Etats-Unis

Energie : Industrie gazière en recomposition

Energie : Industrie gazière en recomposition

Les récentes découvertes de gaz naturel aux Etats-Unis laissent augurer d’une moins forte dépendance au pétrole étranger. Un débat très politique.

Il y a quelques années, l’industrie américaine de l’énergie a investi fortement dans la construction d’importants terminaux de LNG (Liquified Natural Gas). Le but était de pouvoir importer facilement du Gaz Naturel Liquide (LNG) acheminé par bateaux et de l’injecter à faible coût dans le réseau de distribution. La technologie en à décidé autrement. Grâce aux nouvelles techniques de forage qui permettent d’extraire facilement les gaz non classiques (shale gaz), les réserves américaines de gaz naturel  ont augmenté de 77% depuis 1990, selon les données du  Potential Gas Committee. Paradoxalement ces terminaux de LNG pourraient être utiles afin d’exporter du gaz américain bon marché au Japon et en Europe plutôt que d’en importer…

PLUS DE GAZ EN SUIVANT :

Ces récentes avancées dans les techniques d’extraction du gaz naturel non classique, combinant les forages horizontaux et la fracturation hydraulique, ont rendu commercialement viable l’exploitation de réservoirs de gaz non classique dont l’existence était connue depuis des décennies. Les sources de gaz non classiques se trouvent principalement dans les formations rocheuses de schiste tels que Marcellus, Antrim, Haynesville Barnett et aux États-Unis.

Dans une formation de schiste, le gaz est contenu dans des poches isolées dans la roche, un forage vertical traditionnel n’aurait accès qu’à une faible quantité  d’hydrocarbures. Les nouvelles technologies permettent, aujourd’hui, d’accéder à des quantités économiques de gaz en utilisant un forage horizontal combiné à une fracturation hydraulique. La fracturation hydraulique (fluid cracking) est une technique où une combinaison d’eau et d’autres produits chimiques est injectée dans le puits, à des pressions très élevées, afin de briser la roche.

Gaz: le scénario qui change tout

Matières Premières : Les aléas du gaz naturel

L’approvisionnement en gaz non classique a contribué à augmenter les ressources de gaz naturel en Amérique dans la dernière décennie. La récente augmentation de la production de gaz combinée à une demande industrielle faible a provoqué la chute du prix du gaz naturel et à mis le plan Pickens sous les projecteurs.

Le plan Pickens est une proposition de politique énergétique, mise en avant en juillet 2008 par le milliardaire T. Boone Pickens. Celle-ci recommande de lourds investissements dans de nouveaux parcs éoliens pour la production d’électricité et une large adoption du gaz naturel dans le transport routier.

Billet Invité : Réponse à R. Bryce du Manhattan Institute à propos de l’éolien US par Olivia

Aujourd’hui, le gaz naturel est six fois moins cher que l’essence, en équivalent énergétique, et constitue une alternative plus écologique, réduisant de 22 à 30% les émissions de gaz à effet de serre. Le gaz naturel offre des avantages supplémentaires: les moteurs sont moins bruyants et le combustible, non toxique et non corrosif, contribue à maintenir la longévité du moteur au fil du temps. De plus, vu que les États-Unis importent à peu près 70% de leur consommation de pétrole, l’adoption du gaz naturel contribuerait à la réduction du déficit commercial américain et une plus grande indépendance énergétique. 

Vers un nouvel ordre mondial du pétrole

Actuellement il y a seulement 2500 stations services qui offrent du gaz naturel aux USA. Le réseau n’est donc pas assez dense aujourd’hui pour permettre une large adoption du gaz naturel pour le transport. Le développement du réseau nécessitera des investissements massifs. La future loi inclura probablement une extension des incitations financières à la construction de stations de ravitaillement LNG. Pour ouvrir la voie à une adoption plus large des véhicules au gaz naturel, l’admistration va probablement concentrer les incitations sur les véhicules empruntant des routes prédéfinies, comme les autobus et les taxis.

Cette stratégie a été adoptée dans d’autres pays, comme l’Italie ou, la combinaison de carburants de remplacement et de subventions liés aux voiture a stimulé l’industrie, le nombre de véhicules à augmenté d’environ 80% en moins de 4 ans. L’exemple italien sera probablement suivi par d’autres membres de l’UE et les États-Unis. Le marché mondial des véhicules au gaz naturel est encore jeune et on s’attend à une croissance rapide. Aujourd’hui moins de 0,5% du gaz naturel américain est utilisé dans les transports alors qu’en Argentine, en Iran et au Pakistan, environ 15% du parc automobile roule au CNG.

