Exploitation optimale dynamique d'une ressource naturelle épuisable: cas du gaz naturel en Côte d'Ivoire

RESUME

Classé dans la catégorie des ressources naturelles non renouvelables, le gaz naturel est une ressource naturelle épuisable tout comme le pétrole et le charbon. La possibilité de produire de l'énergie thermique à partir du gaz naturel a permis à cette ressource de trouver une place de choix dans la politique énergétique du gouvernement ivoirien dans les années 90. Ainsi, de 1997 à 2003, l'on a enregistré un taux de croissance annuelle moyen de production de 13,72%. Face à cette croissance alarmante du niveau de production pouvant conduire à terme à un épuisement précoce de la ressource et partant l'interruption également précoce de la production énergétique thermique, nous nous sommes attelés à déterminer le délai d'épuisement de cette ressource. Cette démarche nous a invité à développer la méthode d'analyses de Laherrere et Bauquis ; celle-ci nous a permis de déterminer 25 ans et 19 ans comme délais d'épuisement du gaz naturel en Côte d'Ivoire respectivement sans et avec prise en compte des fuites de gaz naturel dans l'analyse. Face à ces délais assez courts, qui nous contraignent d'exploiter la ressource de façon optimale et durable, nous avons donc choisir d'utiliser le modèle de Stiglitz sous-tendu par le contrôle optimal.

Il ressort de cette étude que l'augmentation du coût unitaire de production et l'usage d'un niveau élevé des cours d'indexation au pétrole suivis d'une hausse de la production optimale du gaz naturel favoriseront son exploitation abusive et partant son corollaire d'épuisement précoce de la ressource.

Au regard de ces résultats et malgré les insuffisances que nous avons pu relever, il nous est apparu opportun de recommander les actions suivantes :

- l'application d'un niveau adéquat d'indexation des cours du pétrole afin de freiner toute volonté d'accroître inexorablement et de façon exponentielle la production de gaz naturel,

- le renforcement du niveau de technologie de production dans l'optique de réduire les coûts de production et les fuites pendant la production,

- l'établissement de contrats de production plus contraignants et la limitation du nombre d'exploitants afin de décourager la concurrence dans le secteur gazier,

- la promotion des travaux d'exploration gazière dans une perspective d'accroître les réserves prouvées disponibles.

INTRODUCTION GENERALE

Considéré comme le combustible fossile du 21^e siècle tout comme le pétrole l'était le siècle précédent et le charbon il y a deux siècles (Energie Information Administration : E.I.A (2000)), le gaz naturel représente la deuxième source d'énergie la plus utilisée après le pétrole. Sa part dans la production énergétique mondiale était de 23% en 1999 (E.I.A) et les perspectives de développement de sa demande sont excellentes. Aujourd'hui (2005), le gaz naturel représente 24,7% de la consommation mondiale d'énergie avec une réserve mondiale prouvée de plus de 150 Tm³ (Trillions de m³)¹.

Selon la Commission Energie-Environnement du Canada (2002), le gaz naturel est considéré comme le principal moyen après les économies d'énergie, de limiter les émissions de gaz à effet de serre liées à la consommation d'énergie. Il est en effet très bien placé parce qu'il peut se substituer à toutes les autres énergies primaires (pétrole, charbon...), tant pour la production d'électricité que pour le fonctionnement des véhicules, et parce qu'il rejette en gros deux fois moins de Co2 que le pétrole ou le charbon par unité d'énergie consommée.

Depuis les crises pétrolières des années 70, les gouvernements incluent progressivement le gaz naturel à l'ordre du jour de leur politique énergétique. Dans cette optique la fourniture d'énergie à partir du gaz naturel est devenu l'un des axes prioritaires de la politique énergétique du gouvernement ivoirien avec pour objectif :

· D'assurer l'autonomie énergétique du pays et alimenter la sous région en électricité, en gaz butane et en gaz naturel ;

· De renforcer la compétitivité de l'économie en réduisant à moyen terme grâce à la mise en valeur des ressources gazières, le coût de l'énergie (Mission Economique d'Abidjan, 2001).

En effet, ayant longtemps importé de l'électricité du Ghana, le gouvernement ivoirien au regard de ses importantes réserves de gaz naturel a jugé utile de développer la production d'électricité à partir du gaz naturel. Dès 1990, la Côte d'Ivoire lança donc un projet de développement d'électricité à partir des turbines à gaz. Ainsi, depuis 1994, elle exporte de l'électricité produite par les centrales thermiques en direction du Ghana, du Togo et du Bénin.

¹ 1 trillion de m³ est égal 10¹⁸ m³.

Face à un taux annuel de déforestation élevé du territoire (5 à 6%), et dans une perspective de réduire les besoins en bois de chauffe et en charbon de bois, le gouvernement ivoirien a mis en oeuvre dès 1995, une action de promotion tendant à généraliser l'utilisation du gaz butane auprès des ménages ivoiriens. Grâce à ces efforts de politique, la consommation de ce type de gaz est passée de 18.674 tonnes à 70.000 tonnes entre 1995 et 2004 (la S.I.R, 2004). L'on a enregistré en 1997 qu'environ 87% des ménages ivoiriens utilisaient du bois de chauffe ou du charbon de bois à raison de 2 Kg de charbon ou 4,6 Kg de bois de chauffe par jour. La réduction de la consommation de charbon de bois et de bois de chauffe pourrait devenir effective grâce à la source inestimable d'énergie que représente le gaz naturel et à la politique de "butanisation" populaire engagée par le gouvernement ivoirien. Il ressort de ce constat que le gaz naturel est une source d'énergie qui a un impact déterminant dans la lutte contre la déforestation du territoire.

Après plus de trente ans d'exploration pétrolière, les sociétés pétrolières ont mis à jour plusieurs découvertes d'hydrocarbures en Côte d'Ivoire, notamment le pétrole et le gaz naturel. La découverte du champ gazier "Panthère" en novembre 1993, le développement du champ Foxtrot, fin 98 et l'exploitation des blocs CI 01 et CI 02, annonçaient l'intensification de la production du gaz naturel. Ainsi, en 1998, on a enregistré une hausse de la production qui a atteint 33351,3 milliards de BTU (British Thermal Unit) correspondant à une progression de 23,2% par rapport au niveau de 1997. Sur la période 2000-2003, on a enregistré une croissance moyenne de production de 4,2%. En 2003, la réserve prouvée² totale a été évaluée à 33,52 Gm³ (giga mètre cube) avec une production annuelle de 1,35 Gm³. Le gaz naturel produit, permet l'alimentation des turbines à gaz de la CIPREL (Compagnie Ivoirienne de Production Electrique), d'Azito (Société Ivoirienne Exportatrice d'Electricité) tout en couvrant les besoins de la SIR (Société Ivoirienne de Raffinage) et pourra à l'évidence, satisfaire une consommation nationale estimée en 2003 à 100 milliards de pieds cubes par jour. Le gaz naturel appartenant à la catégorie des ressources non renouvelables épuisables, il est impérieux de s'intéresser à son délai d'épuisement.

Selon le rapport Commission-Environnement (2002), l'on a évalué la durée des ressources de pétrole ou de gaz en rapportant les réserves prouvées disponibles au cours d'une période sur la production de la ressource au cours de cette même période. Ainsi, le ratio mondial relatif au gaz naturel situe la durée de cette ressource entre 60 et 70 ans. Ceci

² Stock de gaz naturel localisé, mesuré et récupérable avec les technologies existantes disponibles.

représente le temps restant avant l'épuisement des réserves en supposant que les taux actuels de production soient maintenus constants.

Dans un souci de préservation de l'environnement et de ressources non renouvelables telle que le gaz naturel dont la vertu intrinsèque fait accroître de façon considérable le besoin de son usage, la question fondamentale de notre recherche est comment le gaz naturel de la Côte d'Ivoire doit-il être exploité pour éviter un épuisement précoce ?

La recherche de solution à cette question nous amène à tenter d'atteindre l'objectif général suivant :

Exploiter de façon optimale et durable les réserves disponibles de gaz naturel.

De façon spécifique, il s'agit de :

· déterminer à priori le délai d'épuisement du gaz naturel de la Côte d'Ivoire ;

· déterminer une production optimale durable de cette ressource.

Le souci d'atteindre ces objectifs nous amène à axer notre étude autour de deux grandes parties :

La première partie intitulée les fondements théoriques de la gestion et de l'exploitation des ressources naturelles non renouvelables, sera consacrée au développement des différentes approches relatives à l'utilisation optimale des ressources naturelles épuisables et à l'étude d'une ressource naturelle épuisable spécifique : le gaz naturel.

Dans la deuxième partie, il sera question de présenter le secteur gazier en Côte d'Ivoire avant de présenter puis développer un modèle d'exploitation optimale durable du gaz naturel en Côte d'Ivoire.

LES FONDEMENTS

THEORIQUES DE LA GESTION

ET DE L'EXPLOITATION DES

RESSOURCES NATURELLES

NON RENOUVELABLES

PREMIERE PARTIE

CHAPITRE 1 : REGULATION DE L'EXPLOITATION DES RESSOURCES NATURELLES ET EXPLOITATION OPTIMALE DES RESSOURCES NATURELLES NON RENOUVELABLES

Dans ce chapitre, il s'agit de développer les différentes approches relatives à l'utilisation optimale des ressources naturelles non renouvelables. Bien avant, nous nous attelons à rappeler brièvement certaines généralités sur les ressources naturelles.

SECTION 1 : QUELQUES GENERALITES SUR LES RESSOURCES
NATURELLES ET LEUR UTILISATION.

Les ressources naturelles n'ont véritablement constitué une préoccupation pour les économistes que dans ces trois dernières décennies. Pendant longtemps, les biens et services de la nature étaient considérés comme inépuisables nonobstant les problèmes de la disponibilité des terres fertiles que soulevaient les classiques comme David Ricardo et Malthus rapportés par Barde (1991). Il fallait attendre les décennies 70, 80 et 90 pour voir émerger l'Economie des ressources naturelles qui a pour champ d'intérêt les actifs environnementaux, dorénavant reconnus comme rares par une large communauté scientifique qui se reconnaît comme liée à ce thème. Cette branche de la Science Economique s'affirme de nos jours en tant que discipline à part entière avec ses références théoriques, ses outils, ses supports de publication propres³. Elle permet à l'agent économique de gérer la nature de manière rationnelle pour ses besoins de production et / ou de consommation.

