Vision stratégique du secteur de l’énergie en Tunisie (Phase II) Le gaz naturel : État des lieux, enjeux, perspectives et options d'ici l’horizon 2030 Copyright © 2017 Tous droits réservés La Banque internationale pour la reconstruction et le développement/ LE GROUPE DE LA BANQUE MONDIALE 1818 H Street, NW | Washington DC 20433 | États-Unis d’Amérique Cette publication a été élaborée grâce au soutien technique et financier du Programme d’Assistance à la Gestion du Secteur Energétique (ESMAP) et de la Banque Mondiale. L'ESMAP, un programme global d'assistance technique et de gestion administré par la Banque Mondiale, aide les pays à revenu faible et intermédiaire à accroître leur savoir-faire et leur capacité institutionnelle à trouver des solutions énergétiques respectueuses de l'environnement pour la réduction de la pauvreté et la croissance économique. L'ESMAP est financé par l'Australie, l'Autriche, le Danemark, la Commission Européenne, la Finlande, la France, l'Allemagne, l'Islande, le Japon, la Lituanie, les Pays-Bas, la Norvège, la Suède, la Suisse, le Royaume-Uni, et le Groupe de la Banque Mondiale. Les constatations, interprétations, et conclusions exprimées dans ce rapport n’engagent que les auteurs et ne doivent en aucun cas être attribuées à la Banque Mondiale, ni à ses organisations affiliées, ni aux membres de son conseil d’administration pour les pays qu’ils représentent, ni à l’Union Européenne, ni à l’ESMAP. La Banque Mondiale, l’Union Européenne, et l’ESMAP ne garantissent pas l’exactitude des informations contenues dans cette publication et déclinent toute responsabilité relativement à toute conséquence de leur utilisation. Les frontières, couleurs, dénominations, et autres informations figurant sur toute carte de cet ouvrage n’impliquent aucun jugement de la part du Groupe de la Banque Mondiale à l’égard du statut légal de tout territoire ou de l’acceptation desdites frontières. Les rapports du Programme d’Assistance à la Gestion du Secteur Energétique (ESMAP) sont publiés afin de communiquer les résultats des travaux de l’ESMAP à la communauté travaillant au développement. Certaines sources citées dans ce rapport peuvent provenir de documents non officiels qui ne sont pas encore disponibles. 2 SOMMAIRE 3 TABLE DES MATIERES DETAILLEE I.1 OFFRE, DEMANDE ET COMMERCE MONDIAUX DU GAZ NATUREL ......................................... 17 I.1.1 L’offre de gaz naturel 17 I.1.2 La demande de gaz naturel dans le monde 20 I.1.3 Le commerce mondial du gaz naturel 21 I.2 DEVELOPPEMENT DU GNL ET ESSOR DU GAZ DE SCHISTE ....................................................... 21 I.2.1 Le développement du GNL 21 I.2.2 La révolution du gaz de schiste 23 I.3 EVOLUTION DES PRIX ................................................................................................................ 26 II.1 LA PRODUCTION ....................................................................................................................... 28 II.2 LA DEMANDE ............................................................................................................................ 29 II.3 LE COMMERCE DE GAZ NATUREL EN MEDITERRANEE ............................................................ 30 II.4 LE SECTEUR GAZIER DANS DES PAYS VOISINS DE LA TUNISIE ................................................. 31 II.4.1 L’Algérie 31 II.4.2 La Libye 33 II.4.3 L’Egypte 34 II.4.4 L’Italie 34 III.1 LA VALORISATION DU GAZ D'EL BORMA ................................................................................ 38 III.2 LE GAZODUC TRANS-TUNISIEN ............................................................................................... 38 4 III.3 MISKAR ET L'EVOLUTION DE LA PRODUCTION NATIONALE .................................................. 40 III.4 LE BILAN GAZIER ...................................................................................................................... 43 III.5 MIX ENERGETIQUES COMPARES ............................................................................................. 44 IV.1 MIX ELECTRIQUE ...................................................................................................................... 49 IV.2 METHODOLOGIE ...................................................................................................................... 53 IV.3 HYPOTHESES ............................................................................................................................ 53 IV.3.1 Le parc existant 54 IV.3.2 Les équipements "candidats" 54 IV.3.3 La demande 54 IV.3.4 Le prix du gaz 55 IV.4 RESULTATS ............................................................................................................................... 56 IV.4.1 Scénarios présentés 56 IV.4.2 Puissances installées et énergies produites 57 IV.4.3 Demande de gaz du secteur électrique 59 IV.5 RETOUR AU MIX ELECTRIQUE ................................................................................................. 60 V.1 SITUATION DE LA DEMANDE FINALE DE GAZ .......................................................................... 63 V.1.1 Structure de la consommation nationale par type d'énergie fossile 63 V.1.2 Structure de la consommation finale de gaz naturel par région 64 V.1.3 Structure de la consommation finale de gaz naturel par secteur 65 V.1.4 Structure de la consommation du secteur industriel par branche 66 V.2 PROJECTION DE LA DEMANDE FINALE DE GAZ ....................................................................... 68 V.2.1 Principales hypothèses 68 V.2.2 Extension du réseau de transport 70 V.2.3 Extension du réseau de distribution 70 V.2.4 Projection de la consommation finale de gaz naturel par secteur 72 VI.1 SITUATION GEOGRAPHIQUE ET CLASSIFICATION DES RESERVES .......................................... 73 VI.2 LES RESSOURCES EN GAZ "PROUVEES" ("2P") ....................................................................... 74 5 VI.2.1 Réserves et prévisions de production 74 VI.2.2 Concessions à mettre prochainement en exploitation 75 VI.2.3 Profils de production des réserves prouvées 75 VI.2.4 Projets d'infrastructure en cours 77 VI.3 LES RESSOURCES EN GAZ "CONTINGENTES" ("2C") ............................................................... 78 VI.3.1 Réservoir Ordovicien dans le Sud tunisien 78 VI.3.2 Champs marginaux gelés 80 VI.3.3 Profils de production des réserves contingentes 81 VI.4 LES RESSOURCES EN GAZ "PROSPECTIVES" ("P50") ............................................................... 83 VI.4.1 Prospects et Leads de l'Ordovicien et de l'Acacus dans le Bassin de Ghadamès 83 VI.4.2 Gaz acide du Golfe de Gabès 83 VI.4.3 Gaz de schiste 84 VI.5 POTENTIEL TOTAL DE GAZ NATUREL ...................................................................................... 87 VI.6 CONCLUSIONS ......................................................................................................................... 89 VII.1 LE CODE DES HYDROCARBURES ............................................................................................. 90 VII.1.1 Le marché 90 VII.1.2 Le prix de cession du gaz naturel 91 VII.1.3 La fiscalité du gaz naturel 91 VII.1.4 Environnement de l’investissement et procédures administratives 93 VII.2 RÉSULTATS DU BENCHMARKING ........................................................................................... 94 VIII.1 DISTORSIONS TARIFAIRES ..................................................................................................... 97 VIII.1.1 Distorsion entre composante énergie et coût à l'importation 97 VIII.1.2 Distorsion tarifaire entre niveaux de pression 99 VIII.2 PRIX DU GAZ NATUREL vs AUTRES COMBUSTIBLES ............................................................ 99 VIII.2.1 Le cas de l’industrie lourde 100 VIII.2.2 Le cas de l'industrie légère et du gros tertiaire 101 VIII.2.3 Le cas des ménages 102 VIII.3 EFFICACITE ELECTRIQUE ...................................................................................................... 105 VIII.3.1 Efficacité en amont (production d'énergie électrique) 106 6 VIII.3.2 Efficacité en aval (consommation d'électricité) 107 IX.1 BILAN DEMANDE vs PRODUCTION NATIONALES DE GAZ .................................................... 110 IX.2 SCENARIOS............................................................................................................................. 112 IX.4 LA QUESTION DE L'APPROVISIONNEMENT .......................................................................... 115 X.1 ASPECTS TECHNIQUES ........................................................................................................... 117 X.2 ASPECTS ECONOMIQUES ....................................................................................................... 117 X.2.1 Investissements 117 X.2.2 Coûts opératoires 118 X.2.3 Coûts de service 119 X.3 ASPECTS COMMERCIAUX ...................................................................................................... 120 X.4 CONCLUSIONS ........................................................................................................................ 121 7 LISTE DES FIGURES Figure 1 : Répartition des réserves prouvées de gaz naturel par zone géographique (2015) ...................................... 17 Figure 2 : Répartition de la production mondiale de gaz naturel par zone géographique (2015) ............................... 17 Figure 3 : Durée de vie estimée des réserves prouvées à fin 2015 (hors gaz de schiste) ........................................... 18 Figure 4 : Evolution de la production mondiale de gaz naturel par zone géographique .............................................. 19 Figure 5 : Evolution de la consommation mondiale de gaz naturel par zone géographique ....................................... 20 Figure 6 : Mouvements commerciaux majeurs du gaz naturel en 2015 (milliards de m3) ......................................... 21 Figure 7 : Exportations de GNL par pays (Source : BP Statistical Review 2016) .......................................................... 22 Figure 8: Importations de GNL par principales zones géographiques .......................................................................... 22 Figure 9: Nouvelles capacités d’exportation et d’importation de GNL prévues pour 2015-2016 ................................ 23 Figure 10: Principaux bassins de pétrole et de gaz de schiste à travers le monde (source EIA) ................................. 24 Figure 11: Répartition des ressources mondiales en gaz de schiste techniquement récupérables (Source : EIA) ............ 24 Figure 12: Répartition des ressources récupérables en gaz de schiste en Afrique (Source : EIA) ................................ 25 Figure 13: Evolution des prix du gaz naturel par marché en $/MBTU ......................................................................... 26 Figure 14: Différenciation des prix du gaz naturel entre les principaux marchés, en $/MBTU .................................... 26 Figure 15: Evolution des prix internationaux du gaz naturel par marché entre 2014 et 2015 ($/MBTU) .................... 27 Figure 16 : Dénomination des sous-régions euro-méditerranéennes ........................................................................ 28 Figure 17: Infrastructures de gaz naturel euro-méditerranéenne (Source : OME) ...................................................... 30 Figure 18 : Gazoducs Maghreb-Europe installés ou en projet ..................................................................................... 31 Figure 19 : Perspectives de production de demande locale et d’export de gaz en Algérie Horizon 2030 (en Gm3) ....... 32 Figure 20 : Evolution de la consommation de gaz en Italie 2004-2014 en Gm3 (Source BP Statistical Review 2015).. 35 Figure 21: Importations de gaz en Italie par mode, en Gm3 (Source BP Statistical Review 2015) .............................. 35 Figure 22: Provenance des importations italiennes de gaz naturel par gazoduc, en Gm3 ........................................... 36 Figure 23 : Provenance des importations italiennes de GNL, en Gm3 (Source BP Statistical Review 2015) ............... 36 Figure 24 : Production nationale de pétrole et de gaz naturel en 2015 (Mtep) ......................................................... 40 Figure 25: Disponibilités et consommation nationales d'hydrocarbures 1966-2015 (M tep) .................................... 40 Figure 26 : Consommation nationale d'hydrocarbures 1966-2015 (M tep) ............................................................... 41 Figure 27: Parts des consommations de gaz et de produits pétroliers dans le bilan énergétique (%) ....................... 41 Figure 28 : Part de l’énergie primaire dédiée à la production de l'électricité (en %).................................................. 42 Figure 29 : Consommation et production nationales de gaz naturel 1972-2015........................................................ 43 Figure 30: Evolution du forfait fiscal perçu au titre du transit par le Gazoduc Trans-tunisien (1983-2015) .............. 43 Figure 31: Bilan gazier 2010-2015 (en % de la consommation nationale de gaz) ....................................................... 44 Figure 32: Mix énergétique tunisien 2015 (Mtep-pci) ................................................................................................ 44 Figure 33: Part du gaz naturel dans la demande totale d’énergie primaire en 2015,................................................. 45 Figure 34: Part du gaz naturel dans la demande totale d’énergie primaire en 2015,................................................. 46 Figure 35 : Part de la consommation de gaz Figure 36 : Part des importations de gaz .................. 47 Figure 37: Mix électriques 2014 comparés (Source : d'après The Shift Project Data Portal ) .................................... 50 Figure 38: Part des importations de gaz dans la production d'électricité en 2014 ..................................................... 50 Figure 39: Mix électrique tunisien 2015 ..................................................................................................................... 51 Figure 40: Parc thermique installé ou décidé .............................................................................................................. 54 Figure 41: Monotones de puissances classées pour des facteurs de charge de 51 et 54 % ....................................... 55 Figure 42 : Prévision de la demande d'électricité : ..................................................................................................... 55 Figure 43: Scenarios de prix du gaz naturel................................................................................................................. 56 Figure 44: Puissances installées et Energies produites pour divers scénarios ........................................................... 58 Figure 45: Scenarios de demande de gaz du secteur électrique (Mtep) ..................................................................... 59 Figure 46: Mix électrique Horizon 2030 dans le Scénario "Tout Gaz"......................................................................... 60 Figure 47: Mix électrique Horizon 2030 dans le Scénario "EnR 30% en 2030" ........................................................... 60 Figure 48: Mix électrique Horizon 2030 dans le Scénario "EnR 30% en 2030 + Interconnexion 2x600 MW" ............ 60 Figure 49: Carte du réseau tunisien de transport d'électricité ................................................................................... 61 Figure 50: Répartition de la consommation d'énergie fossile par produit en Mtep-pci et en % (2015).................... 63 Figure 51: Répartition de la consommation d'énergie fossile par secteur et par produit .......................................... 63 Figure 52: Répartition géographique du nombre d'abonnés au gaz naturel (2015) .................................................. 64 Figure 53: Structure sectorielle de la consommation finale de gaz naturel (2015) ................................................... 65 Figure 54: Structure de la consommation du secteur industriel par type de combustible (2015) ............................. 65 Figure 55: Structure de la consommation par branche industrielle en ktep et en % (2015) ...................................... 66 Figure 56: Consommation de gaz naturel et de petcoke, des cimenteries (ktep) ..................................................... 67 Figure 57: Consommation unitaire des clients résidentiels et du petit tertiaire, par région ...................................... 68 Figure 58: Investissement transport ramené au volume remplaçable par le gaz ....................................................... 70 Figure 59: Evolution de la longueur du réseau gaz (en milliers de km) ...................................................................... 71 Figure 60: Répartition du potentiel de consommation de gaz par produit de substitution en ktep .......................... 71 Figure 61: Répartition du potentiel de substitution par région en ktep ..................................................................... 71 Figure 62: Carte de la Tunisie - Infrastructure pétrolière et gazière & Situation des champs d’hydrocarbures ....... 73 Figure 63: Estimations de production minimale de gaz commercial .......................................................................... 75 Figure 64: Estimations de production maximale de gaz commercial .......................................................................... 75 Figure 65: Infrastructure pétrolière et gazière avec nouveaux projets....................................................................... 77 Figure 66: Coupe schématique d’un puits dans le bassin de Ghadamès .................................................................... 79 Figure 67: Infrastructure pétrolière du Golfe de Gabès .............................................................................................. 80 Figure 68: Estimations de production minimale de gaz commercial .......................................................................... 82 Figure 69: Estimations de production maximale de gaz commercial .......................................................................... 82 Figure 70: Extension et profondeur des deux Roches mère Silurienne (à gauche) et Dévonienne (à droite) ............ 84 Figure 71: Profils de production typique d'un puits Figure 72: Profils de production typique d'un champ .. 84 Figure 73: Estimations de production de gaz commercial .......................................................................................... 85 Figure 74: Profil de production potentielle de gaz ...................................................................................................... 88 Figure 75: Profil de production potentielle de gaz ...................................................................................................... 88 Figure 76: Taux de redevance applicable en fonction du rapport R ........................................................................... 91 Figure 77: Taux de l'impôt pétrolier applicable en fonction du rapport R .................................................................. 92 Figure 78: Rentes de l'Etat comparées ........................................................................................................................ 95 Figure 79: Composante Energie par tarif ou tranche de tarif et coût du gaz naturel à l'import en DT/tep (2016) ... 98 Figure 80: Composante Energie par tarif ou tranche de tarif (2016) .......................................................................... 98 Figure 81: Prix de vente moyens comparés 2000-2015 par tarif ou tranche de tarif (DT/tep) .................................. 99 Figure 82: Prix de vente moyens comparés HTVA pour l'industrie lourde ............................................................... 100 Figure 83: Prix de vente moyens comparés HTVA pour l'industrie légère et le gros tertiaire .................................. 101 Figure 84: Prix de vente moyens comparés TTC gros usagers domestiques .......................................................... 103 Figure 85: Prix de vente moyens comparés pour les petits usagers domestiques ................................................... 103 Figure 86: Répartition en % des clients au tarif BP1 selon le nombre, le volume et la valeur .................................. 105 Figure 87: Consommation spécifique en tep pci /GWh ............................................................................................ 106 Figure 88: Courbe de charge journalière du réseau électrique tunisien (3 mai 2016).............................................. 107 Figure 89: Consommation spécifique "marginale" (Moyenne horaire en tep/ GWh) .............................................. 109 Figure 90: Scenarios de demande + profil de production potentielle de gaz ........................................................... 111 9 Figure 91: Scenarios de demande + profil de production potentielle de gaz ........................................................... 