L’American Recovery and Reinvestment Act couvre déjà le gaz naturel. Ce projet de loi ne sera probablement pas adopté mais les experts s’attendent à ce que certains éléments du plan Pickens soient votés. Un vote clé de procédure sur le Natural Gas Act pourrait être lancé le 17 novembre, deux jours après le retour du Congrès.

Le remplacement du pétrole étranger par le gaz naturel domestique devrait plaire aux Démocrates comme aux Républicains. En effet, il devrait réunir des intérêts compatibles: ceux qui ont des préoccupations sur le changement climatique et ceux portés sur les questions de sécurité nationale. C’est un des rare projet de loi où le soutien bipartisan pourrait, en théorie, exister.

Nous pensons que cette évolution positive pourrait créer des opportunités d’investissement intéressantes dans les kits de conversion au gaz naturel pour les voitures à essence, les composants automobiles et les stations-service. C’est pourquoi nous avons positionné notre fonds thématique, le GMC Fund, dans des sociétés cotées qui offrent une exposition à ce secteur telles que Landi Renzo, Clean Energy Fuels et Fuel Systems Solutions. Nous pensons que leurs évaluations actuelles ne reflètent pas les perspectives de croissance du secteur.

Clean Energy Fuels est détenue en partie par T. Boone Pickens. Son but est de créer un réseau de stations de ravitaillement en gaz naturel le long des axe routiers importants aux USA afin de permettre aux flottes de camion d’ utiliser le gas naturel comme carburant. Le CEO Andrew Littlefair estime que plusiuers transporteurs routiers sont à proches de convertir leurs flottes vers des moteurs au gaz naturel. Ce choix serait très favorable pour Westport Innovations, société qui détient la technologie de pointe concernant la conversion des moteur au gaz naturel pour camions.

Il y a, bien entendu, des risques. Le principal argument contre l’exploitation des gas naturels non classiques porte sur l’utilisation de produits chimiques dans les nouvelles techniques de forage. Certains de ces produits chimiques  sont réputés toxiques et les risques environnementaux existent. Actuellement, grâce à la loi de 2005 sur l’énergie (Halliburton Loophole), le fracking est exempté de la réglementation sur la salubrité de l’eau potable et les foreurs ne sont pas tenus de divulguer le contenu chimique des fluides utilisés lors du fracking. Le règlement pourrait être prochainement révisé en vertu des pressions populaires et  politiques pour une analyse plus approfondie des risques environnementaux des gaz de schistes.

Energie : La révolution des gaz de schistes secoue les prix jusqu’en Suisse

En outre, les puristes du changement climatique sont souvent sceptiques sur le gaz naturel.Ils craignent qu’il y ait un risque réel que le gaz naturel bon marché empêche le développement des énergies renouvelables aux Etats Unis. Notre opinion est que pour gagner la bataille sur le changement climatique, les états devront accepter de façon pragmatique deux approches parallèles ; de continuer à remplacer le charbon, utilisé dans les centrales thermiques, et l’essence, utilisée dans le transport routier, par du gaz naturel – tout en assurant le développement à moyen terme des énergies renouvelables.

En conclusion, malgré les inquiétudes concernant les nouvelles méthodes de forage, nous croyons que dans les prochaines années, le gaz naturel prendra une place importante dans le «mix énergétique» des États-Unis. Le gaz naturel est en train de bénéficier de nombreux événements convergents : la plus faible empreinte carbone du gaz naturel par rapport aux autres combustibles fossiles, le développement du gaz naturel non conventionnel, les prix bas, une infrastructure mondiale en croissance et enfin le coût élevé et l’adoption lente des énergies alternatives. C’est pourquoi nous voyons le gaz naturel comme un excellent source d’énergie de transition qui participera au «pont» énergétique vers un avenir futur, faible en carbone. Diversifier l’omniprésence du pétrole dans les transports et le combiner avec du gaz naturel, du biogaz et de l’électricité serait un grand pas en avant.

alexis dawance Global-Cap SA oct10

EN BANDE SON : et DE CIRONSTANCE

2 réponses »

  1. Bonjour 😉 et un grand merci pour l’ensemble de ces analyses très intéressantes et complémentaires. Il me semblait utile également de signaler rapidement la position du Ceo de Chesapeake et rectifier l’idée que le gaz de schiste est en même position que le gaz naturel en terme d’émissions de Ges, de même rappeler les synthèses de l’Aspo, entre autres, sur les différentes énergies et sources d’évaluation de leur situations de réserves respectives.