Pour Njongang (2004), les ressources naturelles, en première approximation, sont des moyens de production qui se trouvent dans le milieu naturel et dont l'homme dispose pour son usage. L'évolution fondamentale du statut des ressources naturelles, considère ces ressources comme un don de la nature (Physiocrates), des ressources rares : rareté physique (Malthus) et économique (Ricardo), un patrimoine commun de l'humanité dont l'exploitation abusive recèle une menace pour l'environnement et le bien-être des générations présentes et futures (Rapport Brundtland (1987), Conférences des Nations Unies sur l'Environnement et le Développement à Rio en 1992)⁴.

³ On observe l'apparition d'un nombre croissant de revues consacrées exclusivement à ce domaine.

⁴ Voir Njongang, C. (2004).

A. Typologie des ressources naturelles

Point (2004), classe les ressources naturelles en deux grands groupes : classification selon les caractères biophysiques et selon le type de relation entretenu avec les ressources.

1. Classification des ressources naturelles selon les caractères biophysiques

La distinction entre ressources qui sont renouvelables et celles qui ne le sont pas comporte un arbitraire. Elle reste une ligne de partage incontournable dont il faut préciser le contenu. Ainsi, nous avons les ressources non renouvelables, les ressources renouvelables et les actifs naturels multifonctions.

1.1. Les ressources non renouvelables

Parmi les ressources non renouvelables, on distingue :

a) Les ressources dont l'usage est nécessairement destructif ou ressources épuisables.

Entrent dans cette catégorie les ressources énergétiques de type fossile (pétrole, gaz, charbon, uranium...). Toute unité utilisée est détruite. La ressource disponible dépend des quantités exploitées antérieurement.

b) Les ressources recyclables

Une partie de la ressource est réutilisable. Les minerais (or, argent, cuivre, aluminium...) appartiennent à ce groupe.

c) Les ressources à usage non nécessairement destructif

Ces ressources pourraient se perpétuer avec usage convenable. On pensera ici aux sols confrontés aux phénomènes d'érosion, mais aussi à l'ozone stratosphérique par exemple.

1.2. Les ressources renouvelables

Comme ressources renouvelables, nous avons :

a) Les ressources dont la quantité annuelle disponible n'est pas liée aux prélèvements antérieurs

On mentionnera par la pluviométrie ou les eaux de rivière.

b) Les ressources dont la quantité annuelle disponible est liée aux prélèvements antérieurs

Il s'agit principalement des ressources biologiques. Le stock et la productivité nette d'une population biologique exploitée sont liés aux prélèvements antérieurs. La capacité d'assimilation des rejets d'une rivière est liée au niveau antérieur de la pollution.

1.3. Les actifs naturels multifonctions

On intègre ici à travers ce concept la complexité de ressources qui ont souvent à la fois un caractère renouvelable et non renouvelable⁵ et qui représente un potentiel de services multiples.

2. Classification selon le type de relation entretenu avec les ressources

Ces relations sont déterminées par le degré de maîtrise, le type d'appropriation, le type d'utilisation de ces ressources.

2.1. Type de maîtrise

a) Les ressources non reproductibles disponibles en abondance On pensera à l'énergie solaire.

b) Les ressources reproductibles Le cas le plus évident est constitué par les productions agricoles.

c) Les ressources uniques

A l'autre extrême on rencontre des éléments naturels sans substitut : formation géologique unique, population animale en voie d'extinction, etc.

2.2. Type d'appropriation

a) Appropriation privative possible

Les ressources peuvent être gérées spontanément de façon décentralisée.

b) Les ressources détenues en commun

Les caractéristiques de mobilité, d'indivisibilité des ressources interdisent une gestion rationnelle au niveau individuel.

2.3 Type d'utilisation

a) Les ressources exclusivement facteurs de production

⁵ Un écosystème par exemple est la combinaison d'un biotope (environnement physico-chimique) et d'une biocénose (êtres vivants) qui peuvent être considérés respectivement comme non renouvelable et renouvelable.

Les fuels fossiles, les minerais par exemple n'ont pas d'autre vocation.

b) Les ressources facteurs de production et objet de demande finale directe

Certaines ressources dites d'aménité livrent directement des services aux individus, mais simultanément elles peuvent être utilisées à des fins productives.

B. La régulation de l'exploitation des ressources naturelles

Droits de propriété et ressources naturelles.

Les droits de propriété peuvent être appréhendés comme des caractéristiques qui définissent les droits et les impôts pour l'usage d'une ressource ou d'actif particulier. Selon Bromley (1986), les ressources naturelles peuvent être utilisées sous les régimes de droits de propriété suivants :

Sous un régime de propriété d'Etat, sous un régime de propriété privée, sous un régime de propriété en commun et sous un régime d'accès libre.

· sous un régime de propriété d'Etat, la ressource appartient à l'Etat qui contrôle son utilisation. Les individus devraient être autorisés à utiliser la ressource, mais seulement selon les règles imposées par l'Etat.

Exemples : les forêts nationales, les parcs nationaux, les mines et les gisements de gaz naturel (le cas de notre étude) appartenant à l'Etat.

· sous un régime de propriété privée, le droit d'usage de la ressource, tout comme l'achat et la vente de la ressource sont contrôlés par les individus.

Exemples : les forêts privées, les prairies etc...

· sous un régime de propriété en commun, un groupe d'individus peut contrôler

l'usage de la ressource et empêcher son usage aux non propriétaires. Les membres

de cette propriété ont spécifié les droits et impôts relatifs à la ressource. Exemples : les régions ou les domaines communs.

· sous un régime d'accès libre ; chaque utilisateur potentiel de la ressource a l'autonomie totale d'utiliser la ressource dans la mesure où personne n'a le droit légal d'empêcher un autre utilisateur potentiel de la ressource. Personne ne peut parler de propriété car il n'y a aucun droit de propriété.

Un stock de ressource naturelle spécifique crée des surplus économiques, qui est la différence entre le prix du marché de la ressource et les coûts engendrés quand la ressource a été extraite ou épuisée. Cette différence représente la valeur d'une unité de ressource naturelle particulière et est appelée "rente de rareté économique". Quand cette rente est perçue par un propriétaire particulier d'une ressource, et quand il peut être certain que cette situation durera dans le temps (comme dans le cas de régime de propriété privée ou de propriété en commun), c'est dans l'intérêt des utilisateurs de gérer et exploiter la ressource avec une plus grande attention. Sous un régime d'accès libre la situation est tout à faire différente ; il n'y a aucun propriétaire de la ressource et ceux qui l'utilisent n'ont aucune intention de la gérer prudemment ou de la conserver. Ce qui est absent est une convention liant les parties (binding agreement), laquelle convention assure à chaque utilisateur que s'il empêche la surexploitation, les autres utilisateurs se comporteront de la même façon.

Fort de qui précède l'on peut dire qu'il est évident de dire que les droits de propriété ou leurs absences jouent un rôle central dans l'économie des ressources naturelles.

1. Accès à la ressource et absence de régulation

Selon Desaigues et al (1993), l'accès libre à certaines ressources du patrimoine naturel conduit à une totale disparition de la rente. En effet, toute perspective de profit attire de nouveaux exploitants, ceci accentue la surexploitation de la ressource. L'abaissement de la productivité de la ressource réduit alors les profits qui tendent ainsi à se maintenir en permanence à un niveau proche de zéro. Cette situation est assez caractéristique des pêcheries de par le monde. D'un point de vue économique, on caractérise ce genre de gestion en observant que pour les producteurs l'équilibre est atteint lorsque le prix égalise le coût moyen. En effet, ceci conduit bien à un profit nul.

Ainsi, pour un accès régulé⁶ l'équilibre est assuré lorsque le prix est égal au coût marginal alors que dans le cas d'accès libre, l'équilibre est atteint lorsque le prix s'égalise avec le coût moyen. Ceci n'est pas sans conséquence sur l'évaluation de la variation de bien- être social associée à une variation d'une composante du patrimoine naturel.

⁶ On conviendra d'appeler ici accès régulé celui qui résulterait d'une gestion assurée par un exploitant propriétaire cherchant à rendre maximum son profit dans un contexte de concurrence.

2. Les outils mis en oeuvre dans la gestion des actifs naturels

L'efficacité des outils est ici confrontée à la résolution de différents problèmes caractérisant la gestion des actifs naturels. En effet, la puissance publique est souvent intervenue pour régler la gestion intertemporelle des ressources, et les conditions de leur usage optimal. La gestion des actifs en commun soulève des problèmes particuliers. Enfin la puissance publique ne peut ignorer les effets redistributifs de son intervention.

2.1. La gestion intertemporelle

Les politiques développées à propos de l'utilisation des ressources épuisables font souvent appel aux taxes, subventions et encadrement des prix. Pour des raisons d'équité et d'efficacité, la puissance publique est amenée à réguler une exploitation essentiellement privée. En effet, d'une part, on considère souvent que ces ressources relèvent du domaine public et que les rentes dégagées doivent revenir à la collectivité. Il faut donc introduire un système de taxe. D'autre part pour corriger ces distorsions on met en place des systèmes d'allègements fiscaux destinés à encourager une exploitation plus complète, ou bien des dispositifs de taxe pour prévenir un comportement trop myope dans le rythme d'utilisation de ressources stratégiques.

2.2. L'usage optimal des ressources

Ce dont il est question ici est clairement de mettre en place un mécanisme susceptible d'orienter les ressources vers les emplois où elles dégagent le plus grand bénéfice social. Il existe un certain nombre de ressources naturelles (notamment l'eau), dont les droits d'usages sont attachés soit à des propriétés foncières, soit à des individus⁷. Ces droits assurent une relative exclusivité dans l'usage de la ressource, mais ils ne sont pas mobilisables et transférables. Dans ce cas, les utilisateurs tirant un mauvais parti de leur ressource ne peuvent pas la vendre à des utilisateurs plus performants. Ceci bloque une amélioration de la situation pour l'ensemble des utilisateurs, car l'une des caractéristiques d'une allocation efficiente des ressources est qu'elle égalisera les bénéfices marginaux nets de tous les usages. Une solution consiste à créer un marché de droits négociables.

