisionnements, l'Union européenne développe ses capacités d'importation de GNL, notamment en provenance du Qatar, du Nigeria et d'Égypte : elles représentent 10 % des importations en 2005 et pourraient, à l'horizon 2010, être multipliées par quatre.

Entre-temps, l'ouverture à la concurrence du marché européen devrait permettre d'abaisser les prix. Depuis juillet 2004, tous les consommateurs professionnels (ils totalisent 70 % de la demande) sont désormais libres de choisir leur fournisseur, alors que jusque-là, ils étaient tenus de s'approvisionner auprès d'un monopole public national. La place est laissée libre à de nouveaux offreurs qui viendraient concurrencer les anciens monopoles - cette saine émulation devant bénéficier aux consommateurs. Tel est le schéma théorique. Dans la pratique, les choses sont un peu différentes.
Un premier obstacle au jeu de la concurrence réside dans le fait que les achats de gaz sont toujours effectués dans le cadre de contrats de long terme avec clause de destination (l'acheteur ne peut écouler le gaz dans un autre pays que celui stipulé par le contrat) et prix indexés sur ceux des produits pétroliers de substitution. Les prix ne résultent donc pas de la confrontation entre l'offre et la demande.

Autre obstacle : les fournisseurs sont peu nombreux. Le russe Gazprom, le norvégien Statoil, le hollandais Gasunie et l'algérien Sonatrach représentent l'essentiel de l'offre. Les transporteurs et distributeurs européens, qui livrent au client final, sont également de grande taille (E.ON-Ruhrgas en Allemagne, Gaz de France, SNAM en Italie, Enagas en Espagne, Centrica en Grande-Bretagne) et ne se risquent pas trop sur les chasses gardées nationales de leurs confrères. De fait, l'ouverture à la concurrence s'accompagne d'un processus de concentration des entreprises. Les firmes électriques et gazières ont tendance à se racheter entre elles et à rechercher la taille critique qui leur conférera une position dominante non plus sur un seul marché national mais à l'échelle de l'Europe. EDF a ainsi réalisé des acquisitions qui lui permettent d'être présente sur les six plus grands marchés européens, offrant à la fois électricité et gaz (lorsque la législation le lui permet). L'électricien allemand E.ON a racheté le gazier Ruhrgas. L'électricien espagnol Endesa a absorbé le gazier Gas Natural (pour échapper à une prise de contrôle par E.ON). Et, en février 2006, Gaz de France s'engage dans un rapprochement avec l'énergéticien franco-belge Suez.

L'idée d'un marché gazier européen n'est pas plus ancrée dans l'esprit des dirigeants des entreprises concernées que dans celui des responsables politiques : chacun est d'accord pour que la concurrence lui permette de s'installer à l'étranger, mais de très vives réticences s'élèvent lorsque l'étranger tente de prendre le contrôle d'un champion national. En évoquant la fusion entre GDF et Suez, le premier ministre français, Dominique de Villepin, européen convaincu par ailleurs, souligne l'enjeu stratégique que représente l'indépendance énergétique de la France. Il s'agirait, à travers cette fusion, d'éviter une prise de contrôle de Suez par l'électricien italien ENEL. La dimension politique nationale prime encore sur la dimension européenne, dans le domaine du gaz comme dans celui de l'énergie en général. On est bien loin du marché libre du gaz que Bruxelles voudrait voir émerger !

Ex-Union soviétique : pas d'argent pour le gaz

L'ancienne Union soviétique représente, à l'heure actuelle, 22 % du marché gazier mondial. La Russie recèle les plus grandes réserves de gaz de la planète (27 % de l'ensemble), concentrées essentiellement dans les gisements de Urengoï et Yamburg (Sibérie occidentale) et de Kovytka (Sibérie orientale). Les Républiques du Kazakhstan, du Turkménistan et d'Ouzbékistan comptent, elles aussi, des gisements prometteurs. Pourtant, du fait de la faiblesse des investissements en exploration, la région ne parvient pas à produire autant que ses réserves le lui permettraient techniquement : le secteur gazier russe manque d'argent.