    En complément :

    Gaz de schiste aux Etats-Unis et au Canada :

    Le premier puit de gaz de schiste aux Etats-Unis a été foré dès 1821 a 8 m de profondeur dans les argiles dévoniennes et mis en production dans l’Etat de New York à Fredonia(maintenant dans le bassin dit de Marcellus). Mais ce gaz de schiste a été abandonné quand du gaz plus facile à extraire a été découvert quelques décennies plus tard (par l’équipe du colonel Drake entre autres). L’arrivée des puits horizontaux et la fracturation a permis d’obtenir des débits beaucoup plus important, mais d’un déclin rapide. Il faut en effet forer en permanence pout garder une production constante. Ce procédé est devenu
    économique quand le prix a dépassé les 7 $/kcf. Mais trop d’opérateurs indépendants ont foré pour maintenir les licences, la production a été trop abondante et les prix ont chuté a 3,5 $/kcf. Les promoteurs qui perdaient de l’argent (Chesapeake) ont vendu des intérêts aux majors : Exxon, Statoil, Total, CNOOC. La plupart des productions de gaz de schiste ne sont plus économiques, sauf quelques sites rares et ceux qui produisent des liquides (Eagle Ford).

    En 2005, il y avait 14 990 puits de gaz de schiste aux États-Unis. Un nombre record de 4 185 puits ont été forés en 2007.

    Une étude menée par le MIT estime que le gaz naturel fournira 40 % des besoins énergétiques des États-Unis dans l’avenir, contre 20 % aujourd’hui, grâce en partie aux abondantes réserves de gaz de schiste.

    Les promoteurs ont tendance a extrapoler les bons endroits à tout le bassin sous prétexte que ces accumulations sont de type continu (définition USGS) et que tout le bassin est rempli de gaz, mais ces gisements sont du type fractal, comme la plupart des distributions : peu de grands et beaucoup de petits. Ces champs sont très sensibles à l’économie et au prix du gaz qui peut varier rapidement d’un facteur 1 a 2 dans le temps où le lieu.

    Les surfaces de ces roches mères mâtures sont considérables mais les « bons sites » moins !

    McClendon, patron de Chesapeake (en tête des réserves) vient de déclarer que « le bonanza des découvertes de gaz de schiste était terminé aux Etats-Unis, qu’il ne veut pas aller en chercher au Canada, ni a l’étranger et qu’il va maintenant chercher du pétrole ! »

    Oct 13, 2010 – Chesapeake Energy Corp.’s (second-largest producer of natural gas and the most active driller of new wells in the U.S) Chief Executive Aubrey McClendon said that most significant natural gas and oil shale fields in the U.S. have already been found, and that investors shouldn’t hold their breath for major new discoveries.

    « By the end of 2011 it will be over. There won’t be any basins that have escaped investigation. »

    The comments come three days after Chesapeake agreed to sell a third of its interest in south Texas’ Eagle Ford shale formation to Chinese state-run Cnooc Ltd. (CEO)
    for $2.16 billion in cash and drilling funding. McClendon said Chesapeake will continue to court joint venture partners for its interests, including those in the Niobrara
    shale in northeast Colorado and the Permian Basin in west Texas. And Chesapeake may sell its expertise to other companies considering shale plays overseas.

    But Chesapeake isn’t planning any foreign investments, McClendon said : « we aren’t going to Poland, we aren’t going to Canada, » he said. « In terms of spending Chesapeake capital overseas, I don’t see it. »

    Instead, McClendon pledged that Chesapeake, which he co-founded and took public in 1993, would shift its focus from natural gas to become a major oil producer.