⁷ On pensera aux droits de pêche attribués à certaines tribus d'indien au Canada ou aux « viagers » pour la pêche en estuaire en France par exemple.

2.3. La gestion des actifs en commun

Une gestion en accès libre pur se traduit par une double inefficience : inefficience instantanée et inefficience intertemporelle. La première prend la forme d'un effort et donc un coût de prélèvement trop élevé. La deuxième résulte d'un niveau de stock maintenu trop bas et ainsi d'une productivité naturelle réduite, ce qui affecte les profits futurs.

Comment éviter que les exploitants prélèvent jusqu'au niveau où leur profit s'annule ? Comment les inciter à prendre en compte la valeur de l'actif naturel ? Une taxe sur l'effort peut conduire au bon résultat ; pour la rendre acceptable on propose en général de la combiner avec un programme de rachat d'une partie du capital technique engagé dans l'exploitation (Munro et al, 1985). Une autre solution est de délivrer des droits d'accès à la ressource, avec possibilité d'échanger ces droits. Ce système peut conduire à intensifier les prélèvements (remplacement de petits bateaux de pêche par des plus gros). Enfin, on peut concevoir des droits de prélèvement ou quotas.

2.4. L'équité redistributive dans l'affectation des ressources

La puissance publique dans son intervention régulatrice peut créer des situations à fort impact redistributif. C'est le cas en matière de planification foncière lorsque l'on fixe les zones constructibles et celles qui ne le sont pas. Cet arbitrage de type préservation/développement est réalisé sur la base d'informations biologiques, physiques et économiques. Une des faiblesses de cette procédure est qu'elle ampute le droit de propriété de certains agents sans compensation, alors que d'autres bénéficient de rentes de situation très rémunératrices. Les victimes potentielles ont tout intérêt à obtenir une modification du zonage. Lorsqu'elles s'y emploient, l'efficacité de la planification peut s'en trouver largement affectée.

Pour redonner une certaine efficacité à la planification foncière à travers la restauration d'une relative équité, on a suggéré (Costonis, 1973) la mise en place de droits de développements transférables. Dans un tel système on identifie les zones protégées (activité agricole ou zones naturelles) et des zones à développement possibles (urbanisation, industrialisation). Les propriétaires de terrains dans les zones classées hors développement reçoivent des droits à développement. Ils doivent donc se porter acquéreurs des droits de développement remis aux propriétaires de terrains dans en zone protégée ce qui compense la perte de valeur de leurs terres inconstructibles.

Un programme de droits de développement transférables isole la composante droit à bâtir. En théorie, un marché de droits de développement transférables redistribuera les rentes générées par le processus d'industrialisation et d'urbanisation. Le fonctionnement d'un tel marché pose de délicats problèmes théoriques et de mise en oeuvre. Des variations apparemment mineures dans les institutions et dans les règles de transfert gouvernant ce type de programme peuvent avoir des conséquences significatives sur la distribution des coûts et des bénéfices pour la collectivité (Field et al, 1975)

C. Débat sur la raréfaction des ressources

Les ressources non renouvelables constituent-elles une limite à la croissance ? De la fin de la dernière guerre jusqu'au début des années 1970, le point de vue dominant livrait sur la question une réponse négative. Il s'appuyait notamment sur les travaux empiriques parmi lesquels ceux de Barnett et al (1963) et de Johnson et al (1980). Ces travaux montraient une croissance régulière du coût réel des produits d'extraction. L'exploitation associée aux résultats empiriques fait appel au progrès technique qui se traduit par une réduction des coûts d'exploitation et par la découverte de nouveaux gisements.

Récemment, et certainement sous l'influence de la crise de l'énergie, des études ont contesté les résultats de Barnett et al. Examinant non les coûts, mais les prix (qui incorporent aussi la rente) des ressources minérales ; Smith (1979), par exemple, montre que, s'il y a une baisse des prix, celle-ci se produit à taux décroissant. D'autres tels que Slade (1982) concluent que l'on est passé par un minimum et que le prix relatif est maintenant croissant pour les principaux minerais et combustibles. Dans un tel contexte, il est passionnant, pour Robinson (1985), de réexaminer à travers l'oeuvre de Jevons (1865) sur la question charbonnière, les analyses, les craintes et les solutions envisagées pour résoudre le problème de l'épuisement d'une ressource qui jouait un rôle considérable dans le développement économique de l'Angleterre

Beaucoup de travaux ont été consacrés, ces trente dernières années, à la question de l'allocation intertemporelle optimale des ressources épuisables et au rôle et au fonctionnement du marché dans ce domaine (Dasgupta et al (1979), Hartwick (1977)). Le modèle de base en la matière consiste à rechercher le maximum de la valeur nette actualisée d'un bénéfice social résultant de l'exploitation d'un gisement (bénéfice social défini comme la somme du surplus du consommateur et du producteur). Le caractère épuisable de la ressource s'introduit par une

contrainte de stock. Dans ce cadre, les conditions nécessaires pour un maximum sont doubles. La première condition implique que le prix de la ressource n'est pas égal au coût marginal d'extraction, mais au coût marginal plus une variable auxiliaire attachée à la contrainte de stock qui s'interprète comme le prix fictif d'une unité de la ressource in situ. Ce prix fictif est aussi nommé royalty ou rente de rareté.

Cette condition illustre que : prix =coût marginal d'exploitation + rente de rareté P = CmE + ë

C'est cette rente qui constitue le véritable indicateur de raréfaction de la ressource. La deuxième condition due à Hotelling (1931), nous dit que la rente de rareté doit progresser à un taux égal à celui du taux d'intérêt. La valeur non actualisée de la rente de rareté doit croître au rythme du taux d'actualisation, ou encore, la valeur actualisée de la rente de rareté doit être identique pour chaque période.

Attention, ce denier résultat n'est vrai que dans l'hypothèse de coûts d'exploitation

indépendants du niveau de stock encore exploitable ( 0

? =

? x

C

t ).

L'optimalité intertemporelle impose qu'il n'y ait pas de gain possible en modifiant la date de prélèvement d'une unité de ressource. Le produit de la vente d'une unité peut être investi avec un taux de rendement égal au taux d'intérêt. Alternativement, une unité maintenue in situ doit voir sa valeur croître à un taux égal au taux d'intérêt.

La section suivante sera consacrée au développement des différentes approches relatives à l'utilisation optimale des ressources naturelles épuisables car notre étude concerne essentiellement l'exploitation d'une telle ressource.

SECTION 2 : DES APPROCHES RELATIVES A L'EXPLOITATION OPTIMALE D'UNE RESSOURCE NON RENOUVELABLE.

A. Approche analytique simple

Supposons que la demande pour une ressource naturelle de type non renouvelable soit linéaire et stable dans le temps.

L'inverse de la courbe de demande pour l'année t s'écrit alors : p t = a - bq _t (1)

Le bénéfice total tiré de l'extraction d'une quantité durant l'année t est égal à l'intégrale de

q_t

la fonction :

qt Bénéfice total = = ? a - bq t dq ( ) 0

b 2 ? - ?? ( aq q 2

) ? ??

0

qt

(2)

b

BT = aq - q t (3)

2

t ^t 2

Nous admettons ici que coût marginal d'extraction est constant et égal à c. le coût total d'extraction d'une quantité quelconque q_t sera : CT t = cq_t (4)

Le stock total de la ressource exploitable estQ. L'horizon d'exploitation est T. L'allocation optimale intertemporelle suppose la recherche du bénéfice net actualisé maximum sous la contrainte de stock.

BT CT t

t -

Le bénéfice net actualisé par période s'écrit : BN t t

= (5)

(1 )

+ r

BN

Ce qui est égal ici à :

b

2

aq q cq

- -

t t t

(6)

2

t t

=

(1 )

+ r

Le programme optimal sera donc :

Max

q t

t

? t

T t t

aq q

-

²

=

1

(1 )

+ r

b

2

t-1

- cq

T

S/C

Q q = ? t

t = 1

Pour résoudre ce programme on écrit le lagrangien :

b

aq q cq

2

T t t t T

- -?

= + ?

? Q q ?

2

L - ? ? (7)

1

(1 ) t t

ë

-

+ ? ?

r

t = 1 t = 1

?L a bq c

- -

t

- ë

=

avec t=1,2,.....,T (8)

₁ 0

=

?

q t

(1 ) + r

t

T

Q q

- ? = (9)

0

t

t = 1

L'équation (8) nous indique que dans un programme d'allocation intertemporelle efficiente, les bénéfices marginaux nets actualisés doivent être égaux à ë pour chaque période, donc être égaux entre eux.

Cette équation peut être réécrite de la façon suivante :

Pt c ë - =

(1 )t + r

-

1

(10)

Le coût marginal étant égal à c, on constate que la règle habituelle d'égalisation entre prix et coût marginal ne tient pas ici. Il s'introduit un autre terme. A la période 0 ce terme est égal àë. Il s'interprète comme la rente de rareté (ou royalty, ou coût d'usage) reflet du coût d'opportunité associé à la perte d'une unité de ressource pour la consommation future. En effet, ce prix fictif associé à la contrainte de stock retrace le changement de valeur de la fonction objectif à la suite d'une faible variation de la contrainte. On a donc une indication de l'accroissement de bénéfice résultant du maintien d'une unité supplémentaire in situ ou de la réduction de bénéfice de la disparition d'une unité supplémentaire in situ.

B. Approche planifiée, approche décentralisée, monopole

1. Exploitation intertemporelle optimale. Approche planifiée

On recherche les conditions nécessaires pour une exploitation intertemporelle optimale, dans le cadre général où les coûts sont affectés par la taille du stock résiduel.

On considère n firmes identiques dont les coûts totaux d'extraction sont du type :

C = C (y _t , x t ) avec yt la production en période t et xt le stock résiduel.

Les coûts peuvent être reliés positivement, négativement au stock, ou être indépendants. On supposera en général qu'il y a une liaison négative.