Après le premier choc pétrolier, le pouvoir soviétique a décidé de produire du gaz afin de satisfaire, à bas prix, les besoins énergétiques internes de l'URSS. Ce qui libérait autant de pétrole pour la vente à l'étranger : le pétrole exporté se vend plus cher, coûte moins cher à transporter, et laisse une rente deux fois plus élevée que la rente gazière pour une même quantité d'énergie. Puis, les réserves de gaz s'avérant bien plus vastes que prévu, la décision est prise d'exporter massivement vers une Europe très demandeuse d'énergie et désireuse de diversifier ses approvisionnements. Viktor Tchernomyrdine, responsable de l'administration gazière de l'époque, a ainsi réussi la très remarquable prouesse industrielle de construire plusieurs dizaines de milliers de kilomètres de gazoducs, depuis la Sibérie occidentale jusqu'à l'Europe centrale - à un moment où le système soviétique s'effondrait - transformant le gaz en un pactole de devises pour cette économie moribonde.

Avec la disparition de l'Union soviétique, le secteur énergétique est réorganisé : Gazprom est dotée du monopole de la commercialisation et de l'exportation, ainsi que d'un quasi-monopole de la production de gaz en Russie. L'entreprise connaît toutefois de profondes difficultés financières, héritage de l'ancien système de prix. Sur le marché intérieur, qui absorbe les quatre cinquièmes de la production russe, Gazprom vend à perte. Le cinquième restant, exporté vers l'Europe de l'Ouest, permet à peine de combler ce déficit. Comment, dans ces conditions, financer les lourds investissements que nécessitent le développement de nouveaux gisements ainsi que le transport du gaz naturel vers des clients plus lointains ?

Gazprom profite de sa position dominante (l'entreprise pèse environ 8 % du PIB de la Russie) et de l'appui indéfectible du président Poutine pour organiser autour d'elle la plus grande part de l'industrie des hydrocarbures du pays : elle contrôle aujourd'hui près de la moitié de la rente pétrolière russe.

D'autres restructurations financières ont lieu : à l'été 2005, la part de l'État russe passe de 37 % à 51 % du capital de Gazprom. La puissance publique n'ayant plus à craindre d'être mise en minorité, la Douma accepte, en décembre 2005, qu'à compter de 2006 plus de 20 % du capital de Gazprom puisse être détenu par des étrangers (l'électricien-gazier allemand E.ON a déjà pris une participation de 6,5 %). Cette ouverture permettra à Gazprom d'accroître ses fonds propres.

Il faut encore aller chercher de l'argent à l'étranger, par le biais des exportations : des accords russo-allemands sont signés à l'automne 2005 en vue de la construction du gazoduc nord-européen, courant sous la Baltique et destiné à approvisionner l'Allemagne dès 2010. Moscou se tourne aussi vers l'Asie : la première usine russe de liquéfaction de gaz, à Sakhaline, sera opérationnelle en 2007 et livrera du GNL au Japon. Et trois gazoducs devraient acheminer du gaz russe vers la Chine d'ici à 2010.

Mais cela ne suffit pas : il faut mettre aux normes internationales les exportations destinées aux anciennes Républiques soeurs de l'Union soviétique. En juillet 2005, la Douma vote le relèvement des tarifs d'exportation du gaz vers les républiques de la CEI, tarifs politiquement modulés selon les destinataires. Ainsi, le nouveau tarif appliqué à l'Ukraine passe de $2/MBtu à $8,3/MBtu (à titre de comparaison, les Européens paient $8,5/MBtu pour le gaz russe). Cette hausse semble excessive et entraîne la crise qui a inquiété l'Union européenne en janvier 2006.

Devant les fins de non-recevoir opposées par l'Ukraine, le Kremlin décide début janvier 2006 de fermer le robinet. Peine perdue : l'Ukraine se sert bien évidemment dans le gaz destiné à l'Ouest qui, par ricochet, voit son approvisionnement menacé. Les négociations reprennent, sans aucun doute influencées par Bruxelles, et aboutissent à un compromis : l'Ukraine accepte les conditions de Gazprom qui lui livrera un mélange de gaz russe au prix fort et de gaz turkmène à prix d'ami.  Le dossier, bien sûr, est éminemment politique. Les orientations prises par le président Iouchtchenko éloignent l'Ukraine de la Russie, la rapprochent de l'Union européenne et, moins pardonnable encore aux yeux de Moscou, des États-Unis à travers la coopération avec l'Otan. Russie et Ukraine sont également en compétition dans la course à l'adhésion à l'OMC. Le temps du potlatch entre républiques amies est décidément bien révolu...