111 Figure 92: Scenario PASSIF (en ktep pcs)................................................................................................................... 113 Figure 93: Scenario DYNAMIQUE (en ktep pcs)......................................................................................................... 113 Figure 94: Solde de la Balance Gaz (Production nationale moins Consommation) 2017-2030 ................................ 114 Figure 95: Taux de dépendance gazière 2017-2030.................................................................................................. 114 Figure 96: Ventilation des coûts d’investissement .................................................................................................... 118 Figure 97: Ventilation des coûts d’exploitation......................................................................................................... 118 Figure 98: Compétitivité du GNL ............................................................................................................................... 119 Figure 99: Coûts de service (terminal on shore vs flottant) en fonction du prix du gaz ........................................... 120 Figure 100: Disponibilités en GNL par pays ............................................................................................................... 120 10 EXECUTIVE SUMMARY La Tunisie est parvenue, jusqu’au début des années 2000, à assurer l’équilibre de sa balance énergétique. Toutefois, la croissance soutenue de la demande de gaz naturel, conjuguée au déclin de la production locale, a engendré un déficit qui atteint à présent la moitié des besoins environ. Cette situation est d'autant plus préoccupante que le gaz naturel représente aujourd'hui 50% du mix énergétique, principalement du fait du secteur électrique, dont c’est le combustible quasi exclusif. La synergie mutuellement bénéfique entre ces deux formes d'énergie ne serait-elle pas en train de se transformer en dangereuse dépendance ? Le schéma actuel peut-elle perdurer ? Avant de résumer les principaux éléments de réponses à ces questions, qui sont au cœur du présent rapport, on relèvera tout d'abord que le rôle majeur du gaz sur la scène énergétique n'est pas spécifique à la Tunisie (Paragr.III.5 Chap.III et Paragr.IV.1 Chap.IV). Et pour de bonnes raisons ! En effet, le gaz convient particulièrement bien à la production d’électricité, qu’il s’agisse:  de passer la pointe journalière avec le maximum de souplesse (turbines à gaz) ; ou bien  de produire en base au moyen de centrales à cycle combiné, moins coûteuses et plus efficaces que les centrales thermiques "à vapeur" classiques. Il faut ajouter que si le gaz naturel a acquis une telle importance dans le mix énergétique tunisien, c'est du fait de l'heureuse conjonction de deux facteurs :  la disponibilité de la ressource sur le territoire national, sans marché au départ, avec la perspective de rentrées fiscales liées à la production gazière ;  la volonté du producteur d'électricité, de saisir cette opportunité avec la célérité et pour le volume requis. Toutefois, depuis l'apparition d'un déficit, la relation offre-demande s'est inversée : tandis qu'auparavant, le gaz tunisien était en attente d'un marché, voilà à présent que ce sont le producteur d'électricité et avec lui les autres utilisateurs de gaz venus dans son sillage, qui se trouvent à présent en position de demandeurs. S'ils font appel à cette forme d'énergie, c'est qu'ils y trouvent leur avantage. Sauf que pour l'Etat tunisien, cet avantage n'est pas abondé, quand il s'agit de gaz importé, comme c'est le cas avec le gaz national, dont l'exploitation génère des revenus fiscaux. Ceci dit et mis à part le charbon qui crée peut-être plus de problèmes qu'il n'en résout, la Tunisie ne dispose pas, en l'état actuel des techniques, d'alternative susceptible de supplanter le gaz dans la production d'électricité, laquelle absorbe les 3/4 de sa consommation. 11 S'agissant alors de "modèle" énergétique, la vraie question serait de se demander non pas si le gaz a encore un avenir dans ce pays, mais plutôt comment exploiter au mieux ses précieux atouts, tout en contournant le risque d'en devenir l'otage. Dans ces conditions, des efforts tous azimuts doivent être déployés au plus tôt pour réduire le gap résultant d'une prolongation à l'identique des tendances actuelles (Business as usual). Ceci implique la mise en œuvre d'une politique de relance de l'offre et de maitrise de la demande, dont la présente étude revisite quelques composantes.  Volet de l'offre Le chapitre VI récapitule dans le détail les différentes catégories de réserves gazières susceptibles de contribuer à satisfaire la demande nationale, durant les vingt prochaines années. Il conclut que les réserves "prospectives" correspondant à la formation géologique de l'Ordovicien et surtout au Gaz de schiste du bassin de Ghadamès, représentent le plus gros potentiel gazier du pays pour la période de 2025 à 2035, et même au-delà. Encore faut-il que l'exploitation de ces réserves, si elles sont découvertes après relance de l'exploration, s'avère techniquement faisable, économiquement justifiée, et bien sûr écologiquement acceptable. Dans le contexte que nous venons de rappeler, la confirmation de l'existence ou non de ces gisements hypothétiques, dont la dimension supputée fait rêver ingénieurs et économistes, à côté d'autres ressources gazières que le sous-sol tunisien pourrait receler, revêt un caractère éminemment stratégique. Il est donc urgent de décider des meilleurs moyens d’en promouvoir l'exploration. Le cadre législatif et réglementaire qui régit la prospection et l'exploitation des hydrocarbures fait l'objet, au chapitre VII, d'une comparaison entre statuts respectifs du pétrole et du gaz, ainsi que d'un benchmarking entre pays maghrébins. Il serait opportun de l'amender dans un sens plus favorable au gaz qui, pour des motifs techniques et/ou commerciaux, suscite en général moins d'intérêt que l'huile de la part des compagnies pétrolières.  Volet de la demande Les chapitres IV et V traitent de la demande prévisionnelle de gaz naturel, respectivement en tant qu'énergie primaire pour le secteur électrique, et en tant qu'énergie finale pour les autres secteurs d'activité et les ménages.  Pour ce qui concerne l’électricité (Chap. IV), le programme d’équipement en moyens de production a été optimisé par l'équipe de planification de la STEG pour diverses options de développement du parc : - Poursuite optimale de la configuration "Tout Gaz", reposant essentiellement sur le gaz. - Production de 30% de l'électricité à partir d'énergies renouvelables (EnR) en 2030. - Pose en 2022 et 2026, entre la Tunisie et l’Italie, de deux lignes d'interconnexion sous-marines, de 600 MW chacune, en vue de l’importation d’énergie électrique. 12 La conjugaison d'une contribution des EnR de 30% à la production électrique d'ici 2030 et de la pose des deux câbles de 600 MW entre le Cap Bon et la Sicile en 2022-2026, permettrait de stabiliser la demande de gaz autour de 5 Mtep par an jusqu'à 2030, et ferait économiser globalement 2,7 Mtep par an à cet horizon (Fig.45 Paragr.IV.4.3 Chap.IV). L'impact majeur de ces deux programmes sur la consommation nationale d'énergie fossile et la dépendance gazière du pays ne peut qu'encourager fortement à les concrétiser, sachant que le poids du gaz dans le mix électrique de 2030 se réduirait alors à 40% (Fig.48 Paragr.IV.5 Chap.IV), contre 98% dans le scénario "Tout Gaz" (Fig.46 Paragr.IV.5 Chap.IV). Outre les diverses actions ci-dessus, qui concernent l'amont du secteur électrique (efficacité de la production, recours intensif aux EnR, importation d'électricité), la maîtrise de la demande de gaz commande d’intervenir aussi en aval, sur la consommation d'électricité. Sobriété et efficacité à ce niveau réduiraient la demande et donc la puissance appelée sur le réseau interconnecté, d'où une baisse des besoins des centrales électriques en énergie primaire et par conséquent en gaz naturel. Ne faisant qu'évoquer la climatisation au gaz, en tant que "raccourci thermique" qui mériterait bien une étude spécifique, le présent rapport suggère une mesure d'ordre tarifaire visant à rationaliser la consommation électrique (Paragr.VIII.3. Chap.VIII). Elle consiste à introduire, comme c'est déjà le cas en Moyenne et en Haute Tension, un tarif à Postes Horaires qui intéresserait les plus gros consommateurs d'électricité Basse Tension. Dès lors que ce tarif refléterait la modulation horaire de la consommation spécifique des centrales, il inciterait l'utilisateur averti à gérer ses divers usages électriques en conséquence. Client et fournisseur y trouveraient tous deux leur compte : le consommateur en allégeant sa facture, le producteur d’électricité en réduisant ses importations de gaz. Notons enfin que la part du gaz destinée à la production d'électricité, qui se situe actuellement autour de 75% de la consommation totale, baisserait à l'horizon 2030 à environ 60% dans le scénario "Tout Gaz" et 40% dans la combinaison "EnR 30% + Interconnexion". La part vendue aux autres utilisateurs (industrie, tertiaire et résidentiel) passerait corrélativement à 40% et 60%, respectivement, contre 25% environ aujourd'hui.  Pour ce qui est de la demande finale de gaz (donc hors électricité), le chapitre V parcourt les différents secteurs d'activité et en particulier l'industrie, qui représente les deux-tiers de la consommation finale dans son ensemble et 90% de la consommation finale hors ménages. On y trouve les hypothèses d'évolution de la demande d'ici 2040, lesquelles tiennent compte de l'extension en cours des réseaux de transport et distribution. La consommation finale de gaz doublerait en 15 ans, passant de 1,4 million de tep aujourd'hui à près de 3 millions en 2030. La part des secteurs résidentiel et tertiaire passerait progressivement de 1/3 actuellement à 1/2 en 2040, à égalité alors avec l'industrie dont le poids (2/3 actuellement) se réduirait corrélativement. Le nombre de clients raccordés au réseau (770 000 à fin 2015) franchirait le cap du million en 2020, dépasserait 1,5 million en 2030 et atteindrait les deux millions avant 2040. 13 Avec le programme d'extension en cours, les réseaux de transport et de distribution verraient chacun leur longueur augmenter de moitié d’ici 2020 (Fig.59 Paragr.V.2.3 Chap.V). Toutes ces projections étant établies, il est à noter qu'un ciblage, dans la substitution du gaz aux divers produits pétroliers qu'il est appelé à remplacer (gasoil, GPL, pétrole lampant, fuel lourd …), pourrait réduire le volume des demandes sectorielles ainsi projetées. Une telle sélectivité serait salutaire, car la nécessité de faire le meilleur usage du gaz, dont l'importation pèse aujourd'hui si lourdement sur la balance commerciale, devrait normalement conduire à encourager la pénétration du gaz uniquement là où il est porteur d'une vraie valeur ajoutée. Il faudrait par ailleurs veiller à respecter un rapport adéquat entre les dépenses consenties (investissements d'infrastructure, frais d'exploitation) et les avantages liés aux qualités spécifiques du gaz naturel. Le fait que l'investissement par tep, dans certaines zones très éloignées du réseau, puisse revenir jusqu'à 10 fois plus cher qu'ailleurs (Fig.58 Paragr.V.2.2 Chap.V), ne peut laisser indifférent ! Une analyse coût-bénéfice, du point de vue du vendeur comme de l'acheteur, serait le moyen le plus transparent d'effectuer les bons choix. Or le système tarifaire actuel a été passablement distordu par les ajustements successifs du barème (Paragr.VIII.1.1 et VIII.1.2 Chap.VIII). Est-il acceptable par exemple, que les tarifs Haute Pression (HP), appliqués aux industries les plus grosses consommatrices, soient moins élevés que le prix du fuel-oil, alors que celui-ci est le combustible de base dans ce secteur (Paragr.VIII.2.1 Chap.VIII) ? Est-il acceptable qu'ils se situent encore plus bas que le coût à l'importation du gaz, avant même prise en compte des frais de transport et de distribution ? Des anomalies similaires dans les tarifs Moyenne Pression (MP) et Basse Pression (BP) sont examinées dans ce même chapitre VIII (Paragr.VIII.2.2 et VIII.2.3). Une mise à niveau tarifaire s'impose donc, particulièrement dans les secteurs industriel et tertiaire et chez les plus gros consommateurs domestiques. En revanche, cette révision ne devrait toucher les petits consommateurs à faible pouvoir d'achat que dans une moindre mesure. Outre le légitime traitement social des catégories vulnérables, il importe en effet de détourner celles-ci du gaz en bouteille, qui est subventionné encore plus lourdement que le gaz du réseau. Ce souci de retenue à l'égard de ce type d'usagers a d'ailleurs une implication financière limitée, vu sa part relativement réduite dans le chiffre d'affaires total de l'activité gazière (Fig.85 Paragr.VIII.2.3 b). Indépendamment des considérations d'ordre financier, les ajustements tarifaires auraient le double mérite d'orienter le consommateur vers les bons choix et de permettre au distributeur d'affecter judicieusement les disponibilités. Le cas des cimentiers, qui ont substitué le petcoke au gaz naturel après que leur coût d'accès à ce dernier ait été indexé sur sa vraie valeur à l'importation, est exemplaire à cet égard (Paragr.V.1.5.a et Paragr.VIII.2.1). Il démontre comment la logique des prix peut opérer correctement, pour peu qu'elle soit bien comprise ... 14  La confrontation offre-demande et la question de l'approvisionnement en gaz Le rapprochement des projections de l'offre et de la demande nationales de gaz (chapitre IX), permet d'établir un bilan gazier complet. Vu la multiplicité des combinaisons possibles, un choix doit être fait entre les diverses hypothèses présentées aux chapitres IV, V et VI. Pour balayer le champ le plus large possible, deux scénarios extrêmes ont été retenus :  Le scénario "PASSIF" est le Business As Usual : - électricité "Tout Gaz", côté demande ; - réserves "prouvées", côté production nationale.  Le scénario "DYNAMIQUE" suppose : - une réduction de la demande de gaz du secteur électrique, par recours à la fois aux EnR et à l'importation d’électricité via l'interconnexion Tunisie-Italie ; - une réactivation de l'Exploration-Production qui aboutirait à confirmer puis produire les réserves "prospectives" de l'Ordovicien et surtout du Gaz de schiste. Il doit être ici bien compris que ces deux scénarios ont un caractère non pas prédictif, mais exploratoire : loin de chercher à prévoir le futur le plus probable, la démarche suivie vise à comparer les situations découlant des hypothèses "aux limites" aujourd'hui envisageables. Il leur correspond, comme on pouvait s'y attendre, des résultats contrastés à l'horizon 2030 :  dans le scénario PASSIF, le déficit actuel continue de s’aggraver, atteignant plus de 7 Mtep en 2030, d'où alors une dépendance totale du pays aux importations ;  dans le scénario DYNAMIQUE à l'inverse, le bilan offre-demande de gaz s'améliore progressivement jusqu'à aboutir à l'équilibre vers 2030. En revanche, et c'est là la justification ex post du choix des "hypothèses limites", il s'avère que d'ici le milieu de la prochaine décennie, le problème du déficit reste posé en tout état de cause, avec évidemment une différence d'amplitude entre scénarios :  Si le scénario PASSIF finissait malheureusement, à force d'inertie, par s’imposer, le gap dépasserait avant 2025 les 5 Mtep/an (Fig.94 Paragr.IX.2 Chap.IX), soit plus de deux fois le volume actuellement importé auprès de SONATRACH et qui est déjà important.  Dans le scénario DYNAMIQUE, pourtant très optimiste, le pays continuerait aussi à être confronté à un bilan gazier négatif en 2025, à un moindre degré bien entendu que dans le scénario précédent (Fig.94 Paragr.IX.2 Chap.IX). En attendant qu'un éventuel redressement significatif et durable de la production nationale et/ou la mise en œuvre de solutions alternatives (percée décisive des EnR ?) produisent leur plein effet dans la 2ème moitié de la prochaine décennie, le pays doit donc faire face à un déficit en gaz dans tous les cas de figure et même dans l'hypothèse la plus favorable. 15 Une telle perspective impose de trouver rapidement, pour le moyen terme, une source d'appoint et/ou de secours à l'approvisionnement traditionnel en gaz algérien. Ce besoin répond à un impératif d'ordre moins commercial que physique, qui découle à la fois de l'amplitude du gap et de l'unicité du point de livraison géographique actuel. A défaut d'une fourniture libyenne, inaccessible jusqu'à nouvel ordre, un terminal GNL pourrait-il apporter ce complément nécessaire au moins à titre transitoire ? Le chapitre X résume une étude ad hoc effectuée sous l'égide de la Banque mondiale, et qui conclut en faveur d'une unité flottante ("FSRU") de 2 à 2,5 millions de tonnes de GNL. Il est donc recommandé de lancer au plus tôt des études détaillées afin de confirmer ou infirmer cette option, et décider de la stratégie la plus appropriée. 16 LE GAZ NATUREL A L’ECHELLE MONDIALE I.1 OFFRE, DEMANDE ET COMMERCE MONDIAUX DU GAZ NATUREL I.1.1 L’offre de gaz naturel Le gaz naturel occupe aujourd’hui la troisième place dans la production mondiale d’énergie primaire, avec une part dépassant les 20%, après le pétrole et le charbon. La production du gaz, qui a atteint 3 540 milliards de m3 en 2015, provient essentiellement de la zone Europe-Eurasie (28%), de l’Amérique du Nord (28%) et du Moyen Orient (17%). Figure 1 : Répartition des réserves prouvées de gaz naturel par zone géographique (2015)1 Asie Pacifique Amérique Afrique 16% du Nord 6% 28% Moyen Orient 17% Europe & Eurasie 28% En 2015, les réserves prouvées de gaz s’élevaient à près de 190 000 milliards de m3. C'est le Moyen Orient qui en détient la plus grosse part, suivi par la zone Europe-Eurasie. Il faut signaler ici le cas de l'Iran, qui disposerait des plus grandes réserves prouvées de la planète (18% du total mondial), devant la Russie et le Qatar. La fin des sanctions économiques devrait permettre à ce pays d'être très présent dans les années à venir sur les marchés gaziers. Figure 2 : Répartition de la production mondiale de gaz naturel par zone géographique (2015) Amérique du Sud & Centrale 4% Asie Amérique Afrique Pacifique du Nord 8% 7% 8% Europe & Eurasie 30% Moyen Orient 43% 1 Sauf indication contraire, les figures et tableaux du présent chapitre I ont été établis par les auteurs du rapport, sur la base des données de : BP Statistical Review 2016 17 A l’échelle mondiale, le ratio Réserves/Production (hors gaz de schiste), qui exprime la durée estimée des réserves au rythme actuel de production, s'élevait à fin 2015 à un peu plus de 50 ans. Le Moyen Orient est en tête, bien sûr (129 ans en moyenne, 175 ans pour l'Iran !), suivi de l’Afrique puis de la zone Europe-Eurasie. Figure 3 : Durée de vie estimée des réserves prouvées à fin 2015 (hors gaz de schiste) Durée des réserves (années) 0 20 40 60 80 100 120 140 Amérique du Nord 13 Asie Pacifique 28 Amérique S & Centrale 43 Europe & Eurasie 57 Afrique 67 Moyen Orient 129 Le tableau 1 ci-dessous récapitule les données précédentes : Tableau 1 : Réserves prouvées et production en gaz naturel par zone géographique (2015) Région Réserves prouvées Production Ratio R/P (milliers de milliards de m3) (milliards de m3/an) (années) Amérique du Nord 13 7% 984 28% 13 Amérique du Sud et Centrale 8 4% 179 5% 43 Europe et Eurasie 57 30% 990 28% 57 Moyen Orient 80 43% 618 17% 129 Afrique 14 8% 212 6% 67 Asie et Pacifique 16 8% 557 16% 28 Total Monde 187 100% 3 540 100% 53 18 Au cours des dix dernières années, la production mondiale de gaz a connu une croissance annuelle moyenne de 2,4%. Sur la période récente, la plus forte variation est survenue aux Etats-Unis : +39 milliards de m3 (Gm3) entre 2014 et 2015, soit plus de la moitié de l’augmentation de la production mondiale et ce, grâce à la production de gaz de schiste et en dépit de la baisse de la production de gaz conventionnel. D’autres augmentations notables ont été enregistrées en Chine (+6 Gm3), en Australie (+6 Gm3), et surtout en Norvège (+8 Gm3), qui est en passe de redevenir le 3ème exportateur mondial de gaz, après la Russie et le Qatar. Figure 4 : Evolution de la production mondiale de gaz naturel par zone géographique Gm3 4000 3500 Asie Pacifique 3000 Afrique 2500 Moyen Orient 2000 Europe & 1500 Eurasie Amérique S & 1000 Centrale 500 Amérique du Nord 0 A moyen terme, selon les analystes, l’offre de gaz naturel devrait continuer à progresser un peu partout dans le monde, au rythme annuel moyen de 2%, à l’exception de l’Europe où il est prévu un déclin annuel moyen de 2%. 