Nous supposons qu'un grand nombre de firmes identiques sont sous le contrôle d'un planificateur. Il va s'agir de déterminer quelle quantité doit-on extraire de la ressource chaque

période. La mesure du bénéfice est constituée par le surplus donné par l'intégrale de la demande pour la ressource : avec ny

? n y t P z d z t = consommation dans la période t.

( )

0

Le bénéfice net est la différence entre bénéfice et coût.

T ny t

Le problème est alors du type : 0 ₀ ( ) ( , )

? ? -è

Max P z dz nC y x e dt

t

? ? ? ? ? ?

- t t

y t

dx

Sous contrainte de : t = -

ny t

dt

Et de x₀ = Xmax

On peut traiter ce problème en termes de contrôle optimal en considérant simplement la valeur courante du hamiltonien (et non la valeur actualisée). Le hamiltonien courant pour ce problème est :

nyt H=? c 0

P z dz - nC y t xt - ì nyt ( ) ( , )

Les conditions de premier ordre sont :

· 0 ? = H c ? yt

( t ) P ny

? C - - = n n ì 0 (11) ? y t

~ - = -

?

ì èì

~ = + n

x t

C

?

(12)

?x_t

· d x t H c ? = dt ì ?		d x	t		= - (13) y t

La condition (12) conduit à un résultat plus complexe s'agissant de la règle de Hotelling. En effet, si 0

? =

? x t

marginal d'exploitation + rente de rareté) P = CmE + ë .

C

, alors on retrouve la relation fréquemment évoquée (prix = coût

Si par contre on a : 0

? <

C

comme c'est assez fréquemment le cas, alors le taux de

?x_t

changement de la rente de rareté est inférieur aux taux d'intérêt.

L'écart constitué par	? ?	C		est une forme de dividende associé au maintien d'une unité dans

le stock pour sa contribution à l'abaissement du niveau des coûts d'extraction.

2. Approche en terme de concurrence / planification

Ici, au lieu d'un planificateur cherchant à rendre maximum le bénéfice social net, nous avons affaire à une firme opérant dans des conditions de concurrence pure et parfaite. Cette firme est une des n firmes considérées auparavant. Elle est en position de preneur de prix avec

p=p(ny) .

Le problème se met alors sous la forme :

T

M a x p y c y x e d t

? -

- è t

₀ ( , )

[ ]

t t t

y t

d x

Avec t = -

y t

d t

x 0 = Xmax

Le hamiltonien courant pour ce problème est :

H c = py t - c(y _t ,x _t ) -ø y t = 0

Les conditions de premier ordre donnent notamment les deux résultats suivants :

? H

· 0

c =

? y t

( t )

p ny

(14)

?y_t

ø0=

?C

- -

H c

? x_t

?

· ø èø ~ - = -

?

C (15)

x_t

ø è ø

~ = +

?

Les conditions sont identiques aux précédents sachant que ì =ø. Comme les équations et les paramètres sont également identiques, les solutions sont les mêmes.

3. Monopole

Compte tenu de l'importance et de la fréquence de ce type de structure de marché, il est important de s'interroger sur l'effet qu'il faut en attendre en matière de profit d'épuisement de la ressource.

Par rapport au modèle précédent une seule différence intervient, elle résulte du fait que le monopole prend en compte l'influence du niveau de production sur le prix.

?

(16)

H

?

c ?

d p C

= 0 p y d y y ø

+ - -

t 0

? =

y t t t

La rente de rareté ou royalty est alors la différence entre le revenu marginal (constitué

des deux premiers termes) et du coût marginal (troisième terme).

?

ì è ì

~ = + n

?

C

(17)

x_t

En général, la production et donc le profil temporel d'utilisation de la ressource est différent de la production en situation de concurrence. Ceci dépend de la demande et de la relation entre prix et revenu marginal. Il y a bien sûr une tendance naturelle du monopole à retarder l'épuisement du stock dans la mesure où il parvient à maintenir des prix plus élevés. La figure 2 ci-dessous permet illustrer le profil d'épuisement et le profil des prix optimaux d'une ressource non renouvelable en situation d'exploitation concurrentielle et monopolistique. Il ressort de cette figure que le monopole à un profil d'épuisement plus long (48 ans) contre 28 ans en situation de concurrence dans la mesure où le monopole pratique des prix optimaux plus élevés.

Figure 1 : profil d'épuisement et des prix optimaux d'une ressource non renouvelable en situation de concurrence et de monopole

Profil d'épuisement d'une ressource non renouvelable
Exploitation concurrentielle et monopolistique

Stock résiduel	200 150 100 50

4

Prix

milliers

3

2

1
0

0 10 20 30 40 50

Temps t

Profil de concurrence Profil de monopole

5

Profil des prix optimaux
Exploitation concurrentielle et monopolistique

0 10 20 30 40 50

Temps t

Source : Point, P. (2004)

CHAPITRE 2 : UNE RESSOURCE NATURELLE NON RENOUVELABLE

SPECIFIQUE : Le gaz naturel

Ce chapitre nous permettra de décrire le gaz naturel et de montrer ses vertus. Ce qui nous fera ressortir sa spécificité par rapport aux autres combustibles fossiles tels que le pétrole et le charbon.

SECTION 1 : LA SPECIFICITE DU GAZ NATUREL. A. Les vertus du gaz naturel

1. Origine et historique du gaz naturel

Le gaz naturel a été découvert au Moyen-Orient au cours de l'antiquité. Il y a de cela quelques milliers d'années, l'apparition soudaine de gaz naturel s'enflammant brutalement était assimilée à des sources ardentes. En perse, en Grèce ou en Inde, les hommes érigeaient des temples autour de ces feux pour leurs pratiques religieuses. Cependant, ils n'évaluèrent pas immédiatement l'importance de leur découverte. C'est la Chine qui a compris l'importance de ce produit et fora le premier puits vers 211 ans avant J-C.

En Europe, il fallut attendre jusqu'en 1659 pour que la Grande Bretagne découvre le gaz naturel et le commercialise à partir de 1790. En 1821, à Fredonia (Etats-Unis), les habitants ont découvert le gaz naturel dans une critique par l'observation des bulles de gaz qui remontaient jusqu'à la surface de l'océan Pacifique. William Hart est considéré comme le père du gaz naturel car c'est lui qui creusa le premier puits nord-américain.

2. Description / caractéristiques techniques du gaz naturel

Le gaz naturel est un mélange d'hydrocarbures légers comprenant du méthane, de l'éthane, du propane, du butane et du pentane. D'autres composés tels que le dioxyde de carbone (CO2), l'hélium (He), le sulfure d'hydrogène (HS) et l'azote (N) peuvent également y être trouvés. Sa composition n'est jamais la même ; elle varie selon la zone géographique, la formation du sol ou le réservoir à partir duquel il est extrait. Cependant, on peut dire que son composant principal est le méthane (au moins 90%) qui est extrêmement inflammable ; il (le méthane) brûle facilement et presque totalement et n'émet qu'une faible pollution. Le gaz naturel ne contient presque pas de soufre et ne produit pratiquement aucun dioxyde de soufre

(SO2). Ses émissions d'oxyde d'azote (NO_x) sont plus faibles que celles du pétrole et du charbon et celles de CO2 inférieures à celles de ces combustibles fossiles. Selon Eurogaz, la combustion du gaz naturel entraîne une production de CO2 inférieure d'au moins 40 à 50% à celle du charbon et d'au moins 25 à 30% à celle du pétrole par unité d'énergie produite, en fonction du procédé d'utilisation et de la qualité du combustible. L'évaluation des fuites de méthane associées à la production de gaz naturel montre que ce gain environnemental significatif au moment de l'usage du combustible n'est pas annihilé par les rejets directs à l'atmosphère. Ces fuites de méthane restent bien inférieures à 2% alors qu'il faudrait approximativement un taux de 9% pour se comparer au pétrole et de 16% pour se comparer au charbon. Le gaz naturel permet donc de disposer de l'énergie et de réduire les émissions de gaz à effet de serre (GES). Ces qualités en font certainement une énergie respectueuse de l'environnement et socialement acceptée.

En brûlant, le gaz naturel donne de l'eau et du CO2. Compte tenu de l'énergie fournie par l'hydrogène contenu dans le méthane (CH4), la combustion d'une tonne de gaz naturel rejette moins de CO2 qu'une tonne de charbon (50% moins) ou de pétrole (35% moins) (Commission Energie-Environnement, 2002). Le gaz naturel est incolore, inodore, insipide, sans forme particulière et plus léger que l'air ; sa densité est de 0,60, inférieure à celle de l'air (1,00). Il a tendance à s'élever et peut, par conséquent disparaître facilement du site où il se trouve par n'importe quelle fissure. Il se présente sous la forme gazeuse au dessus de -161°C. Pour des raisons de sécurité, un parfum chimique, le mercaptan, qui lui donne une odeur d'oeuf pourri, lui est souvent ajouté de sorte qu'une fuite de ce gaz puisse ainsi être détectée. A la pression atmosphérique, si le gaz naturel est refroidi à une température de -161°C environ, il se condense sous forme d'un liquide appelé gaz naturel liquéfié (GNL). Un volume de ce liquide occupe environ le six centième d'un volume de gaz naturel et est deux fois moins lourd que l'eau, (45% environ). Une fois sous forme de vapeur, il ne brûle dans l'air que dans une concentration de 5% à 15%. Ni le GNL, ni le gaz naturel ne peuvent exploser à l'air libre.

3. Unités de mesure

Le gaz naturel se mesure en mètre cube (à une pression de 75.000 Pascal et une température de 15°C) ou en pieds cube (cubic feet) (même pression et même température). En temps normal, la production de gaz à partir de puits et les livraisons aux centrales électriques

et thermiques sont mesurées en milliers ou en millions de pieds cubes (Mcf et MMcf). Les réserves sont calculées en millions de milliards de pieds cubes (Tcf).

La quantité d'énergie dégagée par la combustion d'un volume de gaz naturel se mesure en British Thermal Units (BTU). Une BTU est la quantité de chaleur nécessaire pour élever la température d'une livre d'eau d'un degré Farenheit à une pression atmosphérique. Un pied cube de gaz naturel dégage en moyenne 1000 BTU, mais l'intervalle de valeur se situe entre 500 et 1500 BTU.