    Natural gas prices have been in a prolonged slump due in part to the glut of supply created by the shale frenzy. But gasoline-like condensate, which trades on par with oil,
    is abundant in many shale formations–although not in volumes that could drive the price of oil down.

    http://www.tradingmarkets.com/news/stock-alert/chk_-us-shale-discovery-bonanza-is-over-chesapeake-ceo-1228622.html

    Site de Chesapeake Energy :

    http://www.chk.com/Pages/default.aspx

    Gaz de schiste en Chine :

    La Chine s’est fixé un objectif de production de 30 milliards de mètres cubes par an à partir des schistes, ce qui équivaut à presque la moitié de sa consommation de gaz en 2008. Les zones « potentielles » sont très répandues en Chine, mais encore peu développées. En novembre 2009, le président américain Barack Obama s’est engagé à partager les technologies d’extraction des gaz de schiste avec la Chine et à encourager les investissements américains dans le développement de ces derniers en Chine.

    Ce pays a ouvert un Centre national de recherche sur le gaz de schiste en août 2010. Elle pourrait disposer de réserves totalisant 30 billions de mètres cubes.

    et en Inde :

    Reliance Industries Limited (E & P), RNRL et Genpact ont exprimé leur intérêt dans le développement des gaz de schiste en Inde. Reliance Industries a investi 1,7 milliard de dollars pour acquérir une participation de 40 % dans Atlas Energy, qui possède des droits gaziers dans le Marcellus Shale dans le nord-est des États-Unis. L’exploitation des gaz de schiste en Inde est compliquée par le fait que les baux d’exploration pétrolière émis
    par le gouvernement ne sont valides que pour les ressources conventionnelles et ne comprennent pas les sources non conventionnelles, comme le gaz de schiste.

    En août 2010, une délégation de fonctionnaires du ministère du Pétrole, dirigée par le directeur général des hydrocarbures, a rencontré des représentants de
    l’US Geological Survey à Washington dans le but d’établir une collaboration afin d’identifier et d’exploiter cette ressource en Inde. Les géologues indiens ont procédé à l’identification préliminaire de certaines zones propices, dont le bassin de Cambay au Gujarat, le bassin Assam-Arakan dans le nord de l’Inde et le bassin du Gondwana dans le centre du pays.

    Quelques aspects environnementaux :

    La fracturation nécessite des quantités énormes d’eau – le recyclage n’est que partiel et souvent insatisfaisant – et d’additifs chimiques confidentiels. De nombreuses plaintes se sont élevées face aux craintes de contaminations des aquifères utilisés pour la consommation locale. Les opérateurs répondent « qu’il y a une grande épaisseur les séparant », mais il suffit du temps et de points faibles (puits mal cimentés etc) ou des zones plus à risques pour
    qu’il y ait communication et pollutions, y compris à long terme, d’autant que le déclenchement de micro-tremblements de terre est relativement fréquent. En outre, dans l’exemple des mines à des profondeurs importantes en Afrique du Sud (6000 mines abandonnées autour de Johannesburg), le gouvernement, qui déclare ne pas disposer des financements nécessaires face à ce problème complexe, commence à s’inquiéter de la remontée rapide (30 cm par jour) des eaux polluées et de l’approvisonnement de la vile.

    Les émissions de gaz a effet de serre du gaz de schiste sont plus élevées que celle du charbon ou du mazout, ce qui contredit le fait que ce serait selon ses producteurs un bon choix d’énergie de transition :

    Une étude publiée par le professeur Robert W. Howarth de l’Université Cornell en 2010 constate qu’une fois calculé l’impact des émissions fugitives de méthane dans le cycle de vie, les émissions de gaz à effet de serre (GES) produites par les gaz de schiste sont plus élevées que celles du charbon et du mazout. Elle confirme d’autres études dans ce sens.

    Pour mémoire, le méthane (CH4) est de loin le principal composant du gaz naturel. Il est un gaz à effet de serre 25 fois plus puissant que le CO2. Des produits chimiques sont ajoutés à l’eau pour faciliter le processus de fracturation utilisé pour libérer le gaz naturel. Les volumes d’eau contaminée sont généralement conservés dans des bassins de surface avant d’être transportés par camion-citerne ou réinjectés dans le sol.

    Pr. Robert W. Howarth, Université Cornell :

    « Methane is the main ingredient of natural gas, and is a greenhouse gas that is 72-fold more potent in radiative forcing than carbon dioxide (when compared on a 20-year time frame). As a result, even small methane leakages can have a large influence on the greenhouse-gas footprint of shale gas development. Our preliminary results indicate that this greenhouse-gas footprint of Marcellus Shale gas may be quite large, probably at least twice as great as the
    emissions from just the burning of the gas, and quite possibly several fold larger.