19 I.1.2 La demande de gaz naturel dans le monde En 2015, le gaz naturel représentait la 3ème source d’énergie dans le monde (24%), après le pétrole (33%) et le charbon (29%). La consommation mondiale de gaz naturel a augmenté en moyenne de 2,4%/an sur les dix dernières années. La croissance la plus forte a été observée en Iran (6,2%), en Chine (4,7%) et aux Etats-Unis (3%). Ces derniers restent les premiers consommateurs mondiaux de gaz, avec une consommation de 780 Mtep qui dépasse le total des 3 pays qui les suivent, soit Russie, Chine et Iran. Figure 5 : Evolution de la consommation mondiale de gaz naturel par zone géographique Gm3 4000 3500 Asie Pacifique 3000 Afrique 2500 Moyen Orient 2000 Europe & Eurasie 1500 1000 Amérique S & Centrale 500 Amérique du Nord 0 Dans l’avenir, la consommation de gaz devrait croître encore aux dépens du pétrole et du charbon, et ce, dans le cadre d’un bouquet énergétique mondial moins nuisible à l'environnement. On s’attend à ce que durant les vingt prochaines années, la demande mondiale augmente au rythme annuel moyen de 1,8%. Le supplément de demande viendrait principalement de l’Asie-Océanie (42%), suivie par le Moyen Orient (24%). C’est dans la production d’électricité que le gaz est appelé à jouer un rôle grandissant. 20 I.1.3 Le commerce mondial du gaz naturel En 2015, le commerce international du gaz naturel a traité 30% de la consommation mondiale soit environ 1 000 milliards de m3, dont deux tiers ont été transportés par gazoduc et le reste par méthanier, sous forme de GNL. Le planisphère ci-après visualise les principaux volumes et voies d'échange. Figure 6 : Mouvements commerciaux majeurs du gaz naturel en 2015 (milliards de m3) I.2 DEVELOPPEMENT DU GNL ET ESSOR DU GAZ DE SCHISTE I.2.1 Le développement du GNL Près de 340 milliards de m3 de Gaz Naturel Liquéfié (GNL) ont été vendus dans le monde en 2015 (dont 30% sur le marché spot), en provenance d'une vingtaine de pays dont neuf en Afrique et au Moyen Orient. Six pays ont assuré à eux seuls les trois-quarts de ces exportations : le Qatar (31%), l’Australie (12%), la Malaisie (10%), le Nigéria (8%), l’Indonésie (6%) et Trinidad Tobago (5%). 21 Figure 7 : Exportations de GNL par pays (Source : BP Statistical Review 2016) Autres 27% Qatar 32% Indonésie 6% Australie Nigéria 12% Malaisie 8% 10% Le Japon, la Corée du Sud et la Chine sont les plus gros acheteurs de GNL, avec environ 80% des importations de la région Asie-Pacifique, laquelle représente environ 70% du total mondial : Figure 8: Importations de GNL par principales zones géographiques Afrique Moyen Orient 1% 3% Amérique du Sud Japon et Centrale 35% 6% Asie 71% Corée du Sud Amérique du Europe 13% Nord 16% Chine 8% 3% Autres Asie 15% Une baisse de la demande asiatique a été constatée en 2015. Les flux d’importation ont en effet été détournés vers l’Ouest (notamment Europe et région MENA), ce qui s’explique par :  un marché asiatique "mou" et plus sensible aux prix, avec baisse de la demande et réduction des importations des trois principaux acheteurs : Japon, Corée du Sud (impact négatif de la crise économique sur la production industrielle et augmentation de la part du charbon dans la production électrique), Chine (ralentissement de la croissance de la demande de gaz et accroissement des importations par gazoduc) ;  l’augmentation des importations européennes nettes et notamment de l’Espagne, premier importateur européen dont la demande du secteur électrique a crû considérablement ;  l’émergence de nouveaux importateurs comme l’Egypte, le Pakistan et la Jordanie qui ont rejoint ce marché, avec des cargaisons provenant notamment du Qatar. 22 On s'attend à ce que d'ici les deux années à venir, le marché du GNL connaisse une forte progression, de l'ordre de 20% par an contre une moyenne de 5% durant les quatre dernières années. Le planisphère ci-après visualise les principales augmentations de capacité en cours de finalisation. Figure 9: Nouvelles capacités d’exportation et d’importation de GNL prévues pour 2015-2016 (milliers de milliards de m3/an) A moyen terme, le commerce international de GNL pourrait voir l’émergence de deux importantes sources nouvelles d’exportation, à savoir le Canada et le Mozambique. I.2.2 La révolution du gaz de schiste La question du gaz de schiste est un enjeu majeur pour le renouvellement des ressources mondiales de gaz. Selon les évaluations actuelles, il représente la plus grosse part des gaz "non conventionnels". Les ressources techniquement récupérables sont estimées par l'EIA américaine (Energy Information Administration) à 7,8 milliers de Tcf, soit le volume considérable de 220 000 milliards de m3 (220 000 Gm3), qui dépasse ainsi les réserves prouvées actuelles de gaz conventionnel (6,6 milliers de Tcf, soit près de 190 000 Gm3). La localisation de ces réserves supposées est présentée dans le planisphère suivant. 23 Figure 10: Principaux bassins de pétrole et de gaz de schiste à travers le monde (source EIA) Toujours selon l’EIA, les deux tiers des ressources en gaz de schiste seraient concentrés dans six pays : USA, Chine, Argentine, Algérie, Canada et Mexique. Figure 11: Répartition des ressources mondiales en gaz de schiste techniquement récupérables (Source : EIA) Autres Etats Unis 20% 15% Brésil 3% Chine Russie 4% 14% Afrique du Sud 5% Australie Argentine 6% 10% Mexique Canada Algérie 7% 7% 9% Les États-Unis, premiers consommateurs mondiaux de gaz, prévoyaient, au milieu des années 2000, d’importer 100 milliards de m3 de gaz naturel liquéfié (GNL) de là à 2020. Or ils en sont (re)devenus, depuis 2009, les premiers producteurs mondiaux, devant la Russie ! Pour l’économie américaine, cet essor consécutif à l'exploitation du gaz de schiste a constitué une véritable surprise. 24 L’EIA estime que les USA pourraient devenir exportateurs nets de gaz d’ici 2020 et exporter 3,5 Tcf (100 Gm3) par an à partir de 2030. Ces excédents pourraient alimenter les marchés européens et sud-américains, faciles à desservir à partir des terminaux de liquéfaction du Golfe du Mexique, compte tenu de leur relative proximité géographique. Des projets d'exportation sont à l’étude. Un 1er projet de terminal a reçu l'aval des autorités fédérales pour un début des exportations dès 2016, quatre autres projets étant en cours de validation. Au total, près de 90 Gm3 de capacité d’exportation pourraient être mis en place dans les prochaines années. Notons cependant que depuis la baisse récente des cours mondiaux du pétrole, plusieurs projets programmés ont été reportés, sinon arrêtés ou suspendus. L’exploitation de cette ressource a provoqué d’importants bouleversements sur les marchés mondiaux de l’énergie comme sur la compétitivité de certaines industries aux Etats-Unis eux-mêmes. Le gaz de schiste est aujourd'hui une réalité industrielle, nonobstant les débats qu'il suscite dans nombre de pays où il donne lieu à une forte contestation. Outre les USA, six pays ont adopté des politiques d'encouragement au gaz de schiste, tant au niveau de l’exploration (Chine, Algérie, Mexique et Argentine) que du développement (Canada et Argentine). Toutefois, vu les conditions géologiques et sociologiques, mais aussi industrielles qui y prévalent, nulle part l'essor du gaz de schiste ne saurait être aussi rapide qu’aux USA. En Afrique, six pays disposeraient de ressources en gaz de schiste, dont le cumul est évalué à 1 360 Tcf (38 Tm3), soit 17% des ressources mondiales : l’Algérie (707 Tcf), l’Afrique du Sud (390 Tcf), la Libye (122 Tcf), l’Egypte (100 Tcf), la Tunisie (23 Tcf soit 650 Gm3) et le Maroc (20 Tcf). Toutefois, à ce stade, seule l’Algérie a entrepris des activités d’exploration de gaz de schiste en forant 2 puits pilotes afin de tester la productivité de bassins ciblés. Figure 12: Répartition des ressources récupérables en gaz de schiste en Afrique (Source : EIA) Afrique Libye du Sud 9% 29% Egypte Tunisie 7% 2% Total des Réserves estimées de Gaz de schiste Maroc En AFRIQUE 1% 38 000 milliards de m3 Algerie 52% 25 I.3 EVOLUTION DES PRIX Contrairement au pétrole, le gaz n'a pas de prix mondial de référence unique. Il existe des marchés distincts, avec des écarts de prix importants entre le marché nord-américain (US Henry Hub) et le marché asiatique (Japan LNG), et un prix intermédiaire pour le marché européen (UK NBP). Une bonne partie de l’écart s’explique par le différentiel de fret, les marchés asiatique et européen étant plus éloignés des principales sources d’approvisionnement. Il faut toutefois rappeler qu’avant les années 2000, cet écart ne dépassait pas les 2 $/MBTU (soit 80 $/tep). Il a commencé à prendre de l’ampleur à partir de 2004, avec la remontée des prix du brut, sur lesquels les prix du gaz des marchés asiatiques et européens sont indexés (dans les contrats à long terme), alors que les prix du marché américain (généralement spot) n'y font pas référence et sont découplés du prix du baril de pétrole. Il est également à signaler que jusqu’en 2009, les tendances globales sur les 3 marchés étaient plutôt en phase. Une forte distorsion est néanmoins apparue, avec un pic en 2012 : le prix asiatique du gaz s’est envolé après de la catastrophe de Fukushima ; à l'inverse, l’essor du gaz non conventionnel aux USA s'est traduit, en Amérique du nord, par une baisse durable des prix. Figure 13: Evolution des prix du gaz naturel par marché en $/MBTU $/MBTU 18 Japan LNG 16 UK NBP 14 US Henry Hub 12 10 8 6 4 2 0 Figure 14: Différenciation des prix du gaz naturel entre les principaux marchés, en $/MBTU $/MBTU US Henry Hub UK NBP Japan LNG $/MBTU 16.8 9.5 10.3 6.5 3.7 2.8 2.8 2.6 1.9 1996 2012 2015 26 Entre 2014 et 2015, les prix du gaz ont diminué drastiquement, tout comme les prix du pétrole, lequel a perdu 50% de sa valeur en 6 mois. C’est ainsi que le prix "US Henry Hub" a chuté de 40%, celui du "Japan LNG" de 37%, et celui de "UK NBP" de 21%. Figure 15: Evolution des prix internationaux du gaz naturel par marché entre 2014 et 2015 ($/MBTU) 2014 2015 $/MBTU 20 15 16.3 10 8.3 10.3 5 6.5 4.4 2.6 0 US Henry Hub UK NBP Japan LNG Quant aux prix à long terme, les analystes pensent que la forte expansion du commerce de GNL et l’arrivée prochaine d’exportations massives en provenance des USA, du Canada, d’Australie, d’Afrique de l’Est et de Russie favoriseraient l’avènement d’un marché plus libre et plus intégré, avec des prix indexés essentiellement sur les références publiées par les hubs gaziers. Ainsi, l’écart des prix entre les trois principales zones, nord-américaine, européenne et asiatique, se rétrécirait dans un contexte de mondialisation du marché, dû à une forte expansion du commerce de GNL. C’est d’ailleurs déjà le cas de la majeure partie des quantités nouvelles de GNL mises sur le marché mondial et dont le doublement est prévu d'ici 2025. Dans son rapport "World Energy Outlook 2015", l’Agence Internationale de l’Energie (AIE) a estimé l'évolution future du prix du gaz à différents horizons (2020, 2030 et 2040) selon quatre scénarios : scénario Nouvelles Politiques, scénario Politiques Actuelles, scénario 450 et scénario Bas Prix du Brut (cf. Tabl.4 et Fig.43 Paragr.IV.3.2 Chap.IV). Elle y confirme la tendance au rapprochement des prix entre les différents marchés. Tableau 2 : Scénarios d’évolution des prix du gaz naturel ($/MBTU) Source : IEA-World Energy Outlook 2015 Nouvelles Politiques Politiques Actuelles 450 Bas Prix du Brut 2014 2020 2030 2040 2020 2030 2040 2020 2030 2040 2020 2030 2040 USA 4,4 4,7 6,2 7,5 4,7 6,3 7,8 4,5 5,7 5,9 4,7 6,2 7,5 Import 9,3 7,8 11,2 12,4 8,1 12,5 13,8 7,5 9,4 8,9 5,9 8,9 11,4 Europe Import 16,2 11,0 13,0 14,1 11,4 14,9 16,0 10,7 11,8 11,1 8,8 10,7 12,4 Japon Ecart 11,8 6,3 6,8 6,6 6,7 8,6 8,2 6,2 6,1 5,2 4,1 4,5 4,9 USA moins Import Japon 27 LE GAZ NATUREL DANS LA REGION MEDITERRANEENNE II.1 LA PRODUCTION Figure 16 : Dénomination des sous-régions euro-méditerranéennes2 NORD SUD-EST SUD-OUEST La région méditerranéenne recèle 4,5 % des réserves mondiales de gaz naturel. L’Algérie, l’Égypte et la Libye détiennent actuellement 90 % environ des réserves connues de la région (50% pour l'Algérie à elle seule). Davantage de réserves pourraient être situées dans le Sud- ouest, qui demeure sous-exploré, voire inexploré. En Méditerranée orientale du Sud, les découvertes off-shore importantes faites depuis 2009, et notamment en 2015 dans les eaux égyptiennes profondes, ont confirmé le potentiel considérable d'hydrocarbures de la région, sans compter le gaz non conventionnel dont la prospection n'y fait que commencer. Aujourd'hui, le gaz naturel représente près d'un quart de la production totale d'énergie de la région méditerranéenne. Sa production a connu une croissance significative de 3,1 % /an au cours des 25 dernières années. Elle s'est accrue d'un quart depuis 2000. Comme pour le pétrole, le Sud-ouest en est de loin le plus gros producteur, avec une part de 86 % en 2013. La part du Sud-est est de 8 % et celle du Nord de 6 %. D'ici à 2040, il est prévu une diminution moyenne de la production de 3,9 % par an dans la sous-région Nord. En revanche, la sous-région Sud-Ouest connaitrait un développement soutenu au rythme de 2,2 % par an, principalement en Algérie, Egypte et Libye. Quant à la région Sud-Est, elle aurait la plus forte croissance, avec un taux annuel moyen de 3,4 %, toujours sur la même période. 2 Sauf indication contraire, les figures du présent chapitre proviennent de l'Observatoire Méditerranéen de l'Energie (OME) 28 Prise globalement, la part de la région méditerranéenne dans la production mondiale de gaz augmenterait légèrement à 5,5 % en 2040. Selon les projections de l’Observatoire Méditerranéen de l'Energie (OME), la production de gaz de la région passerait de 173 Gm3 en 2013 à 215 Gm3 en 2020. Elle atteindrait un plateau de 310 Gm3 vers 2035, lors des pics de production algérien et égyptien, puis subirait un léger déclin. L'Algérie, l'Egypte et la Libye seraient exportateurs nets de gaz jusqu’en 2040. D’autres pays du Sud-est pourraient rejoindre ce groupe durant la prochaine décennie. Toujours selon les perspectives de l’OME, l'augmentation des exportations totales se situerait entre 55 et 120 Gm3 en 2040, dont plus de la moitié continuerait d'être assurée par l'Algérie. II.2 LA DEMANDE Le Nord avait une part dominante (70 %) dans la demande méditerranéenne totale de gaz en 1990. En 2013, le Sud a consommé pour la première fois davantage de gaz que le Nord. Alors que la France, l’Italie et l’Espagne ont représenté 45 % de la demande, l'Algérie, l'Egypte et la Turquie en ont représenté ensemble 43%. L’Italie reste le plus grand consommateur de gaz de la région, suivie de l'Egypte. Jusqu'à la fin des années 1990, le gaz naturel était utilisé, pour plus de la moitié, dans les secteurs industriels et résidentiels, l'industrie en absorbant, à elle seule, environ le tiers. Mais dans les années 2000, la demande de gaz pour la production d'électricité a fortement augmenté, doublant dans le Nord et le Sud-Ouest et triplant dans le Sud. Elle représente actuellement 30 % de la consommation nord-méditerranéenne de gaz, contre plus de 50 % dans les deux sous-régions du Sud. Selon les dernières "Mediterranean Energy Perspectives" de l’OME (MEP 2015), la part du gaz naturel dans le mix énergétique global méditerranéen augmenterait légèrement et dépasserait 30 % en 2040. L'augmentation proviendrait essentiellement du Sud. La demande de gaz naturel du Nord devrait légèrement augmenter jusqu'au milieu des années 2020, avant de diminuer lentement pour atteindre en 2040 des niveaux similaires à ceux de 2013, soit 130 Mtep environ. De ce fait, sa part dans la demande de l'ensemble méditerranéen chuterait, passant de 50 % environ en 2013 à moins de 30 % en 2040. En revanche, la croissance démographique et l'expansion économique dans les deux sous- régions du Sud entraineraient l’augmentation de leurs besoins en gaz . Ainsi, la demande du Sud-Ouest augmenterait de 2,9 % par an en moyenne au cours des 25 prochaines années, pour atteindre 190 Mtep en 2040. Le Sud-Est suivrait la même tendance, avec une hausse moyenne de 3,7 % par an pour atteindre 130 millions de tep en 2040. Dans le scénario OME tendanciel, le secteur électrique resterait le plus gros consommateur de gaz, comptant pour environ 45 % de la demande méditerranéenne totale en 2040. Dans le Nord, l’utilisation de gaz naturel pour la production d'électricité est censée rester plus ou moins constante sur la période étudiée soit 30 % environ de la demande totale, tandis que dans le Sud-Ouest et le Sud-Est, elle doublerait et triplerait, respectivement. 29 Dans le scénario OME volontariste (efficacité énergétique, énergies renouvelables), la consommation de gaz pour la production d'électricité serait sensiblement moins élevée. Dans le Nord, l’utilisation du gaz pour la production d'électricité continuerait à diminuer, tandis que dans le Sud, elle resterait stable, si bien que dans l'ensemble méditerranéen, l'industrie supplanterait le secteur électrique en tant que plus gros consommateur de gaz. II.3 LE COMMERCE DE GAZ NATUREL EN MEDITERRANEE Figure 17: Infrastructures de gaz naturel euro-méditerranéenne (Source : OME) Prise dans son ensemble, la région méditerranéenne est actuellement importatrice nette de gaz, les importations du Nord et du Sud-Est l'emportant sur les exportations nettes du Sud-Ouest. La région devrait rester globalement importatrice nette. Dans le scénario OME tendanciel, les importations de gaz de la région croitraient de plus de 60 %, alors que dans le scénario volontariste elles seraient réduites de moitié. Dans le Nord, les importations ont diminué au cours des dernières années, en raison de la baisse de la demande. De 2010 à 2014, les importations par gazoduc ont baissé de près de 20 %. Selon l'Union Internationale du Gaz (U.I.G.), le taux d'utilisation des terminaux de regazéification en France, Italie et Espagne s'est situé dans la fourchette 20-30 %. Les importations nettes du Nord pourraient baisser encore à l’horizon 2040 dans le scénario OME volontariste, et rester aux niveaux de 2013 selon les tendances actuelles. Cependant, des capacités d'importation supplémentaires de gaz ont été ajoutées ou bien sont en cours de construction ou décidées pour des raisons de flexibilité ou de sécurité. Ainsi en Italie, le terminal GNL flottant à Livourne est entré en exploitation fin 2013. La finalisation de l'extension du terminal GNL de La Revithoussa en Grèce est prévue avant fin 2016. Le gazoduc Trans-Adriatique (TAP) pourrait être opérationnel d'ici à 2020, pour se raccorder au gazoduc Trans-Anatolien (TANAP) et relier les réseaux grec et italien, ce qui rajouterait 10 milliards de m3/an à la capacité italienne d'importation. En France, le nouveau terminal GNL de Dunkerque, d'une capacité de réception de 13 milliards de m3/an, est à présent opérationnel. 