La production de gaz en Arabie saoudite passe progressivement d’un modèle dominé par le gaz associé au pétrole à une offre dédiée, non associée et non conventionnelle, menée par Saudi Aramco et le bassin de Jafurah. Cette stratégie soutient l’électricité, la pétrochimie, le dessalement et la demande industrielle, tout en aidant la Vision 2030 à réduire la combustion directe de pétrole dans le système énergétique du royaume.
Réserves et production
L’Arabie saoudite détient les sixièmes plus grandes réserves prouvées de gaz naturel au monde, estimées à plus de 200 trillions de pieds cubes. La production a augmenté régulièrement, mais le royaume reste un consommateur net de gaz : la demande intérieure absorbe l’ensemble de la production et a conduit à examiner des options d’approvisionnement par gazoduc ou, potentiellement, par infrastructure GNL.
La production se répartit entre gaz associé, produit avec l’extraction de pétrole brut, et gaz non associé, issu de réservoirs gaziers dédiés. Le gaz associé dépend des niveaux de production pétrolière et se trouve donc contraint par les accords OPEP+. Le gaz non associé, indépendant des décisions sur les volumes de brut, concentre l’investissement destiné à découpler l’offre de gaz de la gestion pétrolière.
Bassin de Jafurah
Le bassin de Jafurah, situé dans la Province orientale, est le projet gazier le plus important du portefeuille actuel saoudien. Aramco y développe un champ non conventionnel appelé à produire d’importants volumes de gaz commercial, d’éthane et de liquides de gaz naturel. Le développement mobilise fracturation hydraulique et forage horizontal à grande échelle dans une formation gazière qui couvre une vaste zone géographique.
Jafurah est central pour plusieurs objectifs de la Vision 2030. Le gaz doit fournir à la pétrochimie davantage d’éthane, réduisant la concurrence pour les approvisionnements existants. Les liquides de gaz naturel, dont propane et butane, soutiendront les industries chimiques et les exportations. Le projet produira aussi du gaz pour l’électricité, permettant de substituer une partie du brut et du fioul lourd aujourd’hui consommés dans les centrales.
Gaz non conventionnel
Au-delà de Jafurah, Saudi Aramco explore des ressources non conventionnelles dans d’autres formations géologiques, dont des réservoirs étanches du Rub’ al Khali et d’autres bassins. L’application de technologies d’extraction inspirées du schiste aux formations saoudiennes reste à différents stades d’exploration et d’évaluation.
Les opérations désertiques, les besoins en eau de la fracturation hydraulique et les caractéristiques propres des formations saoudiennes exigent une adaptation des méthodes développées dans les bassins nord-américains. La question n’est donc pas seulement la taille de la ressource, mais la capacité à la produire à grande échelle dans des conditions techniques et économiques soutenables.
Réseau gazier national
Le Master Gas System est l’infrastructure de gazoducs qui transporte le gaz naturel des champs vers les usines de traitement et les consommateurs finaux. Développé à l’origine dans les années 1970 et 1980 pour capter du gaz associé auparavant torché, il a été progressivement étendu pour répondre à la croissance de la production et de la distribution. Les phases d’expansion ont accru la capacité et élargi le réseau vers de nouvelles villes industrielles, centrales électriques et installations de dessalement.
Les usines de traitement opérées par Saudi Aramco séparent le gaz brut en gaz commercial, principalement méthane, éthane destiné à la pétrochimie, et liquides de gaz naturel pour usage intérieur et exportation. L’infrastructure reste concentrée dans la Province orientale, mais inclut aussi des installations desservant une demande plus distribuée.
Demande intérieure
La demande saoudienne de gaz est tirée par la production électrique, le dessalement, la pétrochimie et les besoins énergétiques industriels. La croissance économique liée à la Vision 2030, l’expansion démographique et l’urbanisation augmentent la demande d’électricité à des rythmes qui nécessitent des ajouts continus de capacité. La production électrique au gaz doit prendre une part plus importante du mix, en complément des énergies renouvelables, afin de réduire la combustion directe de pétrole brut.
La réforme des prix domestiques du gaz, historiquement maintenus très en dessous des références internationales, reste un enjeu de politique publique majeur. Un ajustement graduel soutient l’investissement dans l’exploration et la production, tout en obligeant les consommateurs aval à améliorer leur efficacité énergétique.
Commerce international du gaz
L’Arabie saoudite n’exporte pas actuellement de gaz naturel, distinction notable pour un pays de cette dotation énergétique. Toute la production domestique est consommée localement, et le royaume a étudié des options d’importation de GNL pour compléter l’offre durant les pics de demande. Le développement de Jafurah et d’autres ressources vise à réduire cet écart offre-demande, même si des exportations saoudiennes de GNL demeurent un scénario de plus long terme.
Contraintes
Les principaux défis tiennent à l’intensité capitalistique du gaz non conventionnel, aux besoins en eau de la fracturation hydraulique dans un environnement aride, à la complexité technique des réservoirs étanches et non conventionnels, et à l’économie de projets opérés sous des prix administrés qui ne reflètent pas toujours les rendements de marché. La coordination entre développement gazier, déploiement renouvelable et gestion de la production pétrolière impose une planification énergétique intégrée.