B. Les atouts du gaz naturel

Ses atouts peuvent être illustrés à travers ses secteurs d'utilisation.

Les secteurs d'utilisation du gaz naturel

Le gaz naturel est une source d'énergie polyvalente qui peut être utilisée dans des domaines très variés. Les productions de chauffage et d'électricité en sont ses débouchés traditionnels principaux. En outre, les préoccupations grandissantes liées à la protection de l'environnement devraient conduire à un plus grand recours au gaz naturel dans le transport. Voici quelques secteurs d'utilisation :

· Utilisateurs domestiques

Les applications domestiques du gaz naturel sont essentiellement la cuisine, le lavage, le séchage, le chauffage de l'eau, le chauffage de maison, la climatisation. En outre, les appareils ménagers sont cesse améliorés afin d'être aptes à utiliser le gaz naturel plus économiquement et de manière plus sûr.

· applications commerciales

Les principaux utilisateurs commerciaux de gaz naturel sont les services tels que les restaurants, les hôtels, les équipements de services médicaux ou les bureaux. Les applications commerciales du gaz naturel incluent la climatisation (air conditionné ou réfrigération), la cuisine ou le chauffage.

· Industries

Le gaz naturel entre dans la fabrication de la pâte à papier, de certains métaux, produits chimiques, pierres, argile, verres et dans la transformation de certaines denrées. Il peut être

employé pour le recyclage des déchets, pour l'incinération, le séchage, la déshumidification, le chauffage, la climatisation et la cogénération.

· Production d'électricité

Les compagnies d'électricité et les fournisseurs d'énergie indépendants emploient de plus en plus du gaz naturel pour alimenter leurs centrales du fait de son coût d'exploitation. En général, les centrales fonctionnant au gaz naturel coûtent moins chères, elles sont construites rapidement, travaillent plus efficacement et rejettent moins de pollution dans l'atmosphère que les centrales utilisant d'autres combustibles fossiles.

Les améliorations technologiques en matière de conception, d'efficacité et d'emploi de turbines à cycles combinés (CCGT) ainsi que de processus de cogénération encouragent l'emploi du gaz naturel dans les industries de création d'énergie. Les centrales à cycles combinés utilisent la chaleur perdue pour produire davantage de l'électricité alors que la cogénération du gaz naturel fournit en même temps de la puissance et de la chaleur aussi bien pour l'industrie que les utilisateurs commerciaux. Cette cogénération réduit très fortement les gaz polluants dans l'atmosphère (Energy Information Administration 2001).

· Industrie automobile

Le gaz naturel peut être utilisé comme combustible pour les véhicules à moteur de deux manières :

En tant que gaz naturel comprimé (GNC), la forme la plus répandue, ou en tant que gaz naturel liquéfié (GNL).

Le parc des automobiles fonctionnant au gaz naturel est d'environ 1,5 millions d'automobiles à travers le monde (selon l'association internationale des véhicules à gaz naturel). Les interrogations concernant la qualité de l'air dans la plupart des régions du monde renforcent l'intérêt pour le gaz naturel dans ce secteur. On estime que les véhicules utilisant ce type de combustible émettent 20% de gaz à effet de serre en moins que les véhicules à essence ou diesel. (Energy Information Administration 2001).

· Les piles à combustible

La pile à combustible est un dispositif électrochimique qui permet de combiner l'hydrogène et l'oxygène contenu dans l'air pour produire de l'électricité, de la chaleur et de l'eau. Les piles à combustible fonctionnent sans combustion. Elles ne polluent pratiquement pas. Une pile à combustible peut être utilisée à des rendements beaucoup plus élevés que les

moteurs à explosion puisque le combustible est directement transformé en électricité, et qu'elle produit plus d'énergie à partir de la quantité de combustible.

Le gaz naturel est l'un des multiples combustibles à partir desquels les piles à combustible peuvent fonctionner.

SECTION 2 : LES CAUSES ET LES MECANISMES D'AUGMENTATION DE LA DEMANDE DE GAZ NATUREL

Il est facile d'imaginer des causes et des mécanismes d'augmentation de la demande de gaz naturel. Outre ses avantages intrinsèques de propreté lors de son utilisation et de la multiplicité de ses usages, les ressources sont encore abondantes dans les pays riches (Amérique du Nord, Europe) alors qu'au niveau mondial, on est encore dans une phase où les découvertes nouvelles font plus que compenser les consommations. Ceci génère un double sentiment de sécurité d'approvisionnement et d'abondance.

Nous présentons ici quatre tendances susceptibles de provoquer un fort accroissement de la demande de gaz naturel.

A. La désaffection vis-à-vis du charbon

Le charbon est à l'origine de très fortes pollutions locales et régionales. Les premières sont souvent provoquées par les chauffages individuels dans des installations plus ou moins bien conçues. Le smog de Londres, jusque dans les années trente, était une conséquence directe de l'emploi du charbon ; il a été très fortement réduit par l'installation de chauffage urbain. Les pays émergents tels que la Chine, cherchent à améliorer l'air de leurs villes en élimant le charbon. La Chine s'est engagée à remplacer le charbon par le gaz naturel à Pékin d'ici les jeux olympiques de 2008.

Les pollutions régionales sont dues aux grandes installations industrielles consommant du charbon : centrales électriques, cimenteries. Dans les pays émergents, il peut être très tentant de remplacer les anciennes installations polluantes au charbon par des installations brûlant du gaz naturel, dans la mesure où les craintes suscitées par l'augmentation des teneurs en CO2 dans l'atmosphère engendrent une forte motivation pour le remplacement du charbon par le gaz naturel.

Autant de raisons qui peuvent conduire de nombreux acteurs économiques et politiques à mettre en oeuvre des stratégies de substitution du gaz naturel au charbon.

B. Les besoins en énergie des pays émergents et des pays pauvres

L'essentiel de l'accroissement de la demande d'énergie dans les prochaines décennies va venir des pays émergents et des pays pauvres, sous le double effet de l'augmentation de leur population et de la recherche de conditions de vie meilleures que celles d'aujourd'hui. Une (petite) partie de ces besoins pourra être satisfaite par certaines énergies renouvelables (énergie solaire...). Mais l'essentiel des besoins se trouve dans les zones urbaines de plus en plus importantes et ne peut être satisfait que par des moyens de production lourds et des réseaux de distribution. L'électricité (notamment hydraulique) et (ou) le gaz naturel sont et seront les vecteurs essentiels de ce développement comme l'a souligné le Conseil Mondial de l'Energie (CME), (2000).

C. L'abandon du nucléaire

En Europe, certains envisagent de remplacer le nucléaire par le gaz naturel pour la production d'électricité, au moins à titre transitoire en attendant que les énergies renouvelables puissent (éventuellement) prendre le relais. Selon la Commission Energie Environnement (2002), l'abandon du nucléaire dans le monde serait susceptible d'augmenter la demande de gaz naturel de 0,5 à 4,5 Gtep (Gigatonne équivalent Pétrole).

D. Le remplacement du pétrole

Nombreux sont aujourd'hui les pétroliers qui évoquent ouvertement l'après pétrole. Le déclin de la production pétrolière pourrait commencer vers 2020 ; plusieurs voies sont ouvertes pour remplacer le pétrole, notamment le gaz naturel et la synthèse de combustible liquide à partir du charbon. Mais cette dernière voie est génératrice de rejets accrus de CO2 et ne pourrait vraisemblablement se développer massivement que s'il existait des moyens économiquement acceptables de séquestrer le CO2. Fort de ce qui précède, un rôle majeur du gaz naturel comme substitut au pétrole ne peut donc absolument pas être écarté aujourd'hui.

Conclusion partielle de la première partie

On retiendra dans cette première partie que le gaz naturel est une ressource épuisable dotée de certaines vertus qui font de lui une ressource à usage multiple et une source d'énergie respectueuse de l'environnement. Il paraît comme le combustible fossile capable de se substituer au pétrole à raison du déclin probable de la production de ce dernier autour de 2020. Le caractère épuisable à terme de cette ressource (le gaz naturel) considérée comme la principale source d'énergie du 21^e siècle, nous contraint à l'exploiter avec rationalité. Il est donc opportun de l'exploiter avec optimalité ; Ceci constitue le principal objet de la seconde partie de notre étude.

EXPLOITATION OPTIMALE

DURABLE DU GAZ NATUREL

EN COTE D'IVOIRE

DEUXIEME PARTIE

Dans cette partie, il est question de présenter un modèle d'exploitation optimale durable du gaz naturel en Côte d'Ivoire .Bien avant d'aborder ce point, nous présenterons le secteur gazier en Côte d'Ivoire.

CHAPITRE 3 : LE SECTEUR GAZIER EN COTE D'IVOIRE

Lancée en 1957, la recherche d'hydrocarbures en Côte d'Ivoire s'est véritablement développée dans les années 70. Des compagnies pétrolières telles que EXXON, PHILIPS PETROLEUM, TOTAL, AGIP, TENNECO ont mené des activités qui ont conduit aux découvertes successives des gisements pétroliers ("Bélier" en 1974 et "Espoir" en 1979), et d'un gisement de gaz naturel "Foxtrot" en 1981. Compte tenu d'une augmentation des coûts de production et d'une baisse du prix du baril de pétrole, l'année 1988 marquait l'arrêt de la production du dernier champ encore en exploitation ("Espoir"). Il a fallu attendre les découvertes des gisements "Panthère" (gaz naturel) en novembre 1993 et "Lion" (gaz associé au pétrole) en mars 1994 par UMIC pour envisager une relance de la production du gaz naturel. Ceci se fera en 1995 grâce en partie aux progrès techniques réalisés sur l'activité offshore en eaux profondes, dont les coûts d'exploitation ont été comprimés grâce aux progrès technologiques.

Le bassin sédimentaire ivoirien est divisé en vingt cinq (25) blocs pour la partie offshore et quatre (4) blocs en onshore. La distribution par contrat de partage de production sur ces blocs définit les opérateurs (sociétés chargées de la partie technique de l'exploration et de la production).