30 Selon les perspectives tendancielles, la balance commerciale gazière du Sud-est se détériorerait sensiblement, mais dans le scénario OME volontariste, elle se stabiliserait, du fait d’une meilleure gestion de la demande et de l’utilisation poussée et diversifiée des énergies renouvelables. Confrontée à l'interruption, déjà mentionnée, des exportations égyptiennes de gaz, la Jordanie a dû dans l'urgence, équiper son port d'Aqaba, en Mer Rouge, d'un terminal flottant de stockage et de regazéification (FSRU), et importe du GNL depuis mai 2015. Quant à la sous-région Sud-Ouest, elle est marquée par de grandes disparités. L'Algérie et la Libye sont exportatrices de gaz, alors que Le Maroc envisagerait d'importer du GNL à partir du début des années 2020. L'Egypte est importatrice de GNL depuis 2015 et a installé deux terminaux flottants (FSRU) dans le port d'Ain-Sokhna, en Mer Rouge. Il lui faudra importer jusqu'à 10 milliards de m3/an dans les années à venir. Cette situation devrait normalement s'inverser au début de la prochaine décennie, grâce aux importantes ressources de gaz offshore découvertes récemment par le groupe ENI au large d'Alexandrie. Ce pays pourrait alors recommencer à exporter. Le Canal de Suez, qui relie Port-Toufiq, en Mer Rouge, à Port-Saïd, en Méditerranée, est propriété de l’Etat Egyptien et géré par l'autorité du Canal de Suez (SCA). C'est une voie de transit importante pour le pétrole, mais aussi pour le GNL en provenance du golfe arabo- persique et destiné aux pays européens. En 2014, un dixième de tout le GNL échangé dans le monde, représentant 7 % du trafic global du Canal, a transité par ce dernier. Cependant, avec la baisse des importations européennes et américaines de GNL, les volumes de GNL ayant suivi cette voie maritime ont fortement diminué ces dernières années après avoir atteint leur plus haut niveau en 2011. Un nouveau tronçon, doublant la capacité de transit, a été inauguré en août 2015. II.4 LE SECTEUR GAZIER DANS DES PAYS VOISINS DE LA TUNISIE Figure 18 : Gazoducs Maghreb-Europe installés ou en projet II.4.1 L’Algérie 31 L'Algérie est le plus grand producteur méditerranéen de gaz naturel, avec un volume de 75 Gm3 environ, soit près de la moitié de la production totale de la région. Ses exportations comme sa production ont diminué depuis le milieu des années 2000. Le potentiel exportable est passé de plus de 50 Gm3 en 2010 à moins de 40 Gm3en 2013, niveau atteint il y a 20 ans. Il pourrait être sévèrement amputé par la très forte croissance de la consommation locale (près de 70 Gm3 vers 2035 selon certains scénarios !). Dans un rapport paru en mai 2016, l'Oxford Institute for Energy Studies va même jusqu'à imaginer un scénario de quasi disparition de l'excédent gazier après 2030 : Figure 19 : Perspectives de production de demande locale et d’export de gaz en Algérie Horizon 2030 (en Gm3) Source : Rapport de l'Oxford Institute for Energy Studies "Algerian Gas–Troubling Trends, Troubled Policies" Mai 2016 Les autorités algériennes, conscientes du risque, entendent agir sur deux fronts : maitrise de la demande (notamment par relèvement des prix de l'électricité et du gaz naturel, actuellement très inférieurs à la valeur de ces produits à l'exportation), intensification de l'exploration (y compris du gaz de schiste, dont le pays serait doté de réserves parmi les plus importantes). L'Algérie pourrait augmenter sa production de gaz vers la fin de la présente décennie grâce à la réalisation de plusieurs projets : Reggane Nord, Timimoune et Touat, Ain Tsila, In Salah, Hassi Ba Hamou, Hassi Mouina, etc. Les champs nouveaux devraient ajouter quelque 12 Gm3/an à la production du pays. 32 La capacité globale des infrastructures algériennes d’exportation est de 80 Gm3, dont 53 par pipeline et 27 sous forme de GNL :  Gazoduc TRANSMED vers l'Italie via la Tunisie (capacité de 33,5 Gm3/an) ;  Gazoduc MEG vers l'Espagne via le Maroc (capacité de 11,5 Gm3/an, extensible à 21 Gm3) ;  Gazoduc MEDGAZ vers l'Espagne (capacité de 8 Gm3/an, extensible à 16 Gm3) ;  Terminal GNL d'Arzew (capacité de 21 Gm3/an) ;  Terminal GNL de Skikda (capacité de 6 Gm3/an). II.4.2 La Libye La production libyenne de gaz est plutôt modeste depuis de nombreuses années. D'abord du fait des sanctions imposées par l'ONU, l'Union européenne et les États-Unis, puis en raison de la situation politique et sécuritaire qui a suivi la chute du précédent régime. Le secteur gazier est insuffisamment développé. La plus grande partie du gaz est produite en association avec du pétrole brut et presque la moitié de la production est réinjectée ou torchée. Des plans d’augmentation de la production de gaz commercial ont été annoncés, mais depuis 2011, comme pour le pétrole, le développement du secteur du gazier est tributaire du retour à la stabilité sécuritaire, politique et économique. Bien que moins perturbée que celle de beaucoup des infrastructures pétrolières libyennes on shore, l’exploitation du gazoduc Green Stream, reliant Mellitah en Libye à la Sicile, devient difficile. Interrompues à plusieurs reprises depuis 2011, les exportations de gaz ont atteint un volume annuel de 7 milliards de m3 en 2015. L’usine GNL de Marsa El Brega, avec une très faible capacité de 0,7 milliards de m3/an, est actuellement hors service, ayant été endommagée pendant la guerre civile. Divers plans existent pour réparer et agrandir les installations jusqu'à 3,5 milliards de m3/an. Il est à signaler que la réduction des gaz torchés en Libye pourrait aider à rendre disponible du gaz naturel bon marché, qui pourrait remplacer le fuel lourd dans un grand nombre de centrales électriques. Le tableau 3 ci-après récapitule la répartition en 2014 des exportations algériennes et libyennes, dont nous venons de parcourir sommairement les perspectives gazières. Tableau 3 : Répartition des exportations algériennes et libyennes de gaz, en 2014 (Gm3/an) Pays Algérie Algérie Libye Total Gazoducs GNL Gazoduc Espagne 11,1 4,9 16,0 Italie 6,2 0,1 6,0 12,3 France 4,4 4,4 Turquie 4,1 4,1 UK 0,5 0,5 Autres 2,2 0,6 2,8 Total 19,5 14,6 6,0 40,1 33 II.4.3 L’Egypte Après le boom des années 2000, la production gazière égyptienne a stagné ou décliné du fait des troubles politiques, de l’endettement extérieur, du prix payé aux producteurs et des retards dans la mise en service de plusieurs projets. Avec des prix intérieurs très subventionnés et une forte croissance de la consommation locale, le bilan gazier s'est inversé et le pays est aujourd’hui contraint d'importer du GNL. Il n'y a eu aucune exportation à partir de l'usine de GNL de Damiette depuis février 2013, et depuis 2014, l’usine d'Idku ne fonctionne en moyenne qu’à 4 % de sa capacité. Le Gazoduc Arabe (AGP), dans le Sinaï, a été par ailleurs saboté plusieurs fois depuis 2011, et seules de petites quantités de gaz ont été livrées à la Jordanie, laquelle a dû, comme nous l'avons vu plus haut, se tourner vers l'importation de GNL. Les efforts récemment déployés pour gagner la confiance des investisseurs permettent d'envisager de meilleures perspectives au stade de la production. Plusieurs projets importants devraient être finalisés dans un proche avenir. Le projet West Nile Delta, consistant en des concessions off-shore (North Alexandria et West Mediterranean Deepwater), est l'un des plus importants projets de développement du pays. Il devrait entrer en production d'ici 2017, atteignant un pic de plus de 12 Gm3/an en 2019. En outre, certaines découvertes récentes sont censées être mises en production de façon accélérée. Le champ super-géant Zohr devrait commencer à produire dans quelques années. La découverte d'Atoll, dans la concession off-shore Nord Damiette à l'est du Delta du Nil, pourrait entrer en production en 2018. Aujourd'hui, une capacité totale d'exportation de GNL de quelque 19 Gm3/an est inactive. Grace à l’intensification de l''activité amont et aux dernières grandes découvertes off- shore, l’Egypte devrait retrouver son statut d'exportateur net de gaz après 2020, avec un potentiel d'exportation de 17 Gm3/an en 2030, qu’elle pourrait toutefois difficilement maintenir au-delà de 2040, selon les prévisions de L'OME. II.4.4 L’Italie La consommation italienne de gaz naturel a connu un net déclin au cours de la décennie écoulée, notamment sous l'effet de :  la crise économique mondiale de 2008 ;  l'arrivée de charbon en provenance des USA, où il a été remplacé par le gaz de schiste, et exporté vers l'Europe à des prix très avantageux ;  la priorité accordée aux énergies renouvelables pour l'accès au réseau électrique. Cette baisse a ainsi fait reculer de plus de 15 ans la consommation italienne de gaz naturel. 34 Figure 20 : Evolution de la consommation de gaz en Italie 2004-2014 en Gm3 (Source BP Statistical Review 2015) Gm3 Gm3 74 79 77 78 78 76 72 71 69 64 57 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Ce déclin s’est traduit naturellement par une baisse importante des importations, de 67 Gm3 en 2012 à 51 Gm3 en 2014. Cette baisse a touché aussi bien les importations par gazoduc que sous forme de GNL. Figure 21: Importations de gaz en Italie par mode, en Gm3 (Source BP Statistical Review 2015) Gm3 Gm3 GNL Gazoduc 7.1 5.5 4.5 60 52 47 2012 2013 2014 Comme le montre clairement le graphique ci-après, la baisse des importations italiennes par gazoduc s'est traduite essentiellement par une forte réduction des achats en provenance d'Algérie, en partie compensée par des achats de gaz russe. Nous verrons plus en détail au chapitre III (Fig.30 Paragr.III.4), comment cette baisse s'est répercutée par ailleurs sur le forfait fiscal perçu par la Tunisie, qui a chuté de près des deux-tiers. 35 Figure 22: Provenance des importations italiennes de gaz naturel par gazoduc, en Gm3 (Source BP Statistical Review 2015) Gm3 60 Autres Europe Norvège 50 Pays bas 40 Libye 30 Russie 13.6 24.9 Algérie 20 21.3 20.6 10 11.4 6.2 0 2012 2013 2014 Quant aux importations italiennes de GNL, qui ont également connu une baisse, l’essentiel des achats a été réalisé à partir du Qatar (plus de 93%) : Figure 23 : Provenance des importations italiennes de GNL, en Gm3 (Source BP Statistical Review 2015) Gm3 8 Trinidad/Egypte 7 1.0 6 Europe 5 4 Algérie 5.8 3 5.2 4.3 2 Qatar 1 0 2012 2013 2014 36 Malgré les difficultés créées par un nouveau régime d’autorisation, deux grandes infrastructures italiennes GNL ont été réalisées au cours des années récentes : le terminal de regazéification de Rovigo (2008) et celui de Livourne (2013), qui totalisent une capacité de près de 12 Gm3 (soit 20 % de la consommation italienne de gaz). Cette augmentation stratégique de la capacité d’importation de GNL est à présent suspendue en raison de la crise économique. Toutefois, plusieurs autres terminaux sont en projet et les investisseurs attendent des conditions plus favorables pour envisager d’autres extensions. L’augmentation de la capacité d’importation concerne aussi les gazoducs. Là, les efforts se sont concentrés sur la participation de l’Italie au couloir gazier méridional européen, c’est - à-dire au système d’infrastructures destinées à diversifier l’approvisionnement depuis la Sibérie ou l'Asie centrale vers l'Europe orientale et méridionale. 37 BREF HISTORIQUE DU GAZ EN TUNISIE Après avoir exposé l'état des lieux et les perspectives du gaz naturel, dans le monde en général et dans la région méditerranéenne en particulier, centrons-nous à présent sur la Tunisie, en commençant par retracer brièvement les principaux jalons qui ont balisé l'histoire du gaz naturel dans ce pays, depuis son émergence au début des années 70. Nous distinguerons là trois grandes étapes, liées chacune au développement des disponibilités gazières sur le territoire national, et nous verrons comment une véritable synergie entre le gaz et l'électricité s'est instaurée tout au long des 45 dernières années. III.1 LA VALORISATION DU GAZ D'EL BORMA C'est en 1954 que le gaz naturel apparait, timidement, en Tunisie. L’exploitation du petit gisement de gaz de Jebel Sidi Abderrahmane au Cap Bon permet en effet de relayer avantageusement le "gaz de ville" qui était manufacturé à partir de charbon dans l'usine à gaz d'El Omrane, pour être distribué dans certains quartiers de Tunis, en quantités modestes de l'ordre de 2 à 4 millions de m3 par an. Mais c'est en 1972 que le gaz naturel fait sa véritable entrée sur la scène énergétique tunisienne, via le pipe-line qui achemine jusqu'à Gabès une partie du gaz associé au pétrole d'El Borma, auparavant entièrement brûlé à la torche en plein Sahara, faute de débouché. Le gaz ainsi transporté vient dès lors alimenter usines d'engrais phosphatés et cimenterie, mais surtout les centrales électriques que la STEG s'empresse d'installer sur place, afin de récupérer le maximum de cette ressource : en effet, à la suite du premier choc pétrolier intervenu fin 1973, son "opportunity cost" s'est trouvé multiplié par quatre alors que le coût de développement restait très raisonnable, ce qui ne pouvait qu’améliorer la rentabilité de l'ouvrage. Ce résultat était inespéré au départ lorsque, à la fin des années 60, le Directeur alors en charge des Mines et de l'Energie prend l'initiative de mandater la STEG pour conduire l'étude de faisabilité. Vu les bas prix de l'énergie (3 à 4 $ le baril…), la décision de réaliser cet ouvrage (1er projet de la STEG financé par la Banque mondiale …) répond en effet, moins à une motivation purement financière, qu'à un souci que l'on qualifierait aujourd'hui d'écologique. Car il s'agissait à l'origine de limiter avant tout le gaspillage physique d'une ressource naturelle non renouvelable. III.2 LE GAZODUC TRANS-TUNISIEN Le volume annuel de gaz associé d'El Borma valorisé dans la région de Gabès atteint son maximum en 1982. L'année suivante, les premiers mètres cubes de gaz de provenance algérienne traversent le pays d'Ouest en Est en direction de l'Italie, via le Gazoduc Trans- tunisien. Ils viennent donner un second souffle à l'activité gazière du pays. 38 La mise en service de cet ouvrage, en 1983, ouvre en effet l'accès à d'importantes disponibilités de gaz : - tout d'abord le "forfait fiscal" dû par les utilisateurs du Gazoduc, payable en nature et/ou en espèces et fonction du volume de gaz transitant par le territoire tunisien, - à quoi s'ajoute la possibilité d'acheter du gaz directement à la SONATRACH. Quelle cible pour les opportunités ainsi offertes ? Théoriquement tout le marché des combustibles, sous réserve que les conditions technico-économiques soient réunies, et ce, dans les différents secteurs d'activité. Dans les secteurs résidentiel et tertiaire, les produits pétroliers couramment utilisés comme le gaz en bouteille, le pétrole lampant ou le gasoil peuvent être avantageusement supplantés par le gaz naturel, grâce à la qualité de service que ce dernier apporte à l'usager - ne serait- ce que du fait de sa livraison à demeure. Mais cette facilité a pour contrepartie un coût élevé de mise à disposition. Qu'il s'agisse de raccordement au réseau existant ou de l'extension de celui-ci, la distance géographique et la densité des besoins conditionnent les frais de transport et de distribution et rendent le gaz plus ou moins compétitif par rapport aux combustibles alternatifs. Or la demande potentielle dans le résidentiel et le petit tertiaire est plutôt dispersée en surface et limitée en volume. Dans les logements domestiques, généralement dépourvus de chauffage central, les besoins d'un foyer se réduisent aux usages cuisson des aliments et chauffage de l'eau, se traduisant par l'utilisation de une à deux bouteilles de GPL par mois au maximum. D'où la taille modeste de ce marché. Où chercher alors les économies d'échelle susceptibles de réduire la cherté relative du transport ? C'est du côté de la production d'électricité que se trouvent ces plus gros débouchés potentiels. La STEG, en remplaçant le fuel-oil par du gaz naturel dans ses centrales de base, avait en effet la capacité d'absorber massivement et rapidement les quantités disponibles. Les conditions de volume et de célérité étaient ainsi réunies pour poser les premiers jalons d'une infrastructure de transport, en attendant de desservir progressivement d'autres clientèles dans les divers secteurs, moyennant une ramification graduelle du réseau. Dans le même temps, l’évolution de la technologie et de la taille unitaire de la turbine à gaz (TG) puis du cycle combiné (CC) met à la disposition des électriciens des équipements de plus en plus économiques et fiables et de grande souplesse d’exploitation. La rapidité de démarrage et de montée en charge de la TG, améliore la capacité du parc de production à s’adapter aux variations de la demande (en pointe mais aussi durant le creux de nuit) et à faire face aux incidents. En cycle ouvert, elle permet de s’affranchir de la contrainte de la source froide et de sécuriser le réseau par une répartition territoriale adaptée à la topologie du réseau. 39 III.3 MISKAR ET L'EVOLUTION DE LA PRODUCTION NATIONALE L'entrée en exploitation, en 1996, du champ de gaz off-shore de Miskar, qui sera suivie dans les années 2000 de celle d'Hasdrubal, également dans le golfe de Gabès, et de plusieurs autres gisements dans le sud du pays, vient consolider de manière décisive la place éminente que le gaz occupe depuis lors dans le paysage énergétique tunisien. Le diagramme ci-dessous indique comment s'est répartie la production de pétrole et de gaz entre les différents gisements d'hydrocarbures en exploitation, durant l'année 2015. Figure 24 : Production nationale de pétrole et de gaz naturel en 2015 (Mtep) Mtep 2,3 Mtep de pétrole 2,2 Mtep de gaz 2.5 Autres gisements 2.0 0,3 Mtep Autres gisements Adam 0,3 Mtep 1,2 Mtep 1.5 Chergui 0,2 Mtep 1.0 Adam 0,2 Mtep Mtep Miskar + Hasdrubal Miskar + Hasdrubal 0,4 Mtep 1,4 Mtep 0.5 Ashtart 0,2 Mtep El Borma 0,3 Mtep 0.0 PETROLE GAZ Quant au graphique suivant, il retrace l'évolution de la production de pétrole (aires de teinte bleue à turquoise) et de gaz (teintes rouge à mauve), plus le "forfait fiscal" du Gazoduc Trans-tunisien, et ce, depuis l'année 1966 où a démarré l'exploitation du gisement d'El Borma. En y superposant la courbe noire (en pointillé), qui représente la consommation totale d'hydrocarbures (produits pétroliers et gaz naturel confondus), on met en évidence l'apparition d'un déficit depuis l'an 2000 ainsi que la baisse rapide de la production nationale depuis 2010 : Figure 25: Disponibilités et consommation nationales d'hydrocarbures 1966-2015 (M tep) Mtep Forfait "fiscal " 10 Gaz autre Miskar + Hasdrubal 9 Gaz d'El Borma + autres gisements Sud Pétrole autre 8 Ashtart El Borma Pétrole Consommation nationale 7 6 5 4 3 2 1 0 40 L'évolution de la consommation par forme d'énergie (produits pétroliers/gaz), et par destination (production électrique/autres secteurs : industriel, résidentiel et tertiaire), se présente comme suit, en valeur absolue puis en pourcentage, pour ces mêmes cinquante années (1966-2015). Figure 26 : Consommation nationale d'hydrocarbures 1966-2015 (M tep) Mtep Mtep 10 Gaz naturel hors prod.électricité 1, 2 9 Gaz naturel pour prod.électricité 8 Pétrole pour prod.électricité 7 Pétrole hors prod.électricité 3,4 6 ,4 5 0,2 4 3 2 4,4 1 0 Figure 27: Parts des consommations de gaz et de produits pétroliers dans le bilan énergétique (%) 100% Pétrole hors prod.électricité 90% Pétrole pour prod.électricité 80% Gaz naturel hors prod.électricité 47% 45% 45% 46% 46% 48% 48% 50% Gaz naturel pour prod.électricité 51% 53% 55% 55% 56% 70% 60% 61%59% 60% 59% 59% 60% 57% 58%56% 67% 65% 65% 62% 63% 64% 70% 70% 71% 71% 69% 70% 67% 68% 67% 78%76% 76%73% 76% 60% 82% 80% 81% 81% 79% 82% 50% 15% 15% 14% 14% 14% 14% 12% 13% 40% 10% 9% 11% 11%11% 8% 9% 9% 9% 9% 30% 20% 37% 36% 37% 30% 33% 31% 31% 34% 33% 34% 33%33% 33% 25%24% 29% 24% 29% 29% 10% 21%17% 11% 10% 13% 21% 19% 12% 16% 10% 10% 17% 0% L'examen des deux graphiques ci-dessus nous suggère trois observations sur la répartition de la demande par forme d'énergie et secteur d'utilisation :  gaz et produits pétroliers se partagent à présent le marché national à égalité ;  la production d'électricité accapare aujourd'hui les 3/4 de la consommation de gaz ;  le gaz est devenu le combustible quasi-unique du secteur électrique. 41 C'est ainsi le secteur électrique qui a été le vecteur principal de la pénétration massive du gaz dans le bilan énergétique. Le choix presqu'exclusif de ce combustible s'imposait du point de vue technico-économique, dès lors que le gaz se trouvait disponible à un coût compétitif et que, de par nature, ce fluide convient particulièrement bien à la production d’électricité :  soit pour passer la pointe avec le maximum de souplesse (turbines à gaz),  soit pour produire en base au moyen de centrales à cycle combiné, celles-ci étant à la fois - moins coûteuses à l’investissement par MW installé - plus efficaces à l'exploitation en termes de consommation spécifique que les centrales "à vapeur" fonctionnant au fuel-oil ou au charbon (rendement de l'ordre de 50% à 60%, contre 40% environ pour ces dernières). Notons enfin que la montée en puissance du gaz naturel a été accélérée par une croissance de l'électricité plus rapide que celle des autres formes d'énergie, au cours des cinq décennies écoulées. De ce fait, la demande d'énergie primaire du secteur électrique a augmenté plus vite que la moyenne, au point que sa part dans le total de la demande nationale a plus que doublé en cinquante ans : 40% en 2016 contre 18% en 1966 (cf.Fig.28 ci-dessous). Ce qui a renforcé d'autant le poids du gaz dans la balance énergétique. Figure 28 : Part de l’énergie primaire dédiée à la production de l'électricité (en %) 3 Consommation de combustible pour la production électrique / Consommation nationale d'énergie primaire 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 40% 20% 18% 10% 0% 3 Sauf indication contraire, les figures de ce chapitre III ont été établies par les auteurs du rapport, sur la base des données de la STEG, de l'ETAP, de SOTUGAT et de l'Observatoire National de l'Energie (O.N.E.) 42 III.4 LE BILAN GAZIER Nous recentrant à présent sur le gaz, examinons les évolutions respectives de la production et de la consommation nationales depuis l'arrivée du gaz d'El Borma à Gabès en 1972. Le graphique suivant montre que l'aggravation sensible du déficit énergétique du pays depuis 2010, bien évidente sur la figure 25 du présent chapitre III, n'a pas épargné le gaz naturel. Figure 29 : Consommation et production nationales de gaz naturel 1972-2015 Mtep Mtep 5 Consommation nationale de Gaz 5 Production nationale de gaz 4 4 3 3 2 2 1 1 0 Outre la production nationale, la Tunisie dispose du forfait fiscal perçu au titre du transit de gaz sur son territoire et dont la part en nature a couvert une portion du déficit. Le graphique ci- dessous en retrace l'évolution depuis la mise en service du Gazoduc Trans-tunisien : Figure 30: Evolution du forfait fiscal perçu au titre du transit par le Gazoduc Trans-tunisien (1983-2015) Mtep 1.2 1.1 1.0 0.9 FORFAIT FISCAL 0.8 PERÇU EN ESPECES 0.7 0.6 0.5 FORFAIT FISCAL PRELEVE EN NATURE 0.4 EN ESPECES 0.3 0.2 0.1 0.0 43 On note la baisse sensible de ce forfait fiscal intervenue ces dernières années, et plus fortement encore depuis 2012, comme évoqué au chapitre II (cf. Fig.22 Paragr.II.4.4). La conjugaison du déclin de la production nationale et de la chute du forfait fiscal, depuis 2010, a provoqué une hausse brutale des importations qui, rapportées à la consommation nationale de gaz naturel, sont passées de 21% en 2010 à 47% en 2015. Figure 31: Bilan gazier 2010-2015 (en % de la consommation nationale de gaz) 100% 90% 21% IMPORTATION DE GAZ ALGERIEN 80% 47% 70% 16% FORFAIT FISCAL 60% EN NATURE 50% 6% 40% 30% 62% 48% 20% PRODUCTION NATIONALE 10% 0% III.5 MIX ENERGETIQUES COMPARES La figure 32 ci-dessous présente le mix énergétique tunisien, à savoir les parts respectives des différentes sources d'énergie primaire qui permettent de satisfaire la demande finale. Figure 32: Mix énergétique tunisien 2015 (Mtep-pci) Gaz pour électricité 3,4 Mtep 37% Gaz distribué 1,2 Mtep 13% EnR y compris Hydro 0,045 Mtep 1% Pétrole pour électricité 0,2 Mtep 2% Pétrole hors électricité 4,4 Mtep 47% 44 Le gaz représente donc aujourd'hui 50% du total de la consommation d'énergie primaire, dont 37% servent à produire l'électricité, et 13% sont distribués auprès des consommateurs de gaz final. A titre comparatif, examinons ce qu'il en est de ce ratio dans le monde :  à l'échelle des grands ensembles régionaux ou économiques -en y insérant la Tunisie- (Figure 33 ci-dessous)  au niveau des pays ou groupes de pays (Figure 34 page suivante). Figure 33: Part du gaz naturel dans la demande totale d’énergie primaire en 2015, par grands ensembles régionaux ou économiques (Source : à partir de BP Statistical Review 2016) Moyenne Asie Pacifique 11% Non-OCDE 22% Union Européenne 22% Moyenne Amérique du Sud et Centrale 22% Moyenne Monde 24% OCDE 27% Moyenne Afrique 28% Moyenne America du Nord 32% Moyenne Europe & Eurasie 32% Moyenne Moyen Orient 50% Tunisie Tunisie 50% CEI (1) 52% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% (1) CEI (Communauté des Etats Indépendants) = Arménie, Azerbaïdjan, Belarus, Kazakhstan, Kirghizistan, Moldavie, Ouzbékistan, Russie, Tadjikistan, Turkménistan, Ukraine. 