Afrique et Moyen-Orient : gaz contre pétrole

L'Afrique et le Moyen-Orient représentent près de la moitié des réserves mondiales de gaz, mais contribuent relativement peu à l'offre (16 %). Dans cette région, la plupart des pays qui possèdent du gaz possèdent aussi du pétrole. Or, un dollar investi dans le pétrole rapporte deux fois plus que dans le gaz : la préférence est donc souvent donnée aux exportations de pétrole, le gaz étant essentiellement destiné à la satisfaction des besoins locaux. Trois pays font exception à cette règle : le Qatar, l'Égypte et l'Algérie.

Le petit émirat de Qatar est en passe de devenir le plus gros exportateur de GNL du monde. Ses réserves sont colossales (14 % des réserves mondiales), contenues dans cet énorme gisement qui part de l'émirat (il porte le nom de North Field) et court sous les eaux du golfe Arabo-persique jusqu'en Iran (où il est exploité sous le nom de South Pars). Le pays s'est équipé de deux usines de liquéfaction dont les capacités augmentent régulièrement. Des contrats d'approvisionnement de long terme sont passés avec des acheteurs européens et asiatiques. L'émirat, qui entretient d'excellentes relations politiques et militaires avec les États-Unis, apparaît comme une oasis de paix dans une zone de turbulences.

L'Égypte, qui s'est libérée du conflit arabo-israélien, et qui adopte une attitude très ferme à l'égard de l'intégrisme musulman, s'engage également dans l'exportation du GNL vers l'Europe, l'Asie et l'Amérique. Le pays est doté d'un potentiel gazier bien moindre que le Qatar. Il apparaît néanmoins comme un fournisseur non négligeable et relativement sûr.

En Algérie, la production provient du gisement de Hassi R'Mel, découvert en 1956, et de gaz associé au pétrole. Le pays est le quatrième exportateur de gaz du monde (après la Russie, le Canada et la Norvège). Au sortir de la profonde crise politique et sociale des années 1990, Alger souhaite conforter son ouverture sur l'extérieur. Le Parlement a voté, en 2005, une nouvelle loi sur les hydrocarbures qui rétablit l'ancien régime juridique des royalties (favorable aux compagnies étrangères) en remplacement des contrats de partage de production, et qui retire à l'entreprise publique Sonatrach le rôle de partenaire obligé pour toute firme étrangère s'engageant dans une activité gazière en Algérie. Le pays s'affirme ainsi comme un fournisseur privilégié de l'Europe. Pour ce qui est de ses rapports avec les États-Unis, il n'hésite pas à faire preuve de bonne volonté en acceptant de livrer des cargaisons de GNL sur le marché spot naissant que Washington appelle de ses voeux.

L'Iran détient les deuxièmes réserves de gaz du monde (15 %), mais n'en exporte pratiquement pas. La production est destinée à couvrir les besoins énergétiques nationaux, et les pourparlers engagés pour convaincre Téhéran d'exporter du GNL n'aboutissent pas, quel que soit l'interlocuteur. Même la Chine, qui a pourtant l'habitude de nouer des relations commerciales avec les États que Washington cherche à isoler, peine à finaliser un accord gazier avec l'Iran. L'élection du président ultraconservateur Mahmoud Ahmadinejad, en juin 2005, accroît encore les tensions avec le monde occidental. En décembre, le ministre du Pétrole, Kazem Vaziri-Hameneh, confirme les options énergétiques du pays : le nucléaire est une priorité ; les projets pétroliers et gaziers sont figés. L'Iran ne vendra pas son gaz à l'Occident.

L'Arabie saoudite, défenseur d'un islam pur et dur, n'est pas non plus prête à livrer inconditionnellement à l'Occident ses richesses gazières. Quant au Koweït et aux Émirats arabes unis, ils restent dans l'ombre du royaume saoudien et adoptent la même attitude pour ce qui est du gaz : on développe la production de gaz associé au pétrole afin de satisfaire la demande locale d'énergie ; mais pas de nouveaux projets d'exportation.