SECTION 1 : LA FILIERE GAZIERE EN COTE D'IVOIRE A. Présentation de la filière gazière

La filière gazière est organisée en quatre grandes fonctions : l'exploration et l'extraction, le traitement, le transport (auquel on adjoint généralement le stockage) et la distribution aux consommateurs finals.

Le schéma ci-après représente l'organisation de la filière gazière.

Schéma de la filière gazière

Source : http :// www.naturalgas.org

Les développements technologiques ont joué un rôle prépondérant en ce qui concerne les perspectives du gaz naturel dans le monde entier en général et en Côte d'Ivoire en particulier. Les innovations de l'industrie du gaz naturel ont lieu constamment à tous les stades de la filière et même concernant les applications du gaz naturel. Elles économisent de

l'énergie, aident à réduire les coûts et les incidences sur l'environnement et amènent le gaz à la portée de ses utilisateurs finals.

Décrivons à présent les quatre grandes fonctions de la filière gazière. Le processus de production du gaz naturel est simple et très proche de celui du pétrole. Le gaz naturel est tout d'abord extrait du sol ou des océans par forage, puis transporté par pipeline (sur terre) ou tankers (par mer) jusqu'à une installation de nettoyage et de transformation pour être ensuite acheminé vers une zone de stockage ou des cavités creusées dans le sol. A ce stade, il est distribué par les compagnies de distribution agrées. Enfin, il est livré aux consommateurs finals.

1. L'exploration et l'extraction 1.1. L'exploration

L'exploration est une étape très importante du processus. Face aux coûts d'extraction très élevés, les compagnies ne peuvent pas prendre le risque de forer n'importe où. Les géologues jouent alors un rôle essentiel en identifiant les poches de gaz naturel. Pour trouver une zone où du gaz naturel est susceptible d'être découvert, ils analysent la composition du sol, et comparent les échantillons prélevés avec ceux d'autres zones où du gaz a déjà été trouvé. Puis ils réalisent des tests spécifiques comme l'étude des formations rocheuses des couches supérieures où du gaz naturel pourrait s'être formé. Les techniques de prospection ont évolué au cours du temps et fournissent aujourd'hui des informations d'une grande fiabilité sur l'existence possible de dépôts de gaz naturel. Plus précises sont ces techniques, plus forte sera la probabilité de découvrir du gaz lors du forage.

La principale avancée technologique apportée en matière de prospection vient de la sismologie qui est l'étude des mouvements des ondes sismiques. Elle permet l'analyse des couches inférieures de la croûte terrestre sans forage. Par l'étude de la propagation des ondes dans la croûte terrestre, les géologues peuvent déterminer le type de roche présent dans le sous-sol et la profondeur à laquelle il se trouve. Les géologues peuvent également mesurer les caractéristiques magnétiques des roches à l'aide de magnétomètres.

En Côte d'Ivoire, ce sont des compagnies pétrolières qui dans la recherche d'hydrocarbures ont découvert du gaz naturel brut et/ou du gaz naturel associé au pétrole.

1.2. L'extraction

Le gaz naturel est extrait en creusant un trou dans la roche. Le forage peut être effectué sur terre ou en mer. Le matériel employé est fonction de la localisation de la poche de gaz et de la nature de la roche. Si c'est une formation peu profonde des câbles de forage peuvent être utilisés. Un mouvement de va et vient est effectué à plusieurs reprises à l'aide d'une mèche en métal dans le sol. Pour des prospections plus en profondeur, des plates-formes de forage rotatives sont nécessaires. Elles sont les plus répandues aujourd'hui. Cette méthode se compose d'une mèche pointue qui permet de passer à travers la terre et la roche.

Les innovations dans les techniques de forage ont permis de rassembler davantage d'informations sur les puits, de forer plus profond et de réduire les coûts. Un forage souterrain plus profond permet d'accéder à des réserves de gaz naturel qui ne pouvaient être atteintes auparavant. Les progrès technologiques dans ce domaine englobent l'amélioration des systèmes de mesure durant le forage, l'automatisation des plates-formes de forage ou le forage horizontal.

Une fois le gaz naturel trouvé il doit être prélevé efficacement. Le taux de recouvrement le plus efficace est donné par la quantité maximum de gaz naturel pouvant être extraite sur une période de temps donnée sans endommager la formation. Après son extraction du sous-sol le gaz naturel doit être traité.

2. Le traitement

Le traitement du gaz naturel implique le regroupement, le conditionnement et le raffinage du gaz naturel brut afin de le transformer en énergie utile pour différentes applications. Ce processus implique tout d'abord une extraction des éléments en phase liquide dans le gaz naturel, puis un fractionnement de ces différents éléments.

Les méthodes les plus importantes de transformation sont celles par absorption et par cryogénisation (la mise du gaz naturel sous une très basse température). Ce sont des procédés sophistiqués pour traiter le gaz naturel et séparer les liquides du gaz.

Gulsby International Enginering (Texas) a conçu et installé le projet sur la zone de Vridi. Opérationnelle depuis janvier 1998, l'usine a une capacité de traitement originel de 75 millions de pieds cubes de gaz par jour et de production de 25.000 tonnes métriques par an d'un mélange constitué de 86% de butane et de 14% de propane.

En aval de la production et afin de valoriser l'exploitation du bloc CI 11, l'opérateur Ocean Energy a initié le projet "Lion GPL" en 1997; celui-ci consiste à récupérer les liquides (propane, butane et essence) du champ Panthère pour répondre à la demande en GPL des marchés ivoirien et sous-régionaux (estimés à 130 millions de tonnes). Pour le projet "Lion GPL", Ocean Energy a signé un contrat lui octroyant le droit exclusif d'extraire les liquides du volume total du gaz qui passe par le terminal de Vridi.

3. Le transport et le stockage

Une fois le gaz naturel traité, il va être acheminé vers son lieu d'utilisation. Il peut être transporté par voie terrestre à travers des gazoducs qui sont constitués de tubes d'acier de 20 à 42 pouces⁸ de diamètre. Le gaz est acheminé sous haute pression des stations de compression disposées tout au long de la canalisation. Ces stations maintiennent la pression du gaz au niveau souhaité. Comparé à d'autres sources d'énergie, le transport du gaz naturel est très efficace étant donnée la faible part d'énergie perdue entre le départ et l'arrivée. Les gazoducs sont un des moyens les plus sûrs de distribution de l'énergie car elles sont fixes et souterraines.

Le gaz naturel peut également être transporté par mer dans des tankers. Dans ce cas, il est transformé en gaz naturel liquéfié (GNL). Le procédé de liquéfaction permet d'en retirer l'oxygène, le dioxyde de carbone, les composés de soufre et l'eau.

Avant d'arriver chez le consommateur, le gaz naturel passe parfois par une phase de stockage (dans des réservoirs souterrains) de sorte que l'industrie du gaz naturel puisse faire face aux fluctuations saisonnières de la demande. Ces réservoirs sont habituellement situés à proximité des marchés consommateurs afin de permettre aux compagnies de distribution de gaz naturel de faire face à des pics de la demande et d'approvisionner leurs clients sans délai. Ces compagnies peuvent également vendre le gaz naturel sur le marché physique pendant les périodes creuses.

Il est important de souligner qu'en Côte d'Ivoire, le gaz naturel produit n'est pas stocké en raison des coûts très élevés des réservoirs de stockage. Il est vendu directement aux industriels via pipeline. Par ailleurs, le gaz butane issu du gaz naturel dispose de quelques réservoirs de stockage dans le but d'assurer un approvisionnement des consommateurs finals pour une durée de dix jours. Le stockage est effectué par quatre sociétés possédant ce type de

⁸ Ancienne unité de longueur (27 millimètres environ).

capacité : Total/fina/elf, Shell, Petroci Gaz (filiale de Petroci Holding) et Gestoci (acteur principal du stockage d'hydrocarbures en Côte d'Ivoire).

L'industrie des gazoducs cherche à améliorer sans cesse la capacité, la sécurité, l'efficacité et la rentabilité des gazoducs afin de réduire les coûts liés au transport. Ce volet représente, en effet, une part importante du prix final du produit.

Les progrès technologiques au niveau du processus de liquéfaction, qui visent à transformer le gaz naturel en gaz naturel liquéfié (GNL), favorisent l'expansion du commerce international.

4. La distribution

La recherche et le développement dans le domaine de la livraison de gaz naturel tente de se développer pour les deux applications que sont la cheminée à gaz et les systèmes de refroidissement ainsi que les nouvelles technologies qui visent la réduction des coûts et l'amélioration de l'efficacité. Certaines des technologies qui peuvent être citées sont par exemple, la tuyauterie de distribution flexible , les canalisations de distribution en plastique, les appareils de comptage électroniques, les systèmes de cartographie informatique ou les nouvelles techniques de creusement des tranchées.

Les distributeurs ont également besoin de contrôler les flux de gaz grâce à des systèmes informatiques comme la régulation par valve commandé ou par le système SCADA (contrôle et saisie de données de surveillance). Le marché de la distribution de gaz butane en Côte d'Ivoire représente près de 60.000 tonnes pour l'année 2000, soit une progression d'environ 11% par rapport à 1999. Le gaz butane est issu de la S.I.R. (Société Ivoirienne de Raffinage) avec deux origines possibles : la production locale (dont le gaz naturel issu des installations "Lion GPL") pour un tiers et le gaz importé pour les deux tiers restants. Le marché de la distribution se divise en deux entités distinctes en fonction du conditionnement et du mode de livraison du gaz :

L'activité "conditionné" : en bouteille de 6 Kg , 15 Kg et 32 / 38 Kg, le gaz est vendu à des grossistes, par les sociétés de distribution pétrolière, qui se chargent de l'embouteillage (Petroci Gaz, TotalFinaElf, Shell, Agip, Mobil). Shell, Agip, Total et Petroci Gaz possèdent des centres emplisseurs.

L'activité "vrac" : livré par camion, le volume de gaz butane ainsi vendu représente 7000 à 8.000 tonnes par an. Shell et Total se partagent respectivement 35 et 65 % du marché. Petroci Gaz devrait d'ici peu développer son activité de distribution de gaz en vrac.