    That is, shale gas is not a clean fuel, and appears to be a poor choice as a transitional fuel over the coming decades if the US is serious about addressing global climate disruption. I am happy to share the details of the analysis with EPA » (Agence de Protection de l’Environnement)

    http://sp.cce.cornell.edu/EnergyClimateChange/NaturalGasDev/Documents/PDFs/Howarth%20statement%20to%20EPA%20–%2015%20Sept%20%202010.pdf

    Site du Département Energies de l’Université Cornell :

    http://sp.cce.cornell.edu/EnergyClimateChange/NaturalGasDev/Pages/CCECornellMarcellusShaleTeam.aspx

    Potential Relationship to Drinking Water Resources :

    To frame research questions on the potential impacts of the HF lifecycle on drinking water resources (surface and underground sources of drinking water), mechanisms of potential water quality impairment need to be identified in the context of local geology and hydrology. Potential impacts to drinking water resources may be associated with the chemicals and fluids used in the fracturing process, biogeochemical and physical-chemical reactions triggered by HF, leakage from gas-bearing formations, or on-site runoff. Water, waste, and chemical management practices also have potential to impact drinking water resources depending on: the source and quantity of make-up water; on-site activities; and treatment, discharge, and/or reuse approaches for produced water and stormwater. There is also potential for local drinking water resources to be impacted by the withdrawal of water for use during HF. In addition, hydraulic connections between ground and surface waters may result in cross-contamination.

    http://yosemite.epa.gov/sab/SABPRODUCT.NSF/0/3B745430D624ED3B852576D400514B76/$File/Hydraulic+Frac+Scoping+Doc+for+SAB-3-22-10+Final.pdf

    En complément – situation quantitative de différentes énergies :

    Le pic pétrolier mondial (sur 64 pays producteurs, 18 ont passé le pic) est accepté par beaucoup dont AIE, Chevron, Shell, Total, Statoil, Toyota, Volvo, US Corps of Engineers, USDoD, l’armée allemande, UK, Sweden.

    Les sceptiques sont : OPEP, EIA (hors Sweetman), CERA et Exxon-Mobil. A souligner que CERA a refusé un pari de 100.000 $ avec ASPO USA sur leurs prévisions en 2017 !

    Pétrole offshore :

    Il y a peu de potentiel sous 6000 m de profondeur de sédiments parce que l’on est sous la fenêtre a huile. Ceci contredit la théorie du pétrole abiogénique (ou abiotique)!

    Etude détaillée Association pour l’étude des pics de production de pétrole et de gaz naturel :

    http://aspofrance.viabloga.com/files/JL_Sophia2010_part1.pdf

    http://aspofrance.viabloga.com/files/JL_Sophia2010_part2.pdf

    Sites internationaux :

    http://aspofrance.viabloga.com/texts/documents#xc

    Petites phrases récentes :

    11.2010 – Ministre saoudien du Pétrole Ali al-Nouaïmi :

    « Certains gouvernements mettent l’accent sur l’énergie verte comme un moyen de parvenir à une indépendance énergétique. A force de répéter les avantages induits
    par les énergies renouvelables, « on crée une situation difficile pour le pétrole ».

    03.11.2010 – Andy Swiger, vice-président directeur d’Exxon Mobil :

    À l’échelle mondiale, la demande en énergie devrait augmenter de près de 20 % d’ici 2030, cette augmentation de taille devant être plus prononcée dans les pays en voie de développement. En même temps, les préoccupations liées aux risques de changement climatique sont de plus en plus nombreuses, justifiant les mesures prises par les gouvernements, le secteur de l’industrie et les consommateurs en vue de réduire les émissions de CO2.

    Les gains en efficacité énergétique d’ici à 2030 devraient réduire la croissance de la demande en énergie mondiale d’à peu près 65 % et ainsi partiellement endiguer les émissions de CO2 qui en découlent. Le moyen le plus sous estimé pour parvenir à un futur plein d’énergie et avec de faibles émissions de CO2 réside dans le domaine de l’efficacité énergétique ».

    • Toujours aussi documenté et pertinent , un grand merci à vous Olivia ….
      🙂

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