45 Figure 34: Part du gaz naturel dans la demande totale d’énergie primaire en 2015, par pays ou groupes de pays (Source : à partir de BP Statistical Review 2016) Natural Gas Oil Coal Nuclear Renewable (incl. Hydro) Suède Afrique du Sud Equateur Chine Inde Autres Amerique Sud et Centr. Finlande Philippines Norvège Suisse Grèce Chili Other Asia Pacific Brésil Singapour Bulgarie Kazakhstan Corée du Sud Autres Europe & Eurasie Vietnam France Taiwan Pologne Portugal République Tchèque Danemark Indonesia Espagne Nouvelle Zélande Allemagne Autriche Colombie Japon Autres Afrique Australia Belgique Slovaquie Irlande Canada Peru Roumanie Turquie Ukraine USA Grande-Bretagne Autres Moyen-Orient Pays-Bas Arabie Saoudite Italie Hongrie Thailande Malaysia Venezuela Lithuanie Mexique Koweit Argentine Egypte Pakistan Tunisie Russie Emirats Arabes Unis Algerie Azerbaijan Iran Belarus Bangladesh Qatar Turkmenistan Ouzbekistan Trinidad & Tobago 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Dans les deux figures précédentes, nous voyons la Tunisie apparaitre dans le peloton de tête des pays où le gaz est la forme d'énergie qui couvre la plus grande part de la consommation totale d'énergie primaire. 46 Concentrons-nous à présent sur les pays importateurs nets de gaz : - en décomposant la part du gaz, entre production locale (s'il y a lieu) et importation, par ordre décroissant du total des deux (Fig.35, ci-dessous à gauche) - en limitant la présentation aux seules importations, toujours exprimées en % de la demande totale d'énergie primaire, de façon à visualiser le taux de dépendance au gaz importé dans ces différents pays, classés par ordre décroissant (Fig.36 ci-dessous à droite) Figure 35 : Part de la consommation de gaz Figure 36 : Part des importations de gaz dans la demande totale d’énergie primaire (2015) 4 dans la demande totale d’énergie primaire (2015) Production Import Roumanie Suède USA Afrique du Sud Suède Equateur Pakistan Chine Chine Inde Egypte Autres Amerique Sud… Venezuela Finlande Inde Philippines Afrique du Sud Suisse Equateur Grèce Autres Amerique Sud et… Chili Brésil Brésil Finlande Singapour Philippines Bulgarie Autres Europe & Eurasie Corée du Sud Suisse Autres Europe &… Thailande France Grèce Taiwan Koweit Pologne Chili Portugal Argentine République Tchèque Emirats Arabes Unis Espagne Pologne Nouvelle Zélande Ukraine Allemagne Autres Afrique Autriche Singapour Japon Grande-Bretagne Autres Afrique Bulgarie Belgique Corée du Sud Slovaquie Mexique Irlande France Roumanie Taiwan Turquie Portugal Ukraine République Tchèque USA Espagne Grande-Bretagne Allemagne Autres Moyen-Orient Italie Nouvelle Zélande Hongrie Autriche Thailande Japon Venezuela Tunisie 23% Lithuanie Belgique Mexique Slovaquie Koweit Irlande Argentine Autres Moyen-Orient Egypte Turquie Pakistan Italie Tunisie 50% Hongrie Emirats Arabes Unis Lithuanie Belarus Belarus 0% 25% 50% 75% 0% 20% 40% 60% 80% 4 Figures 35 et 36 établies par les auteurs du rapport, à partir des données de BP Statistical Review 2016 47 Nous observons que le classement change d'un diagramme à l'autre, la Tunisie passant : - de la 3ème position (à partir du bas), sur la figure 35 qui illustre la dépendance au gaz ; - à la 10ème place sur la figure 36, qui illustre la dépendance aux importations de gaz. La Tunisie est précédée dans ce deuxième classement par des pays comme l'Italie, la Turquie, l'Irlande ou la Belgique, dont la dépendance aux importations de gaz est plus importante. Ce degré d'exposition au gaz importé est particulièrement élevé. Par ailleurs, vu la domination presque exclusive du gaz dans la production d'électricité, on peut s'attendre à ce que la vulnérabilité de cette dernière soit encore plus grande. C'est ce que nous devrons examiner dans le chapitre suivant, précisément consacré au secteur électrique. 48 DEMANDE DE GAZ EN TANT QU'ENERGIE PRIMAIRE POUR L'ELECTRICITE IV.1 MIX ELECTRIQUE Le chapitre précédent retrace l'histoire d'une belle alliance entre gaz et électricité. Cette étroite relation est-elle indéfectible ? En termes plus techniques, le modèle qui a si bien réussi quatre décennies durant à ces deux formes d'énergie, est-il reconductible ? S'interroger sur la position de quasi-monopole qu'occupe le gaz dans le secteur électrique est d'autant plus légitime que le bilan gazier national est devenu nettement déficitaire, puisque les importations atteignent à présent la moitié des besoins (cf. Fig.31 Paragr.III.4 Chap.III). Comme nous l'avons vu, le fait que le gaz naturel ait acquis en un temps relativement court une telle importance dans le mix énergétique, résulte de la conjonction de deux facteurs :  la disponibilité de la ressource sur le territoire national, sans marché au départ, avec la perspective de rentrées fiscales liées à la production gazière ;  la disponibilité de l'utilisateur, en l'occurrence le producteur d'électricité, à saisir cette opportunité avec la célérité et pour le volume requis. Toutefois, avec l’apparition du déficit, la relation offre-demande s'est inversée : tandis qu'auparavant, le gaz disponible en Tunisie était en attente d'un marché, ce sont à présent le producteur d'électricité et avec lui les autres utilisateurs de gaz venus dans son sillage, qui se trouvent cette fois en position de demandeurs. Et s'ils font appel à cette forme d'énergie, c'est parce qu'ils y trouvent leur avantage. Sauf que pour l'Etat tunisien, quand le gaz est importé, cet avantage n'est pas abondé par des revenus fiscaux comme c'est le cas lorsque le gaz provient du sous-sol national. De quelles alternatives dispose alors le producteur tunisien d'électricité ? Quid des énergies renouvelables, du nucléaire, ou du charbon (nous n'évoquons pas ici le fuel-oil, qui a disparu pratiquement de l'horizon des électriciens) ? Avant de passer rapidement en revue ces différentes filières et comme nous l'avons fait pour le mix énergétique au chapitre précédent (Paragr.III.5), procédons à un benchmarking du mix électrique. Le diagramme ci-après présente le mix électrique de 2014 pour un échantillon de pays européens et/ou méditerranéens, ainsi que pour la moyenne mondiale. 49 Figure 37: Mix électriques 2014 comparés (Source : d'après The Shift Project Data Portal 5) Gaz Charbon Pétrole Nucléaire EnR incluant Hydro Maroc 15% 45% Grèce 16% 52% Moyenne Monde 22% 39% Belgique 24% 47% Jordanie 32% Italie 39% 14% Turquie 46% 30% Pays-Bas 49% 31% Egypte 73% Algérie 95% Tunisie 97% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Ce diagramme montre que parmi les pays de la liste ci-dessus, seules l'Algérie et dans une moindre mesure l'Egypte, font apparaitre dans leur mix électrique une part aussi consistante pour le gaz naturel que celle qui correspond à la Tunisie. Mais ces deux pays en produisent au-delà de leurs besoins, du moins pour l'année en question (2014) car concernant l'Egypte, nous savons que ce n'est plus le cas aujourd'hui (cf. Paragr.II.4.3 Chap.II). Pour rendre la comparaison pertinente, nous devons donc procéder comme nous l'avons fait pour le mix énergétique national : ne retenir de la liste que les pays importateurs, puis rapporter leurs importations de gaz à la consommation d'énergie primaire du secteur électrique, pour en déduire le taux qui exprime la dépendance de ce dernier à l'importation de gaz naturel. Figure 38: Part des importations de gaz dans la production d'électricité en 2014 Maroc 15% Grèce 16% Belgique 24% Tunisie Tunisie 29% Jordanie 32% Italie 39% Turquie 46% 0% 10% 20% 30% 40% 50% Afin 5 http://www.tsp-data-portal.org/ 50 Afin de déterminer dans la figure 38 précédente le volume de gaz importé utilisé dans la génération de l'électricité, nous avons supposé que la production gazière nationale ainsi que la part en nature du forfait fiscal prélevé sur le Gazoduc trans-tunisien, étaient entièrement réservées aux centrales électriques. Cette hypothèse n'a évidemment de sens que virtuel, mais du point de vue de l'intérêt collectif, il n'est pas déraisonnable d'imaginer que "tout se passe comme si c'était le cas". En effet, et nous l'avons déjà assez souligné, l'électricité est sans conteste un des secteurs qui tirent le plus d'avantages de ce combustible : la valeur ajoutée que celui-ci lui procure, tant au plan des investissements que du coût et de la souplesse d'exploitation, justifierait donc bien un tel arbitrage dans l'affectation prioritaire du gaz national. Figure 39: Mix électrique tunisien 2015 6 Gaz importé 0,9 Mtep 26% EnR incluant Hydro 0,045 Mtep 1% Gaz national 2,5 Mtep 67% Ceci dit, la Tunisie se situe au milieu de la liste des importateurs nets de la figure 38. Son taux de dépendance au gaz importé est d'environ 30%, proche de celui de la Jordanie et sensiblement inférieur à ceux de la Turquie et de l'Italie, lesquels sont ainsi dans une situation plus inconfortable à cet égard. En revanche, le taux tunisien est près de deux fois plus élevé que ceux du Maroc et de la Grèce, tous deux de l'ordre de 15%. Or la figure 37 nous apprend que dans ces deux pays, c'est le charbon qui prédomine dans le secteur électrique, contribuant pour moitié à sa consommation d’énergie primaire. Quant à la Belgique, dont le taux de dépendance aux importations de gaz, voisin de 25%, est lui aussi en dessous du taux tunisien, le rôle de vedette y est assumé par … le nucléaire, avec également une part de 50% environ. Le tour d'horizon précédent est instructif, dans la mesure où il nous renseigne sur les différentes formes d'énergie auxquelles, à côté du gaz naturel, les opérateurs ont couramment recours pour la production d'électricité, selon leur contexte technico-économique et l'héritage du passé. 6 Sauf indication contraire, les figures du présent chapitre ont été établies par les auteurs du rapport, sur la base des données et études de simulation de la STEG (DEP) et de l'Observatoire National de l'Energie (O.N.E.) 51 Déployons donc cet éventail en commençant par les énergies renouvelables (EnR) : jusqu'où leur part dans le mix électrique peut-elle aller ? Rappelons tout d'abord en quoi, outre leur caractère inépuisable, elles se distinguent des énergies fossiles. Ces dernières sont en réserve, enfouies dans le sous-sol où la Nature a mis des millions d'années à les constituer, et l'on puise dans ces stocks au rythme des besoins. Les EnR, en revanche (hors géothermie), n'existent qu'en tant que flux, dont l'intensité fluctue en fonction des conditions atmosphériques. On ne peut les exploiter qu'en les captant à l'instant même où elles apparaissent. Abstraction faite de leur compétitivité (d'ailleurs en nette amélioration), cette intermittence demeure, en l'absence de stockage, le principal obstacle à une intégration qui soit à la mesure de leur abondance dans le pays. En effet, stocker l'électricité reste techniquement malaisé et financièrement onéreux. Un objectif volontariste de 30% de la production électrique a néanmoins été assigné à l'éolien et au solaire pour 2030. Quant à la filière nucléaire, indépendamment des problèmes spécifiques communément invoqués à son encontre (sûreté des installations, risque de prolifération, gestion des déchets, etc.), elle ne saurait répondre avant longtemps aux besoins de la Tunisie. Ne serait-ce que pour les raisons suivantes :  la taille des gammes standards éprouvées (plus de 1 000 MW de puissance unitaire) est surdimensionnée par rapport à l'échelle du parc électrique tunisien, sachant que la puissance appelée en pointe sur le réseau national interconnecté est actuellement de l'ordre de 3 500 MW.  L'investissement qu'implique une centrale nucléaire est financièrement très lourd, pour ne pas dire rédhibitoire : les deux tiers du budget actuel de l'État tunisien pour une seule unité de type EPR !  Le recours à cette filière se traduirait par une forte dépendance technologique : les fabricants de réacteurs, et plus encore les fournisseurs d'uranium enrichi constituent un cercle encore plus exclusif que les exportateurs d'hydrocarbures, et a fortiori de charbon. Concernant maintenant le charbon, outre l'abondance et la diversité de ses sources d'approvisionnement, il a l'avantage d'être, et de loin, l'énergie fossile la moins chère à l'importation, ce qui explique sa part encore dominante dans le mix électrique mondial (Fig.37). Cependant, malgré les grands progrès réalisés (en termes de rendement notamment), il reste très pénalisé du point de vue écologique (fortes émissions à effet de serre, entre autres). Ses nuisances pénalisent son acceptabilité sociale. Les mêmes raisons environnementales le rendent par ailleurs inéligible auprès des bailleurs de fonds traditionnels. D'où un problème de financement, d'autant plus critique qu'une centrale de ce type, même si sa production revient moins cher au bout du compte, implique un investissement au MW installé nettement plus lourd que les centrales à gaz. On peut enfin se demander si en engageant, en pleine phase de transition énergétique tant au plan national que planétaire, un processus charbon en vue d’une finalisation vers le milieu des années 2020, on ne risquerait pas de prendre une décision stratégique à contretemps, voire à contre-courant ? 52 Dans ces conditions, le gaz naturel a toutes ses chances de conserver une position majeure dans le mix énergétique, et plus spécifiquement le mix électrique, de la Tunisie. Encore faut-il en circonscrire les besoins, pour se préoccuper ensuite de ses conditions d'approvisionnement. Commençons donc par examiner la demande de gaz du secteur électrique. IV.2 METHODOLOGIE La prévision de consommation de gaz du secteur électrique a été élaborée par la Direction des Etudes et de la Planification (DEP) de la STEG, en optimisant le programme d’équipement en moyens de production d’électricité pour diverses options de développement du parc :  Poursuite optimale de la configuration "Tout Gaz"  Production de 30% de l'électricité en 2030 à partir d'énergies renouvelables (EnR)  Mise en service en 2022 et 2026, entre la Tunisie et l’Italie, de deux lignes d'interconnexion sous-marines, de 600 MW chacune, en vue de l’importation d’électricité. Chacune de ces options a été déclinée en sous options, ou en options croisées :  Pour l’option "Tout Gaz" et compte tenu de l’incertitude sur la disponibilité du gaz produit localement, la possibilité a été envisagée de combler le déficit par l’importation de GNL.  L’option EnR a été croisée avec les scénarios d’interconnexion.  L’interconnexion a été envisagée avec une première capacité de transit de 600 MW mise en service en 2022, qui serait doublée en 2026. L’équipe DEP a utilisé le modèle WASP (A.I.E.A.) pour évaluer la demande annuelle de combustible tenant compte des diverses configurations suivantes :  parc augmenté des seuls cycles combinés et turbines à gaz (option "Tout Gaz") ;  parc où ont été imposées, en 2022 et 2026, deux unités de 600 MW chacune, simulant l’interconnexion ;  parc comportant des centrales à énergie renouvelable fournissant l'objectif fixé (30% en 2030), simulées par une centrale hydraulique au fil de l’eau ;  combinaisons d’interconnexions et de renouvelables. Signalons ici que le modèle WASP est dit "en un point", c’est-à-dire qu’il ne prend pas en compte la configuration du réseau électrique, ni ses pertes, ni les contraintes que sa conduite impose à la gestion du parc de production. IV.3 HYPOTHESES Les principaux intrants pour le fonctionnement simulé du parc de production électrique sont : le parc existant et son extension en cours avec les caractéristiques techniques correspondantes, les types d’équipements susceptibles d’être installés ("candidats") et leurs caractéristiques techniques et économiques, la demande d’électricité, les prix des combustibles. 53 IV.3.1 Le parc existant Les unités les plus anciennes encore en service datent de 1975. La moitié environ du parc existant aura été déclassée d’ici à 2030, et les groupes les plus récents seront arrêtés en 2046. Figure 40: Parc thermique installé ou décidé MW 5,000 Turbines à gaz Gasoil Turbines à gaz Gaz Nat. 4,500 Cycles Combinés 4,000 Therm. Vap. Gaz Nat. 3,500 Therm. Vap. Fuel Lourd / Gaz Nat. 3,000 2,500 2,000 1,500 1,000 500 0 IV.3.2 Les équipements "candidats" Les "candidats" à l’expansion retenue pour le parc de production sont :  les cycles combinés d’une taille unitaire de 450 MW, ayant une consommation spécifique de 0,160 tep/MWh à puissance nominale ;  les turbines à gaz d’une taille unitaire de 300 MW, ayant une consommation spécifique de 0,240 tep/MWh à puissance nominale ;  les centrales à énergies renouvelables ;  l’interconnexion avec le réseau italien par modules de 600 MW. Interconnexions et énergies renouvelables ont été imposées aux dates convenues (2022- 2026 et 2030 respectivement), les candidats thermiques étant insérés par le modèle WASP de façon automatique, par optimisation. IV.3.3 La demande L’évolution de la demande d’électricité se caractérise par une relative stabilité de la monotone de charge, malgré une légère détérioration du facteur d’utilisation de la pointe qui passe de 54 % en 2017 à 51 % en 2035. 54 Figure 41: Monotones de puissances classées pour des facteurs de charge de 51 et 54 % Source : STEG-DEP 100% % Pmax 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% FC : 54% 10% FC : 51% % 8760 h 0% 0% 20% 40% 60% 80% 100% Durant la même période, la demande d’électricité croît au taux annuel moyen de 3,0 % en termes d’énergie, et de 3,4 % pour ce qui est de la puissance maximale appelée. Figure 42 : Prévision de la demande d'électricité : GWh MW 35,000 8,000 Energie Puissance 7,000 30,000 6,000 25,000 5,000 20,000 4,000 15,000 3,000 10,000 2,000 5,000 1,000 0 0 2016 2019 2022 2025 2028 2031 2034 IV.3.4 Le prix du gaz Le scénario retenu d’évolution du prix du gaz naturel a été établi sur la base :  du prix moyen pondéré national du gaz naturel pour 2015, soit 290 USD2014/tep-pcs7,  des taux d’évolution du Scénario Médian d’évolution des prix des combustibles tel qu’établi par l’AIE et auquel nous nous sommes déjà référés au chapitre I (Paragr.I.2.3). 7 Direction Production Transport du Gaz - STEG 55 "New Policies Scenario" in World Energy Outlook 2015 Agence Internationale de l’Énergie Nov. 2015 "Le scénario "Nouvelles Politiques" constitue le scénario de référence de l'AIE (scénario médian). Il prend en compte les engagements politiques généraux et les plans annoncés par les pays, y compris les engagements nationaux de réduction des émissions de GES et prévoit d'éliminer progressivement la subvention des énergies" fossiles, même si les mesures de mise en œuvre de ces engagements restent encore à identifier ou à annoncer" Figure 43: Scenarios de prix du gaz naturel USD/tep 450 400 350 300 250 200 Current Policies Sc 150 New Policies Sc (3) 100 450 Sc 50 Low Oil Price Sc 0 Tableau 4 : Scenarios de prix AIE pour le gaz naturel ($2014/tep-pcs) Année Current New Policies 450 Low Oil Policies (median) (3) Price 2015 290 290 290 290 2020 258 251 242 199 2025 321 300 271 244 2030 399 360 304 299 2035 419 378 296 339 2040 440 398 288 384 IV.4 RESULTATS IV.4.1 Scénarios présentés Sur la base des hypothèses décrites ci-dessus, l’équipe DEP a obtenu des résultats que nous ne reprenons ici que pour les scénarios les plus caractéristiques, à savoir :  le scénario "Tout Gaz" (Business as usual) qui prolonge la tendance actuelle à installer des groupes Turbine à Gaz (TG) ou Cycle Combiné (CC) fonctionnant au gaz naturel ;  un scénario "30 % EnR en 2030" prévoyant l’installation progressive d’unités de production d’électricité à partir d’Energies Renouvelables, jusqu’au niveau de 30 % de la production annuelle d’énergie électrique en 2030. A cet horizon, la puissance installée des unités de production à partir d’EnR est répartie entre photovoltaïque (P V), éolien (EOL) et solaire thermique (CSP), à raison de 58 %, 37 % et 5 %, respectivement ; 56  un scénario "30 % EnR avec interconnexion" comportant, outre la contribution EnR de 30 % à la production de 2030, la mise en service en 2022 et 2026 de deux liaisons sous- marines de 600 MW chacune, entre la Tunisie et la Sicile, pouvant être considérées par le conducteur du réseau électrique tunisien, comme deux groupes de base locaux. Tout comme les unités de production d’électricité à partir d’EnR, la production des centrales virtuelles auxquelles est assimilée l’interconnexion se substitue à une production du scénario Tout Gaz et vient réduire d’autant la demande nationale de gaz. IV.4.2 Puissances installées et énergies produites Pour le scénario Tout Gaz, le programme d’équipement obtenu (proportion CC/TG) est insensible aux scénarios de prix du gaz tels que testés. Il en est de même pour la consommation de gaz, laquelle ne dépend que des énergies renouvelables produites localement et des importations d’électricité (interconnexion Tunisie-Italie). Alors que le facteur d’utilisation des unités thermiques est principalement déterminé par la forme de la courbe de charge, le facteur d’utilisation des centrales EnR (ici 22 %) est imposé par l’intermittence de la ressource primaire. C’est ce qui explique l’augmentat ion importante de la puissance installée nécessaire pour atteindre l’objectif de 30 % d’électricité renouvelable. A contrario, l’interconnexion est exploitée en base avec un facteur d’utilisation de plus de 80%. Pour les trois scénarios principaux d’équipement, les puissances installées et les énergies produites se présentent comme suit (six graphiques dans la figure 44 suivante). 