Gaz de Côte d'Ivoire, acteur mineur du marché disposant d'installations uniques dans le pays au travers d'un réseau de distribution de 157 Km installés; seuls 50 % de celui ci sont utilisables dans les villes d'Abidjan, Yamoussoukro et Bouaké (réseau en cuivre datant de 1982) a été repris par Petroci Gaz au terme d'un processus de privatisation finalisé en décembre 1999.

Comme compagnies distributrices de gaz butane en Côte d'Ivoire nous pouvons citer : Petroci Gaz, Texaco, Total, Oryx Gaz, Mobil...

B. Les secteurs d'utilisation du gaz naturel en Côte d'Ivoire

Les applications domestiques pour le gaz butane ont trait à de nouveaux systèmes de chauffage et de refroidissement qui utilisent la technologie de la pompe à chaleur. Ce sont les systèmes de chauffage de l'eau, de fours et de chaudières à ventilation directe et haut rendement, les grilles, les équipements de lavages et de séchages de taille industriel, les fourneaux de type restaurant ainsi que les chaudières à gaz.

Le recours croissant au gaz naturel comme combustible préféré pour la production d'électricité est dû aux progrès technologiques réalisés entre autres dans le domaine des turbines à gaz à cycle combiné, qui représente la technologie la plus efficace basée sur des combustibles fossiles pour la production d'énergie et pour la production simultanée d'énergie et de chaleur (cogénération). Cette combinaison d'énergie et de chaleur augmente l'efficacité et favorise une utilisation plus raisonnée de l'énergie, permettant dans le même temps une réduction des coûts de l'énergie et la prise en compte de la question environnementale. 75% de la production de gaz naturel de Côte d'Ivoire est destiné à quatre grands clients. Il s'agit de la CIE (Compagnie Ivoirienne d'Electricité), de la CIPREL (Compagnie Ivoirienne de Production d'Electricité), AZITO, pour l'alimentation de leurs turbines à gaz dans l'optique de la production d'énergie thermique, et la SIR pour le fonctionnement de ses installations. Les 25% restants sont destinés à des industriels utilisant le gaz naturel, à de grandes cliniques (PISAM...) et à des stations services (livreuses de GPL sous forme de carburant). Le progrès technique explique également l'utilisation croissante du gaz naturel en ce qui concerne les véhicules automobiles fonctionnant au gaz naturel.

C. les institutions de régulation du secteur gazier en cote d'ivoire

La Direction des Hydrocarbures : C'est l'organe du Ministère des Mines et de l'Energie, responsable de l'application de la politique nationale en matière d'hydrocarbures. Il s'occupe, entre autres, de l'instruction des dossiers de demandes d'autorisations diverses, et du contrôle et du suivi des activités d'exploration et de production pétrolière et gazière, de traitement, de raffinage, de stockage, de distribution et de transport des hydrocarbures sur l'étendu du territoire national.

PETROCI (Société Nationale d'Opérations Pétrolières) Holding: C'est la société étatique des opérations pétrolières placée sous la tutelle du Ministère des Mines et de l'Energie. Créée depuis 1975, PETROCI a pour mission, entre autres, de procéder à la valorisation des ressources pétrolières nationales, développer une industrie des hydrocarbures, identifier et mettre en valeur le potentiel pétrolier et gazier national à travers les campagnes de promotion et d'acquisition des blocs pétroliers et gaziers. Elle a également pour mission de signer des accords de partenariat avec des sociétés du secteur des hydrocarbures. L'action de Petroci ne s'est pas résumée à ces missions mais également à des missions d'exploration et de production qui font d'elle le conseiller technique du gouvernement ivoirien et le partenaire privilégier des opérateurs pétroliers et gaziers.

SECTION 2 : LE POTENTIEL GAZIER DE LA COTE D'IVOIRE ET LES OPERATEURS

A. Les champs gaziers et leurs opérateurs

Les premières découvertes des gisements de gaz naturel remontent dans les années 1980, avec la découverte de Foxtrot. Compte tenu des coûts de production élevés de l'exploitation des gisements de pétrole et d'une baisse du prix du baril de pétrole, l'année 1988 marquait l'arrêt de l'exploitation des gisements de pétrole et de gaz en Côte d'Ivoire. Il a fallu attendre les découvertes des gisements "Panthère" (gaz naturel) en novembre 1993 et "Lion" (gaz associé au pétrole) en Mars 1994 pour envisager une relance de la production. Ceci se fera en 1995 grâce en partie aux progrès techniques réalisés sur l'activité offshore en eaux profondes, dont les coûts d'exploitation ont été comprimés grâce aux progrès technologiques. Les estimations récentes des réserves prouvées totales de gaz naturel en Côte

d'Ivoire s'élèvent à 33,52 milliards de m³ avec une production annuelle en 2003 de 1,35 milliard de m³.

Les blocs suivants sont en exploitation, il s'agit :

· du Bloc CI 11 composé des champs "Lion" et "Panthère", a une réserve récupérable de 495 milliards de pieds cube (495 Bcf). Ces champs sont exploités par le consortium Ocean Energy (ex-Umic), International Finance Corporation (IFC), Seagull et Petroci Exploration-Production.

· du Bloc CI 26, il s'agit du champ Espoir disposant du gaz et du pétrole. Ce champ a une réserve de gaz évaluée à 180 Bcf. Depuis 2001, il est exploité par Ranger Oil, Addax, Svenska, Tullow et Petroci Exploration-Production.

· des Blocs CI 01 (Gazelle) et CI 02 (les champs Kudu, Eland, Ibex) sont exploités par Ocean Energy.

· du Bloc CI 27 (Foxtrot) est le plus grand champ gazier de la Côte d'Ivoire avec des réserves récupérables de 650 Bcf. La remise en production de ce vieux champ gazier a été effective en 1999. Le gaz naturel issu de la production de Foxtrot alimente les centrales thermiques de Vridi I, Vridi II et Azito. Ce bloc est exploité par Apache, Enerci (Electricité De France/ Gaz De France), Saur Energie, Petroci Exploration- Production.

D'autres champs gaziers existent mais leur exploitation dépendra de la découverte de nouveaux débouchés extérieurs ; il s'agit essentiel des gisements en offshore profond tels que les champs sur le Bloc CI 105.

B. Les raisons d'une politique d'intensification de la production de gaz naturel et du gaz butane

La fourniture d'énergie, et en particulier de gaz, est l'un des axes prioritaires de la politique du gouvernement ivoirien avec pour objectifs :

· d'assurer l'autonomie énergétique du pays et alimenter la sous-région en électricité, en gaz butane ;

· de renforcer la compétitivité de l'économie en réduisant à moyen terme, grâce à la mise en valeur des ressources gazières, le coût de l'énergie.

En effet, ayant longtemps importé de l'électricité du Ghana, le gouvernement ivoirien au regard de ses importantes réserves de gaz naturel a jugé utile de développer la production d'électricité à partir du gaz naturel. Dès 1990, la Côte d'Ivoire lança donc un projet de développement d'électricité à partir des turbines à gaz. Ainsi, depuis 1994, elle exporte de l'électricité produite par les centrales thermiques en direction du Ghana, du Togo et du Bénin. Deux projets d'interconnexion, l'un avec le Burkina Faso et l'autre avec le Mali sont en cours de négociation avancée.

En outre, afin de réduire les besoins en bois de chauffe, le gouvernement ivoirien a mis en oeuvre dès 1995, une action de promotion tendant à généraliser l'utilisation du gaz butane auprès des ménages ivoiriens. Grâce à ces efforts, la consommation de ce type de gaz est passée de 18.674 tonnes à 70.000 tonnes entre 1995 et 2004. L'on a enregistré en 1997 qu'environ 87% de ménages ivoiriens utilisaient du bois de chauffe ou du charbon de bois à raison de 2 Kg de charbon ou 4,6 Kg de bois de chauffe par jour (Ministère de l'environnement, 1997). Il est important de noter que du stock de forêt évalué à 20 millions d'hectares en 1900, les estimations les plus optimistes situent le niveau de stock entre 1,5 millions d'hectares en 2000, soit un taux annuel de déforestation de 5 à 6% par an. La réduction de la consommation de charbon de bois et de bois de chauffe, deviendra également effective, grâce à la source inestimable d'énergie que représente le gaz naturel et à la politique de butanisation populaire engagée par le gouvernement ivoirien. Il ressort de ce qui précède que cette énergie a un impact déterminant dans la lutte contre la déforestation du territoire.

CHAPITRE 4 : DE L'EPUISEMENT DE LA RESSOURCE A SON

EXPLOITATION OPTIMALE DURABLE

Dans ce chapitre, nous tenterons de déterminer une production optimale durable de gaz naturel en Côte d'Ivoire en utilisant un modèle de contrôle optimal. Notre étude sera essentiellement axée dans une première section sur la détermination de la durée du gaz naturel en Côte d'Ivoire et dans une seconde section sur la présentation du modèle, la résolution du programme et l'interprétation des résultats.

SECTION 1 : LA DUREE DU GAZ NATUREL EN COTE D'IVOIRE A. Détermination du délai d'épuisement du gaz naturel en Côte d'Ivoire

Le gaz naturel étant une ressource naturelle non renouvelable épuisable, notre étude vise dans cette section à déterminer la durée d'épuisement de la ressource. Les travaux réalisés au plan mondial par Laherrere (2000) et Bauquis (2001)⁹ ; respectivement sur le gaz naturel et le pétrole ont abouti aux conclusions finales suivantes :

· Soixante dix (70) ans comme délai d'épuisement du gaz naturel et,

· Cinquante (50) ans pour le pétrole.

En nous appuyant sur les travaux de ces deux auteurs et en intégrant dans leurs analyses une évolution probable du niveau de la consommation, nous tenterons de déterminer le délai d'épuisement du gaz naturel en Côte d'Ivoire.

Nous calculons successivement le taux de croissance globale et le taux de croissance annuelle

moyen sur la période [1997,2003].

Soit g : le taux de croissance globale, r : le taux de croissance annuelle moyen et ri : le taux de croissance annuelle entre deux années consécutives.

g = ? ( 1 + r 97 )( 1 + r 98 )( 1 + r 99 )( 1 + r 00 )( 1 + r 01 )( 1 + r 02 ) - 1 × 100%

?