Au Nigeria, on parle souvent de développer les capacités d'exportation de GNL, mais la contribution du pays aux approvisionnements mondiaux reste bien en deçà de son potentiel. Il est vrai que l'instabilité politique y est chronique et que la législation en vigueur ne pousse pas les compagnies étrangères à investir largement dans des installations gazières à long délai de retour. Edmund Daukoru, ministre nigérian du Pétrole et secrétaire général de l'Opep depuis le début de 2006, ne semble pas en mesure de leur garantir les conditions de bonne gouvernance qu'elles réclament.

Asie-Pacifique : très forte croissance de l'activité gazière

Dans cette zone, la demande de gaz naturel augmente deux fois plus vite que dans le reste du monde. Elle est tirée par plusieurs pays gros consommateurs : le Japon et la Corée du Sud tout d'abord qui, depuis les années 1970, importent du GNL en provenance du Moyen-Orient, d'Indonésie et d'Australie ; mais aussi la Chine et l'Inde, ainsi que le Bangladesh, le Pakistan, la Malaisie et la Thaïlande.

La Chine fait preuve d'un appétit féroce (sa consommation s'est accrue de 19 % en 2004) et organise sereinement ses approvisionnements gaziers. Le gazoduc Ouest-Est, qui dessert le pays jusqu'à Shanghai, a été inauguré en 2004. Le premier terminal chinois de regazéification de GNL entrera en activité en 2006. Enfin, la construction de quatre nouveaux gazoducs est envisagée : l'un permettrait l'importation de gaz du Turkménistan ; deux autres évacueraient du gaz des gisements de Sibérie occidentale ; un dernier acheminant le gaz russe du gisement de Kovytka. L'Inde développe sa production propre et a reçu sa première cargaison de GNL en 2005.

Le plus ancien des producteurs de la région, l'Indonésie, rencontre des difficultés pour maintenir son niveau de production et faire face à ses engagements à l'exportation. Le schéma est classique : les prix du gaz sur le marché intérieur sont trop bas pour permettre de couvrir les coûts ; la législation nationaliste n'incite guère les entreprises étrangères à investir dans l'exploration ; la compagnie nationale Pertamina ne dispose pas de ressources financières suffisantes pour développer ses réserves et ses capacités de production. C'est ainsi qu'en 2005 et 2006 l'Indonésie, premier exportateur au monde de GNL, doit réduire de 10 % ses exportations contractuelles. D'où des tensions sur les prix dans une région qui, par ailleurs, semble échapper à la tourmente politique.

Amérique latine : les nationalismes bloquent les exportations gazières

En Amérique latine, les principales réserves sont localisées au Venezuela, en Bolivie et en Argentine. Les États-Unis sont le débouché solvable naturel du gaz vénézuélien mais le grave contentieux politique qui oppose les deux pays interdit d'en évoquer ne serait-ce que l'idée. Le président Chavez étudie donc d'autres possibilités, notamment un projet de gazoduc vers l'Argentine, à travers le Brésil. Pour l'instant, le Venezuela n'exporte pas un seul mètre cube de gaz, malgré des réserves considérables. La Bolivie abrite, elle aussi, d'importantes réserves. Elle fournit déjà le Brésil et l'Argentine et devrait pouvoir exporter vers les États-Unis ; mais les Boliviens qui ont élu le président Evo Morales n'y sont pas favorables. Il faudrait, en outre, que le gaz transite par le Chili : or, là encore, un différend territorial vieux de plus d'un siècle envenime les relations entre les deux pays. Dans l'ensemble du sous-continent, le nationalisme économique gagne du terrain et les mesures restreignant l'accès des compagnies étrangères aux ressources pétrolières et gazières se multiplient. Faute de disposer de l'argent nécessaire pour réaliser des investissements coûteux, ces pays risquent de voir leur potentiel d'offre se réduire. C'est ainsi, par exemple, que l'Argentine (conséquence indirecte de prix trop bas sur le marché domestique) doit revoir à la baisse ses exportations de gaz naturel vers le Chili et le Brésil.

Théoriquement, la très forte hausse des prix de l'énergie, et en particulier du gaz (son prix a doublé en 2005), enregistrée ces derniers mois devrait modifier l'équilibre des marchés en provoquant un tassement de la demande et une augmentation de l'offre. Mais, dans la pratique, il n'est pas du tout certain que l'on assiste à de tels effets. C'est que le gaz reste une industrie éminemment politique, pour les producteurs comme pour les consommateurs. Et tant que les tensions internationales ne se seront pas apaisées, il est peu probable que la situation évolue.