57 Figure 44: Puissances installées et Energies produites pour divers scénarios Puissance Installée (GW) Energie produite (TWh) GW TWh 14 35 TG EnR CC TG 12 30 Total actuel CC TV 10 25 Tout Gaz 8 20 6 15 4 10 2 5 0 0 GW GW TWh TWh 14 35 EnR EnR TG TG 12 30 CC CC TV Total actuel 10 25 30 % EnR 8 20 6 15 4 10 2 5 0 0 TWh TWh GW Eolien 14 35 EnR PV TG 30 % EnR + Interconnexion CSP 12 Intercon. 30 TG Intercon. CC 10 TV 25 CC Total actuel 8 20 6 15 4 10 2 5 0 0 58 IV.4.3 Demande de gaz du secteur électrique Le scénario "Tout Gaz" repose sur l’hypothèse implicite qu’aucune contrainte ne pèse sur l’approvisionnement en gaz. Ainsi tous les nouveaux équipements sont des cycles combinés et des turbines à gaz. La consommation globale de gaz du parc de production passe de 3,8 Mtep en 2017 à 4,8 Mtep en 2030. On a supposé ici, comme pour les autres scénarios, que les turbines à vapeur bi-combustibles ne fonctionnaient qu’au gaz naturel. On pourrait réduire la consommation annuelle de gaz de 600 ktep durant les années 2020 à 2024, si on ne leur faisait brûler que du fuel lourd. Lorsqu’en 2030, 30 % de l’énergie électrique est produite à partir d’énergies renouvelables, la demande de gaz du secteur est réduite de 1,280 Mtep. A ce même horizon, 1 200 MW d’interconnexion induisent une baisse additionnelle de la consommation de gaz de 1,440 Mtep. La conjugaison de ces deux programmes (EnR + Interconnexion sous-marine) ferait donc économiser 2,7 Mtep en 2030, sur les 4,8 Mtep qu'atteindraient sans cela les besoins globaux des centrales en combustible (Fig.45 ci-après). La consommation du secteur électrique serait alors réduite de plus de moitié (55%), par rapport Scénario "Tout Gaz". Cet impact majeur des deux programmes sur la demande nationale de gaz ne peut qu'encourager fortement à les concrétiser, en vue de réduire la dépendance du pays à cet égard. Figure 45: Scenarios de demande de gaz du secteur électrique (Mtep) 6 Mtep Tout Gaz Effet "EnR 30%" 30% EnR en 2030 5 30% EnR + Intercon. 4,8 Mtep 1,28 Mtep 4 3 1,44 Mtep 2 Effet "Interconnexion 2 x 600 MW" 2,1 Mtep MMWMW" 1 0 Anticipant sur les résultats du chapitre suivant, on notera enfin que la part du gaz destinée à la production électrique, qui se situe aujourd'hui autour de 75% de la consommation totale de gaz naturel, baisserait à l'horizon 2030 à environ 60% dans le scénario "Tout Gaz" et 40% dans la combinaison "EnR 30% + Interconnexion". La part vendue aux autres utilisateurs (industrie, tertiaire & résidentiel) passerait alors des 25% actuels, à 40% et 60%, respectivement. 59 IV.5 RETOUR AU MIX ELECTRIQUE Nous concluons synthétiquement ce chapitre par la présentation du mix électrique 2030, dans chacun des scénarios précédents. Cette série de trois figures illustre à cet horizon la baisse spectaculaire de la dépendance du secteur de l'électricité vis-à-vis du gaz naturel, quand on passe d'un scénario à l'autre (98% vs 70% vs 40%) : Figure 46: Mix électrique Horizon 2030 dans le Scénario "Tout Gaz" EnR 0,5 TWh 2% Gaz 28,3 TWh 98% Figure 47: Mix électrique Horizon 2030 dans le Scénario "EnR 30% en 2030" EnR 8,5 TWh 30% Gaz 20,3 TWh 70% Figure 48: Mix électrique Horizon 2030 dans le Scénario "EnR 30% en 2030 + Interconnexion 2x600 MW" Importation d'électricité depuis l'Europe Gaz 8,7 TWh 11,6 TWh 30% 40% EnR 8,5 TWh 30% 60 Figure 49: Carte du réseau tunisien de transport d'électricité 61 DEMANDE DE GAZ EN TANT QU'ENERGIE FINALE Un plan de développement du gaz naturel a été adopté au cours de la décennie écoulée, en vue d’intensifier la pénétration du gaz naturel dans les régions déjà desservies, par une politique commerciale incitative de raccordement au réseau moyennant une participation modique de l'usager. Dans l’espoir de nouvelles découvertes de gaz dans le Sud et vu l'implantation autour de Gafsa d’usines chimiques à côté de l’exploitation et du traitement du phosphate, le programme prévoyait en particulier d'alimenter cette région en gaz à partir de 2 connexions : une première par le Nord à partir du Gazoduc Trans-tunisien, une deuxième par l'Est venant de Gabès. Le bouclage du grand réseau de transport, ainsi réalisé devait permettre d’acheminer à bon port toute quantité de gaz éventuellement découverte dans le Sud. Figurait aussi au programme, afin de satisfaire les besoins des nouvelles zones industrielles, des ménages et des activités de services, l’alimentation du Centre-Ouest (Kairouan), dont le raccordement a été effectivement réalisé en 2011, ainsi que du Nord-Ouest (Le Kef, Béja et Tabarka), pas encore alimenté à ce jour. Cet objectif a été repris après la révolution de 2011, dans le cadre de la politique de discrimination positive au profit des régions défavorisées, sauf qu'entre-temps, la situation du secteur gazier a changé drastiquement. Comme nous le verrons au chapitre IX, les disponibilités de gaz naturel ont en effet baissé fortement, du fait :  du ralentissement de la production nationale, pour des raisons dont l'exposé déborderait du cadre de la présente étude ;  de la réduction brutale des volumes revenant à l'Etat au titre du forfait fiscal appliqué au gaz transitant par le territoire tunisien (cf. Fig.30 Paragr.III.4 Chap.III) ; cette réduction est la conséquence directe de la crise économique qui a affecté la demande européenne de gaz naturel et en particulier les importations italiennes (cf. Fig.22 Paragr.II.4.4 Chap.II), conjuguée à la "révolution du gaz de schiste" aux USA et à ses effets indirects sur la scène énergétique mondiale : le charbon américain bon marché, se trouvant supplanté sur ses terres par ce nouveau gaz très compétitif, a trouvé un débouché en Europe où, par un singulier retour de situation, il a à son tour concurrencé pour un temps le gaz conventionnel … Tel est le contexte dans lequel, après le chapitre consacré à l'utilisation du gaz en tant qu'énergie primaire par le secteur électrique, nous abordons à présent l’utilisation finale du gaz naturel en Tunisie par les autres secteurs d'activité et les ménages8. 8 Sauf indication contraire, les figures et tableaux du présent chapitre V ont été établis par les auteurs du rapport, sur la base des données de l'O.N.E. et de la STEG (Direction Gaz) 62 V.1 SITUATION DE LA DEMANDE FINALE DE GAZ V.1.1 Structure de la consommation nationale par type d'énergie fossile Le graphique ci-dessous nous permet de visualiser le poids du gaz dans ce bilan et sa répartition entre l'énergie primaire pour la production d'électricité et l'énergie finale pour les besoins des autres secteurs. Figure 50: Répartition de la consommation d'énergie fossile par produit en Mtep-pci et en % (2015) Gaz pour production d'électricité Gaz 3,4 Mtep hors 37% électricité 1,2 Mtep 13% Essence 0,6 Mtep 7% Pétrole lampant 0,1 Mtep 1% Au niveau de la demande finale (donc hors électricité), c'est le gasoil qui occupe la 1ère place en volume, devant le gaz. Ceci résulte de son poids (71% cf. Fig.51 ci-dessous) dans le secteur du transport, lequel avec 37% des besoins totaux d'énergie fossile, dépasse tous les autres secteurs par l'importance de sa consommation. Figure 51: Répartition de la consommation d'énergie fossile par secteur et par produit (Source : d'après ANME) Gaz Tertiaire 170 ktep Gasoil Agriculture 334 ktep 89% Gaz GPL Résidentiel 216 495 ktep ktep 65% Gaz Fuel-oil Petcoke Gasoil Industrie 797 ktep 212 621 ktep 46% ktep 36% Gasoil Essence Transport 1 512 ktep 612 ktep 71% 29% 0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 ktep 63 V.1.2 Structure de la consommation finale de gaz naturel par région Comme illustré par la carte ci-après, le gros de la consommation finale de gaz naturel est concentré sur la côte Est du pays. Ce tropisme reflète principalement la localisation des centrales thermiques en zone côtière, qui a guidé le tracé du réseau de transport pour les raisons exposées précédemment. Figure 52: Répartition géographique du nombre d'abonnés au gaz naturel (2015) Tableau 5 : Répartition de la consommation de gaz et des abonnés par région (2015) Région ktep % Abonnés % Tunis 389 28% 460 000 60% Nord 301 22% 94 000 12% Nord-ouest 17 1% 2 0% Centre 383 28% 170 000 22% Sud-ouest 77 6% 7 000 1% Sfax 120 9% 35 000 4% Sud 82 6% 8 000 1% Total arrondi 1 370 100% 770 000 100% 64 V.1.3 Structure de la consommation finale de gaz naturel par secteur En 2015, la consommation finale (donc hors production électrique) se répartit principalement entre industrie, ménages et petit tertiaire, et tourisme et autres services (y compris pompage et agriculture) : Figure 53: Structure sectorielle de la consommation finale de gaz naturel (2015) Services 21 ktep Ménages 2% et petit tertiaire (450 usagers) 368 ktep 27% (770 000 usagers) Tourisme 44 ktep 3% (315 usagers) Industrie 910 ktep 66% Pompage et Agriculture (815 usagers) 21 ktep 2% (45 usagers) On retient des figures précédentes la part prédominante de l'industrie dans la consommation finale de gaz. Avec 910 ktep en 2015, elle représente les deux tiers du total national, hors production d'électricité (Fig.53 précédente), et accapare les neuf dixièmes de la demande finale des secteurs d'activité hors ménages. C'est donc là, a priori, que réside le plus important potentiel de substitution entre gaz naturel et autres combustibles (cf. Fig.54). Cette concentration de la consommation est d’autant plus intéressante que :  chaque branche industrielle comprend un petit nombre de gros consommateurs, faciles à cibler en vue d'orienter leurs choix énergétiques, notamment par le biais des tarifs ;  le gaz représente près de la moitié (47%) de la consommation de combustible de l'industrie. Figure 54: Structure de la consommation du secteur industriel par type de combustible (2015) Gaz Naturel 797 ktep 47% GPL 28 ktep 2% Gasoil 58 ktep 3% Fuel-oil 212 ktep 12% Petcoke 621 ktep 36% 65 V.1.4 Structure de la consommation du secteur industriel par branche Vu la place prépondérante du secteur industriel dans la consommation de gaz naturel, poursuivons notre exploration de la demande finale, avec l'analyse par branche : Figure 55: Structure de la consommation par branche industrielle en ktep et en % (2015) Industries Extractives 9 ktep Industries Diverses 1% Ind. Alimentaire et du Industrie 48 ktep Tabac Métallurgique de 5% Industrie du Textile 86 ktep Base 63 ktep 9% 8 ktep 7% 1% Ind. du Papier et de L'Edition 59 ktep 7% Ind. Chimique et du Pétrole Ind. des Matériaux de 120 ktep construction 13% 517 ktep 57% Notons la part dominante de l'industrie des matériaux de construction et du verre (IMCCV), suivie de la chimie. A elles deux, ces branches représentent plus de 70% de la demande de gaz naturel, au sein du secteur industriel. Le tableau ci-dessous illustre l’évolution de leur consommation sur la période 2005-2015. Tableau 6 : Evolution de la consommation de gaz naturel des secteurs IMCCV et IC (ktep-pcs) 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 IMCCV 376 394 476 470 513 552 559 645 630 565 517 Chimie (IC) 104 130 121 114 126 130 101 121 124 136 120 Détaillons l'analyse de ces deux branches. 66 a) Industrie des matériaux de construction Deux principaux sous-secteurs composent l’industrie des matériaux de construction :  Industrie du ciment et ouvrages en ciment, avec 22% de la consommation de gaz naturel de la branche et 15 clients dont 8 cimenteries.  Industrie de la céramique, avec 72% de la consommation de gaz naturel et 75 clients dont 6 briqueteries. Le combustible utilisé par les cimenteries a évolué en fonction de la proximité de la source d’approvisionnement. Les premières cimenteries (CAT à Tunis et CPB à Bizerte) utilisaient principalement du fuel lourd. La cimenterie de Gabès fut la première à brûler du gaz naturel, qui venait du gisement d'El Borma ; elle a été suivie par la CIOK, non loin de la frontière algérienne et toute proche du Gazoduc trans-tunisien. L’utilisation de gaz naturel dans les cimenteries a connu deux périodes :  période de surplus de gaz naturel (essentiellement autour des années 2000), qui a encouragé les cimenteries à délaisser le fuel lourd pour le gaz ;  période de déficit gazier, qui a correspondu aussi à une conjoncture favorable à l'exportation de ciment : cette période a connu un début d’application de la politique ciblée de vérité des prix énergétiques, principalement pour le gaz et l’électricité ; ces mesures salutaires ont conduit tout naturellement les principaux cimentiers à se tourner vers le petcoke importé, qui leur revenait dès lors moins cher. La consommation de gaz naturel de la branche a ainsi connu un accroissement annuel moyen de 4,7% entre 2004 et 2012, puis une baisse moyenne de 7,1% entre 2012 et 2015 : Figure 56: Consommation de gaz naturel et de petcoke, des cimenteries (ktep) ktep gaz petcoke 700 621 600 574 500 420 400 358 342 300 235 208 184 173 200 164 103 100 77 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 67 b) Industrie chimique Trois sous-secteurs composent l’industrie chimique :  La production de phosphates et la fabrication d’engrais, avec 54% de la consommation de la branche et 7 clients,  Autres industries chimiques, avec 35% de la consommation et 49 clients,  La fabrication d’huile et des corps gras, avec 10% de la consommation et 15 clients. La production de phosphate est assurée par la Compagnie des Phosphates de Gafsa sur divers sites qui utilisent à ce jour le fuel lourd comme combustible principal. Quant à l’industrie des engrais, elle a démarré sur la côte Sud-Est du pays, suivant en cela le tracé du réseau gazier : zone de Gabès (alimentée à partir du gisement d’El Borma, au Sud) et de Sfax (alimentée à partir du gisement off-shore de Miskar). V.2 PROJECTION DE LA DEMANDE FINALE DE GAZ V.2.1 Principales hypothèses Les prévisions de la demande reposent sur les hypothèses générales suivantes :  la réalisation du plan de développement du réseau de transport et de répartition, dont la longueur (hors Gazoduc Trans-tunisien) passerait de 2 600 km à 3 900 km.  la réalisation du programme de développement du réseau de distribution, qui se poursuivrait au rythme actuel, soit un millier de kilomètres par an. a) Secteur résidentiel et tertiaire La projection table sur :  Le raccordement au gaz d’une moyenne de 60 000 nouveaux ménages par an ; ce nombre passerait des 770 000 de fin 2015 à 1 000 000 en 2020 et 1 600 000 en 2030.  Les consommations unitaires des ménages dans les régions desservies, supposées égales aux moyennes enregistrées entre 2010 et 2013.  Une consommation unitaire de 0,4 tep/an par ménage pour les nouvelles zones urbaines desservies. L’évolution annuelle de la consommation du petit tertiaire serait de 6% jusqu’à 2020 et de 8% au-delà. Figure 57: Consommation unitaire des clients résidentiels et du petit tertiaire, par région tep /client-an GABES MAHDIA MONASTIR SOUSSE Moyenne nationale 0,6 tep / client-an TUNIS ARIANA 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 68 b) Secteur hôtelier La demande projetée du secteur hôtelier tient compte d'une part de l’alimentation de nouvelles zones touristiques, et d'autre part de la consommation unitaire moyenne par lit. Cette demande prévisionnelle suppose :  l’alimentation à partir de 2016 de la zone touristique de Jerba-Zarzis (potentiel de 17 ktep/an) ; la conversion au gaz de 40% des hôtels en 2016, 60% en 2017 et 100% en 2018.  l’alimentation des zones hôtelières de Bizerte et du Nord Ouest à partir de 2020 ; la demande potentielle correspondante s’élèverait à 2,5 ktep/an et augmenterait ultérieurement d e 3% par an. c) Secteur industriel La projection de la demande suppose ici :  la pénétration du gaz à la fois dans les anciennes et nouvelles régions desservies. Elle tient compte du marché des combustibles que le gaz peut remplacer, comme identifié par les enquêtes de la STEG, ce qui conduit à une demande d’environ 500 ktep pour 500 unités industrielles. La conversion au petcoke de la cimenterie de Bizerte réduirait cette demande de 90 ktep ;  la substitution du gaz au fuel lourd pour près de 90% de la demande potentielle, au GPL pour 7% et au gasoil pour 4%, comme détaillé dans le tableau ci-dessous ;  une croissance de la demande de 1% par an à compter de 2020 pour les industries grosses consommatrices d'énergie (IGCE), et de 2,5% par an pour les autres industries. Ce dernier taux correspond à une hypothèse d’augmentation de l’activité industrielle de 4% par an et à une diminution de l’intensité énergétique de 1,5% par an. Tableau 7 : Unités industrielles identifiées Répartition régionale et consommation potentielle de gaz Unités Demande potentielle en ktep Région industrielles Fuel HTS Gasoil GPL Total (arrondi) Tunis 110 5 5 3 15 Nord 185 200 7 27 230 Nord-Ouest 45 30 1 1 35 Centre 60 60 3 1 65 Sfax 55 15 2 3 20 Sud 30 50 1 3 55 Sud-Ouest 15 80 0 80 Total (arrondi) 500 435 20 40 500 d) Grands projets Le seul "grand" projet considéré est celui du Port Financier, dans la banlieue nord de Tunis, à compter de 2021, et ce, pour un potentiel de 25 ktep en 2035. 69 V.2.2 Extension du réseau de transport Le réseau de transport programmé d’ici 2020 devrait concerner près de 170 communes abritant 90% des ménages urbains. Il convient de noter à ce sujet que le potentiel de consommation des différentes zones ciblées parait disproportionné avec le montant des investissements correspondants. La figure ci- après, qui rapporte l'investissement aux tep consommées, est édifiante à cet égard : Figure 58: Investissement transport ramené au volume remplaçable par le gaz (DT investi /tonne d'équivalent fuel) kebili Sidi bouzid Beja Jendouba Siliana Kef Tataouine Bizerte et villes voisines DT investi/tep potentielle 0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 Ainsi, le montant à investir dans le réseau de transport pour atteindre certains sites, varierait de 700 à 6 500 DT environ par tep remplaçable, soit près du simple au décuple. Même s'il ne repose que sur une estimation préliminaire du marché potentiel, un coût aussi exorbitant donne d'autant plus à réfléchir qu'il ne comprend ni le coût du réseau de distribution, ni les frais d'exploitation, auxquels il faudrait ajouter ou retrancher le différentiel de prix entre le gaz et le produit remplacé ! Ne faudrait-il pas alors se demander si un tel effort financier est à la mesure du service rendu ? Ne s'agissant après tout que de substituer au GPL principalement, son équivalent en gaz naturel, les supposés destinataires ne trouveraient-elles pas plutôt leur avantage ailleurs, à mise de fonds égale bien entendu ? V.2.3 Extension du réseau de distribution Le développement du réseau de distribution concernerait les 105 communes déjà desservies, ainsi qu'une soixantaine de communes dont l’alimentation est prévue entre 2016 et 2020. Ce programme ambitieux de développement du gaz dans le secteur résidentiel traduit la politique de discrimination positive voulue par les pouvoirs publics. Ainsi à l’horizon 2020 : - 23 gouvernorats sur un total de 24 seraient alimentés en gaz ; - 170 communes environ (sur 260) seraient alimentées dans ce cadre ; - ces communes abriteraient 90% des ménages urbains. 70 Le nombre de clients raccordés au réseau gaz (770 000 à fin 2015) franchirait le cap du million en 2020, dépasserait 1,5 million en 2030 et atteindrait les deux millions avant 2040. La réalisation du programme de transport et de distribution du gaz, augmenterait de moitié d’ici 2020, la longueur du réseau de transport lequel passerait ainsi de 2 600 km à 3 900, et du réseau de distribution, qui passerait 14 000 km à 20 000 : Figure 59: Evolution de la longueur du réseau gaz (en milliers de km) Milliers de km Réseau de transport Réseau de distribution 25 20 15 10 5 0 1995 2000 2005 2010 2014 2020 Le potentiel global de consommation à l’horizon 2020, compte tenu de la prospection du secteur industriel, du programme de développement du nombre de clients résidentiels et de la capacité hôtelière additionnelle, s’élèverait à 0,6 million de tep don t les 2/3 situés dans les zones desservies ou en cours de desserte, 60% venant en substitution au fuel lourd. Figure 60: Répartition du potentiel de consommation de gaz par produit de substitution en ktep GPL 215 ktep 37% Fuel-oil 350 ktep 60% Gasoil 20 ktep 3% Figure 61: Répartition du potentiel de substitution par région en ktep Bizerte Beja + Jendouba 126 ktep + Le Kef + Siliana 21% 52 ktep 9% Autres régions Kebili desservies 4 ktep ou en cours 1% 380 ktep 65% Tataouine 19 ktep Sidi Bouzid 3% 5 ktep 1% 71 V.2.4 Projection de la consommation finale de gaz naturel par secteur La projection établie sur la base des hypothèses précédentes, aboutirait aux résultats suivants (Mtep) :  La consommation finale de gaz doublerait en 15 ans, passant de 1,4 million de tep actuellement à près de 3 millions en 2030.  La consommation du secteur industriel croitrait entre 2015 et 2030 au même taux annuel moyen que durant les quinze dernières années, soit 4,4%. Sa part dans la demande finale de gaz baisserait de 65% actuellement, à près de 60% en 2030 et 50% environ en 2040. L’augmentation de la part des autres secteurs s'explique par le fait que le gaz y est nettement plus attractif. Il vient en effet s'y substituer au gasoil et au GPL.  Les secteurs résidentiel et tertiaire, tout en progressant plus rapidement que l'industrie, croitraient moins vite que par le passé : 6,3% contre 7,1% par an pour les quinze dernières années. Tableau 8 : Projection de la consommation finale de gaz naturel par secteur 2016-2040 (Mtep) Secteur 2016 2020 2025 2030 2035 2040 Industrie 0,9 1,2 1,5 1,7 1,8 2,0 Résidentiel et Tertiaire 0,5 0,6 0,9 1,2 1,5 1,9 Total 1,4 1,9 2,4 2,9 3,3 3,9 Ces hypothèses étant ainsi établies, un ciblage dans la substitution entre le gaz et les divers produits pétroliers qu'il est appelé à remplacer (gasoil, GPL, pétrole lampant, fuel lourd…) pourrait avoir un impact important à la baisse sur le volume des demandes sectorielles projetées à ce stade. Or une telle sélectivité serait salutaire. En effet, la nécessité de faire le meilleur usage du gaz, qui pèse aujourd'hui si lourdement sur la balance commerciale, devrait conduire à encourager la pénétration du gaz uniquement là où il est porteur d'une vraie valeur ajoutée. Il faudrait en outre veiller à respecter un rapport adéquat entre les dépenses consenties (investissements d'infrastructure, frais d'exploitation, achat du gaz bien sûr), d'un côté, et de l'autre les avantages à en tirer, vu les qualités spécifiques du gaz naturel. Le fait que l'investissement par tep à desservir, puisse, dans certaines zones très éloignées du réseau, revenir jusqu'à 10 fois plus cher qu'ailleurs (Fig.58 Paragr.V.2.2), ne peut laisser indifférent ! 72 RESERVES POTENTIELLES DE GAZ VI.1 SITUATION GEOGRAPHIQUE ET CLASSIFICATION DES RESERVES En considérant les différents types de réservoirs ou de roches mères ainsi que la composition des effluents en hydrocarbure et le contexte structural, la Tunisie pourrait être subdivisée en gros en quatre provinces pétrolières :  Nord : le Cap Bon et le golfe de Hammamet  Est : le golfe de Gabès et la région de Jerba/ Zarzis  Ouest : la Tunisie centrale et la région de Sfax  Sud : la Zone des Chotts et le Bassin de Ghadamès Figure 62: Carte de la Tunisie - Infrastructure pétrolière et gazière & Situation des champs d’hydrocarbures (Couleur verte = Champs à huile et couleur rouge = champs à gaz)9 Cap Bon & Golfe de Hammamet: Abandonnés (5): Belli, El Menzah, Ouedna Cap-bon, et Zinnia. En production (3): Maamoura, Baraka, Beni Khaled,. Découvertes non développées (7): Cosmos, Halk El Menzal, Byrsa, Zelfa, Yasmin, Mahdia, Dogga. Sfax & Tunisie Centrale: Abandonné (1): El Ain, En production (10): Rhemoura , Guebiba, El Hajeb, Mahres, Sidi El Ittayem, Sidi Behara, Sidi El Kilani, Douleb/Semmama/Tamesmida, Découvertes non développées (3): El Jem, Chorbane, Chaal. Golfe de Gabés & Jerba /Zarzis: En production (10): Ashtart, Didon, Cercina, El Bibane, Mazrane Ezzaouia, Robbana , Hasdrubal, Chergui, Miskar. Découvertes non développées (6): Salloum, Miskar Terrasse, Jugurtha, Zarat, Elyssa, El Nisr. Zone des Chotts & Bassin de Ghédames: En production (+25): Sabria, Ghrib, Oued Zar, Hamouda, Adam,, MLD, El Borma, Shurouq, Sanhar, Echouech, Chouech essaida, BirBenTartar, Durra, Mouna, Amani, Franig, Baguel, Tarfa , Djebel Grouz , Nawara, Benefsej, Bochra, Abir Découvertes non développées: (+30) Nakhil, plusieurs puits Ordovicien 9 Sauf indication contraire, les figures et tableaux du présent chapitre ont été établis par les auteurs du rapport, sur la base des données de l'ETAP 73 Les disponibilités potentielles de la Tunisie en gaz naturel se déclinent entre trois catégories de ressources classées selon la classification internationale, avec toute la prudence qui s'impose dans cette matière si incertaine. Rappelons que les ressources d’hydrocarbures désignent l'ensemble des volumes d'hydrocarbures contenus dans le sous-sol. Quant aux réserves d’hydrocarbures, elles désignent les volumes récupérables d'hydrocarbures aux conditions techniques et économiques du moment dans des gisements exploités ou en passe de l'être. Le schéma ci-après résume ainsi le potentiel national en gaz naturel : • 17 Concessions en cours de production : Réserves (2P) restantes jusqu’à 2015 en gaz commercial # 28 MTEP Ressources • 4 Concessions en cours de développement: Réserves (2P) de gaz Prouvées commercial # 13 MTEP. • Champs marginaux à développer: Découvertes non développées - Ressources Réserves (2C) de gaz commercial # 95 MTEP Contingentes • 45 Permis d’exploration: Réserves (P50) # 795 MTEP Ressources Prospectives VI.2 LES RESSOURCES EN GAZ "PROUVEES" ("2P") Les ressources prouvées ou ultimes sont représentées d'une part par les concessions actuellement en production et d'autre part par celles qu'il est prévu de mettre en exploitation entre 2016 et 2018. VI.2.1 Réserves et prévisions de production Dix-sept concessions en cours d'exploitation produisent actuellement du gaz libre et du gaz associé à l’huile :  6 Concessions à gaz : Miskar, Hasdrubal, El Franig, Baguel/Tarfa, Chergui, Djebel Grouz  11 Concessions à huile : Oued Zar /Hammouda, Adam, El Borma, Sabria, Chourouq, Maamoura, Baraka, MLD, Dorra/Mona, Anaguid Est et Chouech Saida/Echouech Les réserves prouvées récupérables et restantes en gaz qui leur correspondent à fin 2015, s'élèveraient à 28 Mtep environ. La production gazière provenant des réserves prouvées a subi un net déclin depuis 2010, ce qui est probablement dû au manque d'interventions permettant d’amortir le déclin naturel de la production des champs en cours d’exploitation . Ceci peut s'expliquer par la conjoncture économique et sociale du pays au cours de cette période et par la chute drastique du prix du pétrole. Même les champs les plus matures et les plus importants, tels que Miskar et Franig, ont enregistré une baisse sensible. 74 VI.2.2 Concessions à mettre prochainement en exploitation Quatre nouvelles concessions doivent être mises en production entre 2016 et 2018 :  Concessions à gaz : Nawara, Benefsej, et Bochra/Abir. (Sud tunisien)  Concession à huile : Ghrib (Zone des Chotts). Les réserves prouvées correspondantes de gaz commercial sont estimées à 13 Mtep environ. VI.2.3 Profils de production des réserves prouvées Les profils de production de gaz découlant de ces 41 Mtep (= 28 + 13) de réserves prouvées sont explicités dans le tableau 9 de la page suivante, et illustrés par les figures 63 et 64 ci- dessous. Dans les vingt années à venir, ces réserves prouvées donneraient lieu à une production cumulée de 26 à 31 Mtep, avec un pic de production compris entre 2,7 et 3,1 Mtep/an en 2019, qui correspond à la mise en production du gisement de Nawara. Les contributions du bassin de Ghadamès et du golfe de Gabès à la récupération de l'ensemble des réserves prouvées représenteraient respectivement 52% et 45 % du total. Figure 63: Estimations de production minimale de gaz commercial à partir des réserves "prouvées" (en ktep pcs) 2016-2035 ktep 3,500 Cap Bon & Golfe d'Hammamet Golfe de Gabès 3,000 Chotts & Bassin Ghadamès 2,500 2,000 1,500 1,000 500 0 Figure 64: Estimations de production maximale de gaz commercial à partir des réserves "prouvées" (en ktep pcs) 2016-2035 ktep 3,500 Cap Bon & Golfe d'Hammamet 3,000 Golfe de Gabès Chotts & Bassin Ghadamès 2,500 2,000 1,500 1,000 500 0 75 Tableau 9 : Prévisions de production de gaz naturel à partir des ressources "Prouvées" (ktep pcs) Cas maximal et cas minimal (2016-2035) Ressources Prouvées Min Ressources Prouvées Max Chotts & Golfe Cap Bon Chotts & Golfe Cap Bon Bassin de & Golfe Total Bassin de & Golfe Total Année Ghadamès Gabès d'Hammamet Min Ghadamès Gabès d'Hammamet Max 2 011 629 2 188 114 2 931 629 2 188 114 2 931 2 012 597 2 135 78 2 810 597 2 135 78 2 810 2 013 545 2 207 51 2 803 546 2 207 51 2 803 2 014 528 1 932 92 2 551 528 1 932 92 2 551 2 015 485 1 854 115 2 455 485 1 854 115 2 455 2 016 502 1 654 60 2 217 502 1 654 60 2 217 2 017 537 1 700 51 2 288 537 1 700 51 2 288 2 018 654 1 594 43 2 292 797 1 578 143 2 518 2 019 1 389 1 315 37 2 741 1 567 1 398 114 3 079 2 020 1 397 1 080 32 2 509 1 565 1 236 92 2 893 2 021 1 309 899 28 2 235 1 513 1 151 113 2 777 2 022 1 235 743 24 2 002 1 446 982 114 2 542 2 023 1 102 610 21 1 733 1 391 843 91 2 326 2 024 1 048 503 18 1 569 1 347 712 74 2 132 2 025 1 000 411 16 1 427 1 257 631 60 1 948 2 026 914 343 14 1 271 945 557 49 1 551 2 027 743 201 12 956 717 492 41 1 250 2 028 555 172 11 738 546 403 34 983 2 029 405 145 10 560 439 351 28 819 2 030 295 25 9 328 296 272 24 592 2 031 215 18 8 241 198 141 21 359 2 032 158 13 7 178 150 108 18 276 2 033 119 7 6 132 119 95 15 229 2 034 90 4 5 100 86 83 11 180 2 035 68 0 5 72 66 0 10 76 Il est à signaler que les prévisions de production minimales ne supposent aucune action au niveau des champs (cas de base). En revanche, les prévisions de production maximales tiennent compte des workovers et des forages de développement prévus par les opérateurs mais qui ont connu des retards pour des raisons économiques et sociales. 76 VI.2.4 Projets d'infrastructure en cours Le projet d'infrastructure en cours le plus important est celui de Nawara (dit aussi "Gaz du Sud"). Il consiste à construire 2 usines de traitement du gaz, la 1ère à Nawara et la 2ème à Ghannouch, reliées par un gazoduc de 24’’, long de 370 km et d'une capacité nominale de 4,3 Mtep/an (carte ci-dessous). Une autre usine de traitement de gaz et de mise en bouteille de GPL sera implantée à Tataouine, et reliée au gazoduc principal par un second gazoduc d’une longueur de 94 km et de 12’’ de diamètre. La production du champ Benefsej, structure située à la limite de la concession Nawara, doit être connectée au CPF Nawara. Figure 65: Infrastructure pétrolière et gazière avec nouveaux projets GABES MEDENINE TARFA BAGUEL TATAOUINE GAZODUC 24’’ NAWARA GABES BIR BEN TARTAR MLD AMANI AGP DURRA MONA OUED ZAR CPF NAWARA Wood Mackenzie 2015 Révisée par T. Boufares La mise en service du gazoduc principal de 24’’, prévue en 2018, devrait non seulement permettre l'entrée en production de Nawara et Benefsej, mais aussi favoriser le développement des champs Abir/Bochra et l'exploitation des niveaux à gaz de la concession Adam. Le projet de développement Anaguid-Est, en cours de réalisation, consiste en la construction d’une unité CPF (AGP = Anaguid Gathering Point, cf. carte ci-avant) qui permettrait de collecter la production de tous les puits de la concession, y compris celle de Durra/Mona, de traiter les effluents, et d’exporter liquide et gaz vers le centre de traitement Waha . Et ce, via un pipeline multiphasique de 8’’, long de 52 km, qui devrait être opérationnel début 2017. Un gazoduc de 6’’, long de 10 km est par ailleurs en cours de pose. Il reliera le CPF-Laarich au gazoduc Oued Zar -El Borma (cf. carte ci-avant), et sa mise en service est prévue pour 2018. 77 Nous terminons cette présentation des projets d'infrastructure en cours, par la question du gaz torché. Son volume, qui a été beaucoup réduit au fil des années, se situe actuellement autour de 380 tep/jour et concerne 21 champs en cours de production, soit une moyenne de 18 tep par jour et par gisement. Les projets visant à éradiquer le torchage sont les suivants :  Bir Ben Tartar (43 tep/j) : champ producteur d’huile pour lequel un projet de production d'électricité est en cours de préparation, avec la mise en place d’une ligne électrique Haute Tension de 220 kV longue de 14 km.  MLD (25 tep/j) : 2 ou 3 nouveaux puits de développement/appréciation vont être forés très prochainement et un gazoduc MLD/Oued Zar doit être posé en 2018 pour récupérer tout le gaz produit.  Dorra/Mona (2 tep/j) : un gazoduc reliant Dorra à Oued Zar sera mis en service au cours de l’année 2017 pour mettre en production les niveaux à gaz. VI.3 LES RESSOURCES EN GAZ "CONTINGENTES" ("2C") On entend par ressources "contingentes", les volumes de gaz actuellement identifiés par des découvertes, mais dont la mise en production n’est pas encore programmée pour des raisons techniques et/ou économiques. VI.3.1 Réservoir Ordovicien dans le Sud tunisien Le réservoir Ordovicien est présent dans tout le sud tunisien entre une profondeur de 4 500 m et 1 500 m. Les 38 puits traversant l’Ordovicien (champ Bir Ben Tartar non inclus) ont souvent montré de bons indices de gaz. Parmi ces 38 puits, 9 puits ont fait l’objet de tests concluants, avec des débits gaz de 20 à 200 tep/j. Il est à signaler que dans le champ de Bir Ben Tartar, le réservoir Ordovicien est actuellement producteur d’huile, et que dans certains puits des concessions Adam et Laarich, le réservoir Ordovicien contribue à la production de gaz et de condensat à des débits non comptabilisés, car il sert de moyen d’activation pour alléger la colonne huile/eau et optimiser la production de pétrole de l’Acacus. Un développement additionnel du réservoir Ordovicien serait envisageable dans les concessions du sud (El Borma, Oued Zar/Hamouda, Adam, MLD, Chourouq, Dorra/Mona, Anaguid Est et Nawara), ce qui pourrait augmenter sensiblement les réserves gazières nationales. Le développement de ces réserves contingentes ne nécessiterait pas d'investissement important, vu que toutes les installations de surface existent déjà. Une estimation sommaire a permis d’évaluer ces réserves additionnelles des structures ordoviciennes, qui seraient de l'ordre de 25 Mtep de gaz. 78 Logiquement, chaque structure ayant produit des hydrocarbures à partir de l’Acacus contiendrait automatiquement des hydrocarbures dans la série sous-jacente de l’Ordovicien (cf. Fig.66 ci-après), puisque toutes les conditions nécessaires à l’existence d’hydrocarbure y sont réunies, à savoir : couverture, roche-mère, piège structural, et réservoir. Les compagnies pétrolières qui opèrent dans le sud tunisien ont souvent négligé le développement et évité l’exploration du réservoir Ordovicien, de crainte qu’en cas de découverte, le gaz ne puisse pas être commercialisé, le gazoduc El Borma/Gabès étant actuellement saturé. Elles ont estimé en outre que l'exploitation de ce réservoir était risquée en raison de sa faible perméabilité. Des études sont en cours, par les soins de l’ETAP et des différents opérateurs du sud tunisien, en vue de trouver une solution efficace au développement de ce réservoir Ordovicien. Un démarrage de la production de gaz pourrait être éventuellement envisagé à partir de 2018, avec un débit initial annuel de 210 ktep/an et un plateau de 430 ktep/an à partir de 2023. La production cumulée pour les 20 années à venir se situerait entre 5,2 et 7,4 Mtep/an. Les réserves effectives et les profils de production dépendraient de l’activité d'exploration ainsi que du comportement dynamique du réservoir. Figure 66: Coupe schématique d’un puits dans le bassin de Ghadamès (Source Anadarko – révisée par T. Boufarès) Paleozoïque Acacus Silurien 4000m - 4500m - Schistes du Silurien « Hot Shale » Ord 5000m - Ordovicien 79 VI.3.2 Champs marginaux gelés Il s'agit des champs suivants :  Off-shore Golfe de Gabès (cf. carte ci-dessous) : Zarat, Jugurtha, Ashtart profond, Elyssa, Miskar Terrace (qui contribue actuellement à la production de Miskar), Nisr, Salammbô  Off-shore Golfe de Hammamet : Dogga  Zone de Sfax : Chaâl. Figure 67: Infrastructure pétrolière du Golfe de Gabès et position géographique des champs et découvertes pétrolières et gazières Mago Miskar Ter ace Hasdr ubal Deep Ham m on Deep Ces gisements, dont les réservoirs se trouvent à une profondeur d’environ 3 500 m, sont "gelés" c'est à dire en attente de décision d'exploitation, vu le caractère problématique de leur développement. Leurs réserves récupérables ("P50") seraient de 70 Mtep environ, dont 90% (champs marginaux de Nisr et de Chaal mis à part) renferment un pourcentage important de gaz inertes, de nature "acide" (CO2 , N2 et H2S). Une étude de faisabilité technique concernant leur traitement et l'élimination des gaz acides, a été réalisée sous l’égide de la Direction Générale de l'Energie. Plusieurs options tenant compte des installations de surfaces existantes ont été évaluées. Cette étude conclut que le projet semble techniquement réalisable, moyennant une plate- forme de traitement liée à Miskar, qui recevrait le gaz brut et éliminerait CO2 et H2S, puis expédierait le gaz traité via le pipeline qui relie actuellement Miskar à la côte. Le CO2 pourrait être séquestré dans un premier temps dans le champ de Miskar puis dans le champ d’Hasdrubal, et le cas échéant dans le champ d’Ashtart (en vue d'une "récupération secondaire" en première phase, suivie de la séquestration du CO2). Le projet pourrait être mis en œuvre dès lors que Zarat serait développé, donc pas avant 2020. Cependant, un certain nombre d'inconnues pèsent sur la faisabilité technico-économique du projet. 80 VI.3.3 Profils de production des réserves contingentes Les réserves contingentes, composées des 25 Mtep de l'Ordovicien du Sud et des 70 Mtep du gaz acide, sont donc estimées à 95 Mtep au total. Deux profils de production sont présentés ci-après, selon que la mise en exploitation du gisement de Zarat, dans le golfe de Gabès, intervient en 2021 ou bien en 2024 (cf. Tableau 10 ci-dessous et Fig.68 et 69). Ces profils présentent un pic qui apparait soit en 2024 à 3 Mtep/an, soit en 2027 à 2,7 Mtep/an. La production cumulée de l'ensemble des réserves contingentes pour les 20 années à venir serait comprise entre 27 et 38 Mtep, se répartissant comme suit :  Zone des Chotts/Bassin de Ghadamès : 19% à 20%  Zone Sfax/Tunisie Centrale : 6% à 8%  Zone Golfe de Gabès : 59% à 68%  Zone Cap Bon/Golfe de Hammamet : 7% à 13% Tableau 10 : Prévisions de production de gaz naturel à partir des ressources "Contingentes" (ktep pcs) Cas maximal et cas minimal (2016-2035) Ressources Contingentes Min Ressources Contingentes Max Chotts & Sfax & Golfe Cap Bon & Chotts & Sfax & Golfe Cap Bon & Bassin Tunisie de Golfe Total Bassin Tunisie de Golfe Total Année Ghadamès Centrale Gabès d'Hammamet Min Ghadamès Centrale Gabès d'Hammamet Max 2 016 2 017 2 018 75 75 108 108 2 019 181 181 258 258 2 020 211 85 296 301 170 472 2 021 241 134 375 345 268 980 1 593 2 022 271 134 406 388 268 1 436 2 092 2 023 301 134 436 431 268 1 290 1 989 2 024 301 134 843 1 278 431 268 2 303 3 002 2 025 301 196 1 292 1 790 431 391 1 966 2 788 2 026 301 173 1 192 1 666 431 346 1 813 2 590 2 027 301 156 2 267 2 724 431 311 1 639 446 2 827 2 028 301 115 1 924 2 341 431 230 1 494 536 2 690 2 029 301 98 1 766 2 165 431 196 1 389 536 2 551 2 030 301 74 1 618 223 2 216 431 147 1 327 536 2 440 2 031 301 61 1 488 268 2 118 431 123 1 221 536 2 309 2 032 301 49 1 387 268 2 006 431 98 1 179 536 2 243 2 033 301 26 1 307 268 1 902 431 53 1 102 536 2 121 2 034 301 20 1 234 268 1 823 431 40 1 097 491 2 059 2 035 301 18 1 173 268 1 760 431 35 1 049 446 1 961 81 Figure 68: Estimations de production minimale de gaz commercial à partir des réserves "Contingentes" (en ktep pcs) 2016-2035 ktep 3,500 Cap Bon & Golfe d'Hammamet 3,000 Golfe de 2,500 Gabès 2,000 Sfax & Tunisie Centrale 1,500 Chotts & Début Gaz Acide en 2024 Bassin 1,000 Ghadamès 500 0 Figure 69: Estimations de production maximale de gaz commercial à partir des réserves "Contingentes" (en ktep pcs) 2016-2035 ktep 3,500 Cap Bon & Golfe d'Hammamet 3,000 Golfe de Gabès 2,500 Sfax & Tunisie 2,000 Centrale Début Gaz Acide en 2021 1,500 Chotts & Bassin 1,000 Ghadamès 500 0 82 VI.4 LES RESSOURCES EN GAZ "PROSPECTIVES" ("P50") On entend par ressources "prospectives", des ressources qui ne sont pas prouvées par le forage de puits et en sont au stade préliminaire de l’exploration. Il est à signaler que seuls ont été considérés ici les "prospects" et "leads" situées dans les zones les plus prometteuses qui contiendraient un potentiel en hydrocarbure important et le moins risqué : à savoir le bassin de Ghadamès (Acacus, Ordovicien, Gaz de schiste du Dévonien et du Silurien) et le gaz acide du Golfe de Gabès. Pour le Golfe de Hammamet, vu le manque de données précises, seules les réserves des blocs non explorés faisant partie des champs en cours de production ont été prises en compte dans cette étude. VI.4.1 Prospects et Leads de l'Ordovicien et de l'Acacus dans le Bassin de Ghadamès A partir de la sismique 2D et 3D, plusieurs prospects et leads ont été définis dans les concessions et les permis de recherche du sud tunisien, ils donnent lieu à des réserves en gaz commercial de l’ordre de 39 Mtep. En outre, les concessions du sud qui produisent à partir de l’Acacus présentent un rapport réserves en gaz/superficie qui, s'il est appliqué aux permis Borj El Khadra, Borj El Khadra Sud et Jenein Sud, conduit à des réserves à partir de l’Acacus de 60 Mtep, soit 30% de plus que l'estimation ci-dessus (39 Mtep), ce qui est plutôt rassurant. Des profils de production de gaz naturel ont été calculés en appliquant 50% de probabilité de succès pour les prospects et 20% de succès pour les leads. Ainsi, la production pourrait atteindre environ 17 Mtep entre 2018 et 2035, soit une contribution de 33% par rapport aux autres ressources prospectives. VI.4.2 Gaz acide du Golfe de Gabès Actuellement, nous ne disposons que de 7 prospects, qui pourraient contenir des réserves en gaz commercial estimées à 41 Mtep environ. En tenant compte du comportement dynamique des champs analogues en exploitation dans le golfe de Gabès, un profil de production de gaz commercial a été calculé à partir des réserves récupérables. Il prévoit une production cumulée de l’ordre de 3 Mtep sur les vingt années à venir. Le démarrage de la production serait lent, avec des tests de longue durée, et n’atteindrait son maximum (700 ktep/an environ) qu’en 2035 (cf. Tabl.14 plus loin). On peut noter que cet apport serait relativement faible, comparé aux autres ressources prospectives, puisqu'il n'en représenterait que 6% environ. En revanche, son impact au début des années 2020 sur les disponibilités nationales serait significatif (cf. Fig.68 et 69). 83 VI.4.3 Gaz de schiste D’après le document de l'EIA (Energy Information Administration), paru en septembre 2015, les deux roches mères Dévonienne et Silurienne recèleraient un bon potentiel en hydrocarbures et connaitraient également une extension importante dans le bassin de Ghadamès, touchant plusieurs permis et concessions du sud tunisien. Les quantités de gaz en place sont évaluées à 3 500 Mtep. Les réserves techniquement récupérables s'élèveraient à 700 Mtep, soit un taux de 20% de récupération ultime. Figure 70: Extension et profondeur des deux Roches mère Silurienne (à gauche) et Dévonienne (à droite) (Source EIA 2015) En s’inspirant d’un profil de production typique d’un puits multilatéral (Fig.71) et d’un profil de production typique d’un champ de gaz de schiste (Fig.72), nous avons imaginé trois projets se succédant à partir de 2019. Le démarrage de la production commencerait lentement en 2021 et n’atteindrait un plateau qu’au bout de 10 à 11 ans (Cf. Tabl.14). Figure 71: Profils de production typique d'un puits Figure 72: Profils de production typique d'un champ de gaz de schiste de gaz de schiste Profil de Production Typique Profil de Production Typique d'un de Gaz de Schistes par Puits champ de Gaz de Schistes 8 2 500 50 45 MMscfpd 2 000 40 6 35 1 500 30 KTep/A MTep 4 25 1 000 20 15 2 500 10 5 0 - Année - 0 24 48 72 96 120 Mois 144 0 5 10 15 20 25 30 35 84 D’autres potentiels de gaz de schiste pourraient se trouver dans la région de la Tunisie centrale où des études sont en cours, sans que l'on connaisse encore le volume des réserves techniquement récupérables. Il est à signaler que les réserves prospectives de gaz de schiste, aussi bien du bassin de Ghadamès que de la Tunisie centrale, restent incertaines en attendant le forage de plusieurs puits d’appréciation. Comme nous l'avons déjà signalé, la durée d’appréciation est longue (2 à 3 ans), le démarrage de la production se fait lentement, et un plateau n’est atteint qu’au bout de 10 à 11 ans. La production cumulée de gaz de schiste pour la période 2016-2036 serait d’environ 32 Mtep, soit une contribution majeure (de l’ordre de 60%) par rapport à l'ensemble des ressources prospectives. Nous avons supposé ici que l'exploitation démarrerait à partir de 2021 pour le 1er projet, 2027 pour le 2ème et 2031 pour le 3ème. Au total, 53 Mtep de réserves prospectives seraient extraits au cours des 20 ans à venir, et un maximum de production de gaz de près de 7 Mtep/an serait atteint vers 2035. Figure 73: Estimations de production de gaz commercial à partir des réserves "Prospectives" (en ktep pcs) 2016-2035 ktep 7,000 Gaz de Schiste Projet-3 Gaz de Schiste Projet-2 6,000 Gaz de Schiste Projet-1 Golfe de Gabès 5,000 Chotts /Bassin Ghadamès 4,000 3,000 2,000 1,000 0 85 Tableau 11 : Prévisions de production de gaz naturel (en ktep pcs) à partir des ressources "Prospectives" (2016-2035) Ressources "Prospectives" Ressources "Prospectives" Conventionnelles Non Conventionnelles (P50) Cap-Bon & Gaz de Gaz de Gaz de Chotts /Bassin Golfe de Golfe Total Schiste Schiste Schiste Total Année Ghadamès Gabès d'Hammamet Min Projet-1 Projet-2 Projet-3 Max 2 016 2 017 2 018 2 019 49 29 78 2 020 63 29 93 2 021 58 23 82 38 38 2 022 203 19 221 86 86 2 023 264 15 279 226 226 2 024 461 12 473 466 466 2 025 608 53 10 671 940 940 2 026 811 91 8 910 1 226 1 226 2 027 1 138 125 6 1 269 1 371 38 1 409 2 028 1 155 94 5 1 254 1 484 86 1 570 2 029 1 290 82 4 1 376 1 579 226 1 805 2 030 1 517 131 3 1 651 1 643 466 2 109 2 031 1 666 161 2 1 830 1 707 940 38 2 684 2 032 1 717 178 2 1 897 1 784 1 226 86 3 096 2 033 1 576 316 2 1 894 1 844 1 371 226 3 441 2 034 1 644 568 1 2 213 1 895 1 484 466 3 846 2 035 1 502 685 2 188 1 924 1 579 940 4 443 86 VI.5 POTENTIEL TOTAL DE GAZ NATUREL Le tableau 12 ci-dessous et les figures 74 et 75 qui le suivent récapitulent dans le détail les différentes ressources de gaz naturel qui seraient susceptibles de contribuer à couvrir la demande nationale durant les vingt prochaines années. Il apparait ainsi que ce sont principalement les réserves prospectives correspondant au couple Acacus/Ordovicien, et surtout au gaz de schiste du bassin de Ghadamès qui, de par leur dimension supputée, détiennent le plus gros potentiel de gaz naturel pour la période de 2025 à 2035 et même au-delà. A condition bien sûr que leur mobilisation s'avère possible techniquement, justifiée économiquement, et compatible avec un respect bien compris de l'environnement. A elles seules, les réserves techniques de gaz de schiste dans le bassin de Ghadamès, estimées à 700 Mtep récupérables, pourraient générer une bonne quinzaine de projets de développement de gaz de schiste (nous nous sommes limités ici à trois projets, compte tenu de l'horizon choisi) et couvrir les besoins du pays pour au moins un demi- siècle. Tableau 12 : Prévisions de production de gaz naturel en ktep pcs/an à partir des ressources prouvées, contingentes et prospectives (2016 à 2035) Ressources Ressources Ressources Ressources Ressources prospectives Gaz de Total Total Prouvées Prouvées Contingentes Contingentes Convent. Schiste National National Année Min Max Min Max (P50) (P50) Min Max 2016 2 217 2 217 2 217 2 217 2017 2 288 2 288 2 288 2 288 2018 2 292 2 518 75 108 2 367 2 626 2019 2 741 3 079 181 258 78 3 000 3 416 2020 2 509 2 893 296 472 93 2 898 3 458 2021 2 235 2 777 375 1 593 82 38 2 730 4 489 2022 2 002 2 542 406 2 092 221 86 2 715 4 941 2023 1 733 2 326 436 1 989 279 226 2 673 4 819 2024 1 569 2 132 1 278 3 002 473 466 3 786 6 073 2025 1 427 1 948 1 790 2 788 671 940 4 827 6 347 2026 1 271 1 551 1 666 2 590 910 1 226 5 074 6 277 2027 956 1 250 2 724 2 827 1 269 1 409 6 358 6 754 2028 738 983 2 341 2 690 1 254 1 570 5 903 6 497 2029 560 819 2 165 2 551 1 376 1 805 5 906 6 551 2030 328 592 2 216 2 440 1 651 2 109 6 305 6 793 2031 241 359 2 118 2 309 1 830 2 684 6 874 7 183 2032 178 276 2 006 2 243 1 897 3 096 7 176 7 512 2033 132 229 1 902 2 121 1 894 3 441 7 370 7 685 2034 100 180 1 823 2 059 2 213 3 846 7 982 8 298 2035 72 76 1 760 1 961 2 188 4 443 8 463 8 668 87 Figure 74: Profil de production potentielle de gaz associé aux réserves prouvées mini, contingentes mini et prospectives 2016-2035 (en ktep pcs) ktep 9,000 Gaz de Schiste 3 Gaz de Schiste 2 8,000 Gaz de Schiste 1 Ressources prospectives Convent. 7,000 Séquences Ressources Contingentes Min Gaz 6,000 Ressources Prouvées Min de schiste 5,000 4,000 Ressources prospect. conv. 3,000 Début Gaz Acide en 2024 2,000 Ressources prouvées Min 1,000 0 Figure 75: Profil de production potentielle de gaz associé aux réserves prouvées max, contingentes max, et prospectives 2016-2035 (en ktep pcs) ktep 9,000 Gaz de Schiste 3 Gaz de Schiste 2 8,000 Gaz de Schiste 1 Ressources prospectives Convent. Séquences 7,000 Ressources Contingentes Max Gaz Ressources Prouvées Max de schiste 6,000 5,000 Ressources 4,000 Début Gaz Acide en 2021 prospect. conv. 3,000 2,000 Ressources prouvées Max 1,000 0 88 VI.6 CONCLUSIONS Les réserves de gaz prouvées sont en cours d’épuisement rapide. Les futures actions de workover ou de forage de puits de développement pourraient augmenter ces réserves, mais pas suffisamment pour couvrir les besoins du pays. La pose du gazoduc de Nawara devrait normalement relancer l’activité de développement et d’exploration conventionnelle au niveau du couple de réservoirs Acacus/Ordovicien, qui présentent un grand potentiel gazier tout en nécessitant une attention particulière quant aux études préalables. Une réussite éventuelle du projet de développement de Zarat avec séquestration de gaz acide, si elle pouvait se concrétiser entre 2021 et 2024, aurait un impact décisif sur le développement des découvertes marginales et l’exploration des horizons profonds à gaz à forte teneur en CO2 et H2S du golfe de Gabès, lesquels pourraient receler d’importantes quantités de gaz de cette nature. Il faut cependant noter que des projets similaires aux USA (notamment ceux de Bab et Shaa) auraient été abandonnés parce que trop coûteux. Quoi qu'il en soit, il semble bien que l’activité exploration du couple Acacus/Ordovicien et surtout du gaz de schiste soit la plus à même, en l'état actuel des connaissances, d'augmenter significativement les disponibilités nationales en gaz naturel. 89 PROMOTION DE L'OFFRE NATIONALE DE GAZ Après avoir passé en revue les différentes catégories de réserves de gaz, nous devons à présent nous interroger sur les moyens institutionnels permettant de renforcer l'effort d'exploration dans ce domaine, d'améliorer les chances de découverte et espérer ainsi couvrir une portion plus importante des besoins du pays. Les réserves "contingentes" et "prospectives" identifiées au chapitre précédent sont, de par nature, de taille modeste et plus difficiles à exploiter en raison de leur situation à des profondeurs importantes (2 000 à 4 000 m), comme c’est le cas de l’Acacus et l’Ordovicien. Pour le Silurien et le Dévonien, réservoirs de gaz de schiste dont les techniques d’exploitation présentent encore plus de complexité (fracturation hydraulique), s’y ajoutent les contraintes écologiques. Les réserves off-shore en gaz acide du golfe de Gabés posent elles aussi des difficultés d’exploration et de traitement. Dans tous les cas, les investissements nécessaires à l’extraction de ces réserves ainsi que les coûts d’exploitation affectent leur rentabilité et leur attractivité. Leur développement éventuel implique que des textes réglementaires, datant de plus de 25 ans, soient adaptés à la conjoncture économique et environnementale ainsi qu'à la vision stratégique du secteur de l’énergie qui prévaut aujourd'hui en Tunisie. VII.1 LE CODE DES HYDROCARBURES Le Code des Hydrocarbures publié en 1999 a regroupé en un seul document l’ensemble les textes de lois et décrets qui régissaient les activités exploration-production des hydrocarbures. Ces textes avaient été développés dans une période où la priorité pour les producteurs était plutôt à la recherche des hydrocarbures liquides. Le marché du gaz naturel, moins rentable et nécessitant de lourds investissements d’infrastructures, n’était pas suffisamment développé pour absorber toutes les quantités productibles. Malgré les révisions successives de 2002, 2004 et 2008, conçues pour inciter les opérateurs à accorder davantage d'intérêt au gaz naturel, l’objectif de renouvellement des réserves n’a pu être atteint. Vu le poids du gaz naturel dans le mix énergétique et la perspective d’un déficit durable en la matière, il est impératif de promouvoir sa recherche par un cadre plus incitatif. VII.1.1 Le marché Au niveau de l’exploration-production, le Code des Hydrocarbures stipule qu’en cas de découverte gazière, la compagnie pétrolière dispose "d’un accès prioritaire au marché local si la demande le permet et a droit à l’export de l’excédent". Cette formulation introduite durant la période d’excédent gazier, dispensait l’Etat tunisien d'engagements supérieurs à la capacité d’absorption du marché local, sachant par ailleurs que les contrats gaziers sont de long terme et peu flexibles par nature. 90 VII.1.2 Le prix de cession du gaz naturel Le Code des Hydrocarbures de 1999 et ses textes d’application ont introduit une amélioration importante dans les contrats commerciaux destinés au marché local, en indexant le prix du gaz des nouvelles découvertes sur le fuel-oil à basse teneur en soufre (BTS), selon la formule Pg = 80% x P(fuel BTS) , alors qu’auparavant le prix était indexé sur le fuel-oil à haute teneur en soufre (HTS), selon la formule Pg = 85% x P(fuel HTS). Cette dernière formule conduit à un prix assez comparable au marché euro-méditerranéen. VII.1.3 La fiscalité du gaz naturel La fiscalité du Code tunisien des hydrocarbures se compose :  de la redevance sur la production, prélevée à la source  de l’impôt pétrolier, calculé en fonction du Rapport "R" (quotient revenus/charges), qui caractérise la rentabilité du champ pétrolier ou gazier. a) La redevance Le graphique suivant indique le niveau de redevance applicable en fonction du Rapport R, dans les cas respectifs du pétrole et du gaz. Figure 76: Taux de redevance applicable en fonction du rapport R10 R<0,5 0,53,5 1/Résultat 100 100 100 100 100 100 100 100 100 d’exploitation 2/Redevance % 2 4 6 8 9 10 11 13 15 3/Marché local % 2 2 2 2 2 2 2 2 2 4/Revenu 96 94 92 90 89 88 87 85 83 Imposable = (1) - (2) - (3) 5/Impôt 48 47 46 45 44,5 44 48 51 54 (Taux en %) (50%) (50%) (50%) (50%) (50%) (50%) (55%) (60%) (65%) 6/Rente Investisseur 48 47 46 45 44,5 44 39 34 29 = (4) - (5) % 7/Rente Etat (%) 52 53 54 55 55,5 56 61 66 71 = (2) + (3) + (5) A titre de comparaison (cf. Tableau 14 en fin de chapitre), l'Etat marocain a opté pour une politique de promotion de l’exploration-production du gaz et se contente d’une rente de 35% (Redevance 5% + Impôt sur les Sociétés 30%), les autres 65% allant à l’investisseur, ce qui revient à privilégier la disponibilité physique de gaz local, plutôt que d'hypothétiques rentrées fiscales. VII.1.4 Environnement de l’investissement et procédures administratives Parmi les difficultés rencontrées par les compagnies pétrolières venant investir en Tunisie, le volet administratif est sans aucun doute le plus contraignant, car il a un impact sur les délais de réalisation des projets et donc sur les coûts et la rentabilité de l’activité. Les écueils ci-après sont récurrents : 93  Malgré l’existence d’un système d’information, l’accès à la base de données géologiques et géophysiques du sous-sol tunisien, gérée par l’ETAP, reste assez ardu, soit pour cause d’indisponibilité, soit par manque de clarté des procédures de mise à disposition. Cette base de données devrait faire l’objet d'une mise à niveau pour en améliorer le contenu, l’accessibilité et la fluidité.  Il y a une certaine ambigüité entre les rôles de l’ETAP, comme gérant du domaine minier pour le compte de l’Etat, et comme opérateur. il y a donc un risque de conflit d’intérêts ou de décisions arbitraires, qui peuvent créer des tensions contre-productives dans les relations avec les opérateurs.  Les opérateurs ont affaire avec plusieurs entités publiques (DGE, Douanes, Fisc, ANPE, Emploi, Domaines de l’Etat ...), qui communiquent entre elles avec une célérité et une efficacité peu en phase avec les pratiques internationales de la profession. Ce niveau de qualité de service est considéré, non sans raison, comme un frein à l’investissement. L’instauration d’une structure de coordination de type guichet unique (à l’instar de ce qui existe dans le secteur industriel) contribuerait à réduire les lourdeurs administratives et à améliorer l’environnement des affaires. VII.2 RÉSULTATS DU BENCHMARKING La comparaison des lois et codes des hydrocarbures de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie peut se résumer comme suit (cf. Tableau 14 en fin de chapitre) :  L’Algérie, avec son gros potentiel pétrolier et gazier, est en toute logique, celui des trois pays qui réserve à l'Etat les conditions les plus favorables, tant en matière de redevance que de taux d’imposition, et qui portent sa rente à 76%. Ceci s’explique par une plus forte prospectivité (probabilité de succès), de moindres frais d’exploration et des découvertes de plus grande taille. En outre, le secteur public s’implique à tous les niveaux de la chaine gazière à travers un réseau de transport développé et maillé, des usines de traitement et de liquéfaction, et une infrastructure portuaire d’exportation, imposante. La croissance excessive du marché intérieur risquant de compromettre la balance énergétique et commerciale du pays (cf. Fig.19 Parag.2.4.1 Chap.II), l’Etat algérien s'est préparé à l’exploitation des réserves non conventionnelles. Le nouveau cadre réglementaire mis en place à cette fin, prévoit une fiscalité plus favorable à l’exploration-production du gaz de schiste, dont les réserves du Bassin de Ghadamès seraient parmi les plus importantes au monde (cf. Chap.I).  Le Maroc, considéré de longue date comme un pays à faible potentiel pétrolier et gazier, a choisi de stimuler avant tout la prospection physique de son territoire, plutôt que de chercher à se procurer des ressources fiscales. Il entend attirer les investisseurs en compensant par-là la faible prospectivité de son sous-sol, maximisant ainsi les chances de réduire sa forte dépendance énergétique. 94 Le nouveau Code des Hydrocarbures marocain reflète cette orientation stratégique, notamment pour le gaz : une redevance peu élevée (5%), un impôt limité à 35% avec exonération durant 10 ans, et un partage Etat/Investisseur de la rente de 40/60. Ces choix ont été suivis d’effet et le pays a connu une intensification de l'exploration, couvrant une plus grande surface du territoire et intéressant un nombre croissant de multinationales, dont des majors. Une découverte significative a même été annoncée tout récemment dans la région de Tendara (Est du Maroc), avec un potentiel de 6 Gm3 par an.  La Tunisie, qui dispose d’un potentiel d’hydrocarbures plutôt modeste , offre aux investisseurs des conditions intermédiaires entre celles de l'Algérie et du Maroc : un partage de la rente gazière de 71/29, moins incitatif que la moyenne mondiale selon le "Global Oil & Gas Tax Guide" de Ernst & Young (2015) portant sur des données de 84 pays (Fig.78 ci-dessous). Le pays a réussi à assurer l’équilibre de sa balance énergétique jusqu’au début des années 2000. Toutefois, la croissance soutenue de la demande de gaz, conjuguée au déclin de la production locale, a engendré un déficit qui atteint actuellement près de la moitié des besoins (cf. Fig.28 Paragr.III.4 Chap.III). Dans ce contexte inquiétant, la promotion des ressources nationales de gaz naturel revêt un caractère éminemment stratégique et il est impératif de l'engager au plus tôt. Figure 78: Rentes de l'Etat comparées Source : Auteurs du rapport, d'après données du "Oil & Gas Tax Guide" Ernst & Young (2015) Rente de l’Etat (%) 100 Marché local 90 Impôt % 76% 80 Redevances % 71% 70 60 50 39% 40% 56 40 54 30 34 33 20 10 20 15 5 7 0 Maroc Monde Tunisie Algérie 95 Tableau 14 : Code des Hydrocarbures comparés Maghreb (Gaz Naturel) Rubrique MAROC TUNISIE ALGERIE Gaz Non Conventionnel Ministère de l'Energie Autorité concédante Ministère de l'Energie + Assemblée des Représentants du Peuple Ministère de l'Energie Organe consultatif ONHYM (Office National des Comité Consultatif des Hydrocarbures ALNAFT (Agence Nationale Hydrocarbures et des Mines) de valorisation des Hydrocarbures fusion ONAREP/BRPM) Société nationale ONHYM ETAP SONATRACH Surface moyenne permis moins de 2 000 km2 3 000 km2 5 000 km2 Autorisation de prospection 1 an Renouvelable (1 an+1 an) 1 an renouvelable 2 ans renouvelables 2 ans Permis de prospection 2 ans renouvelables 1 an Permis de Recherche 8 ans + 2 ans en cas de découverte 5 ans renouvelables (4 ans+4 ans ) 3 ans +2 ans +2ans 3+2+2+4 ans plus 4 ans en cas de découverte Concession 25 ans Renouvelables 10 ans 30 ans 30 ans +5 ans +5 ans 40 ans+5ans+5ans Production anticipée Négociable 4 ans +paiement des Redevances 12 mois 4 ans Participation Société nationale 25% 20 à 55% 51% Redevance gaz On Shore/Offshore Inf. à 200m : 5%, 2/4/6/8/9/11/13/15 % Selon Rapport R 12/14/17,5/20 % Selon Rapport R1/ 5% Offshore sup. à 200m : 3,5% Sup. 8% cas de non-participation ETAP Impôt Fixé à 35% (Impôt sur les Sociétés) R<2,5 : 50% R1<1 : 20% 10% sur les Bénéfices Exonération les 10 premières années 2,5