? ?

g = ? ( 1 + 0,302 )( 1 + 0,0935 )( 1 + 0,1435 )( 1 - 0,0744 )( 1 + 0,378 )( 1 + 0,0417 ) - 1 × 100%

?

? ?

g= 116,3 1%

Sur cette période, nous avons une production de gaz naturel qui a doublé et plus.

⁹ Jean Laherrere (TotalFinaElf) : forecasting future production from past discovery.

Pierre René Bauquis (TotalFinaElf): un point de vue sur les besoins et les approvisionnements en énergie à l'horizon 2050, journées annuelles du Pétrole 2001, Paris, 3 et 4 octobre 2001.

Calculons à présent le taux de croissance annuelle moyen sur la même période.

r ? n ( 1 r 97 )( 1 r 98 )( 1 r 99 )( 1 r 00 )( 1 r 01 )( 1 r 02 ) 1 100%

= + + + + + + - ? ×

?

?

r ? 6 ( 1 0,302 )( 1 0,0935 )( 1 0,1435 )( 1 0,0744 )( 1 0,378 )( 1 0,0417 ) 1 100%

= + + + - + + - ? ×

?

?

r = 13,72%

Sur la période [1997,2003], il y a un taux de croissance annuelle moyen de 13,72%.

Dans une perspective de déterminer le délai d'épuisement du gaz naturel, nous maintiendrons ce taux comme le taux de croissance annuelle moyen sur toute la période d'exploitation. Sachant que chaque année la production est entièrement consommée, nous pouvons conclure que la production est égale à la consommation pour chaque période ; soit P t = C _t .

En suivant le taux de croissance annuelle moyen, nous pouvons écrire C t + 1 = C _t (1 + r).

C C r (1 ) 1 0 = + C C r (1 ) 2 1 = + C C r 2 0 = + (1 )

2

Par récurrence, nous avons 0 ( 1 ) T , avec C

C_T = C + r 0 : la consommation initiale (ici,

consommation en 2003 et CT : la consommation au temps T, telle que C_T = X₀. Avec X₀ : la réserve disponible au temps t = 0. Pour notre calcul, X₀ est la réserve disponible en 2003. Nous écrivons donc que :

C r X

+ =

T

(1 )

0 0

0

X

T

=

(1 )

+ r

0

C

L n r L n (1 ) + = T

? ? X 0 ? ? ? ? C 0

T L n r L n X L n C

(1 )

+ = -

0 0

T =

L n X L n C

0 0

-

T

T
T

L n r

(1 )

+

L n L n

( 3 3 , 5 2 ) (1 , 3 5 )

-

=

Ln

(1 0 , 1 3 7 2 )

+

= 24,982 5 = 25 ans

Avec un accroissement annuel moyen de production de 13,72% sur toute la période d'exploitation du gaz naturel en Côte d'Ivoire, nous épuiserons cette ressource au bout de 25 ans.

B. Détermination du délai d'épuisement de la ressource avec prise en compte des fuites de gaz naturel

Nous aborderons dans ce cas la même méthode de détermination du délai d'épuisement de la ressource mais en intégrant dans l'analyse les fuites de gaz naturel pendant la production. Il est important de souligner que selon la Commission Energie Environnement dans tout processus de production, la proportion de fuites n'excède pas 10% de la production (Problématique du gaz naturel au 21^e siècle)¹⁰. Ces fuites contribuent également à la réduction des réserves disponibles au même titre que la consommation. En Côte d'Ivoire, selon des sources propres des travaux de production (Petroci Exploration-Production), les mesures sécuritaires et technologiques employées dans la production, nous indiquent que les fuites tournent autour de 5% de la production. Nous retiendrons pour notre étude 5%.

Ainsi, nous avons :

C r f X

(1 )T 0

+ + = avec f la part des fuites dans la production.

'

0

T ' =
T ' =

T ' =
T ' =

Par analogie à la démarche de résolution précédente, nous obtenons : L n X L n C

0 0

-

L n r f

(1 )

+ +

L n L n

(3 3, 5 2 ) (1, 3 5 )

-

Ln

(1 0 ,1 3 7 2 0 , 0 5 )

+ +

18,87 1 9

=

19 ans

Cette nouvelle approche montre bien la part importante des fuites qui réduisent elles seules dans le cas de notre étude, la durée des ressources disponibles de six (6) ans. Compte tenu de l'épuisement à terme du gaz naturel en Côte d'Ivoire, il est opportun d'exploiter cette ressource de façon durable et optimale dans le but de bénéficier de façon durable des vertus de cette ressource énergétique. Ceci nous invite à exploiter le gaz naturel de façon optimale dans un horizon infini.

¹⁰ Voir Commission Energie- Environnement du Canada (2002). Rapport sur le gaz naturel relu par J.-R. Bauquis.

SECTION 2 : PRESENTATION DE NOTRE MODELE D'EXPLOITATION OPTIMALE DURABLE

A. LE MODELE

Ce modèle est présenté par Stiglitz (1976) dans le cadre d'une exploitation optimale des ressources naturelles non renouvelables en situation de monopole. Pour l'adapter au cas de l'exploitation du gaz naturel en Côte d'Ivoire, nous avons apporté certaines modifications relatives aux composantes du prix de la ressource. Il s'agit essentiellement de l'index des cours du pétrole et du poids de la demande du gaz naturel sur le marché.

1. Définitions des variables et paramètres du modèle

q : la quantité ou la production de gaz naturel au temps t, est la variable résiduelle, q : la croissance nette de la production,

x _t : la variable d'état ; elle représente le niveau de réserve de gaz naturel au temps t,

x : la croissance nette du niveau de réserve, p : le prix d'une unité de gaz naturel,

è : le taux d'actualisation ou le taux de préférence pour le présent, C : le coût total de production du gaz naturel au temps t,

0(t) : le coût unitaire de production au temps t,

0 : la croissance nette du coût unitaire due au niveau de technologie appliquée dans la

production,

x₀ : le stock ou réserve initiale de gaz naturel au temps t = 0,

,u(t) : l'index des cours du pétrole au temps t,

,u : la croissance nette de l'index des cours du pétrole.

Dans notre modèle, le coût unitaire de production diminue dans le temps selon le niveau et la qualité de technologie appliquée dans la production. De plus, l'inverse de la courbe de demande du gaz naturel au temps t s'écrit : p = p (t)q" ¹ (0 < a < 1)

avec 1/(1-á) l'élasticité de la demande, a le poids de la demande, p le prix de gros d'une
unité de gaz naturel au temps t, q la production au temps t et ,u (t) , variable représentant

l'index des cours du pétrole.

C = 0 (t ) q (0 =0^' < 0 )

C le coût total de production, ö(t) = e^ät et s'interprète comme un paramètre technologique qui réduit les coûts unitaires de production de façon exogène.

ö' <0 le coût unitaire de production diminue dans le temps avec le niveau et la qualité

de la technologie.

L'Etat de Côte d'Ivoire, en détenant tous les droits sur la ressource (le gaz naturel) est considéré comme le propriétaire unique (en régime de propriété d'Etat). Les contrats "take or pay"¹¹ qu'il accorde aux exploitants lui confèrent la responsabilité du contrôle et de la planification de la production. Ainsi, nous posons les hypothèses de notre modèle.

2. Les hypothèses du modèle

· On considère que l'exploitation de l'ensemble de la ressource est assurée par un seul consortium sous le contrôle de l'Etat de Côte d'Ivoire, considéré comme le planificateur ;

· Les nouvelles découvertes de gisements de gaz naturel ne sont pas prises en compte dans les réserves récupérables (stock de la ressource) ;

· Les coûts totaux de production dépendent du niveau de production ;

· Le coût unitaire de production diminue dans le temps avec le niveau et la qualité de la technologie ;

· L'inverse de la courbe de demande du gaz naturel en Côte d'ivoire s'écrit :

= avec 11 -á : l'élasticité de la demande du gaz naturel ;

1

p ( t ) qá

ì -

Ainsi, le profit est : p q C ( t ) q ( t ) q

- = ì - ö (19)

á

8

Notre programme d'optimisation dynamique consiste à maximiser le profit actualisé résultant de l'exploitation de la ressource. Dans un horizon infini, ce programme se présente comme suit :

M a x t q t q e d t

- t

( ) ( )

á è

? ?

? ? - ?

q

0

ì ö

8 s c q d t x . ? = 0

0

q = 0 et x = 0

¹¹ Contrat de partage de production dans lequel une licence de production est accordée à une compagnie lui permettant de réaliser des travaux d'exploration pendant 3 ans suivis de 25 ans d'exploitation de ressource. Contrat leur imposant de céder un minimum de 10% de leur licence à Petroci qui doit participer au partage des profits.

Posons que x = x (t) est le stock de la ressource au temps t.

Ce programme est bel et bien un problème isopérimétrique¹² dont la résolution nécessite la

8

convergence de l'intégrale impropre ? ? è

? -

( ) ( ) t

t q t q e dt

-

ì ö

á ?? dans la fonction objectif.

0

B. Résolution du programme

Pour résoudre ce programme, il est important de garder en mémoire que le problème se situe dans un horizon infini et que certaines conditions de transversalités et conditions aux bornes soient impérativement remplies.

Notre contrainte 0 ? 8 = 0 q d t x

x~= - q sachant que q = q (t) et

x (0) = x₀ la dotation initiale de la ressource, elle est donnée ; lim ( ) 0

x t =

t ?8

Notre programme peut alors s'écrire comme suit :

8

M a x t q t q e d t

- t

? ? ?

( ) ( )

á è

? - ?

ì ö

q0

			s c x q . = - avec ( 0 ) e t lim ( ) 0 x x x t = = 0t ? 8 L'hamiltonnien en valeur courante s'écrit : Hc( t ) q ( t ) q [ ] = ? ì - ö ? + ø ? ? - q avec ø = ø ( t ) á = ? ì á - ö ? - ø q H c ( t ) q ( t ) q ? ? La résolution de ce programme revient à résoudre les deux équations représentant les conditions de premier ordre :
i) et ii)

¹² Un problème de contrôle optimal dynamique dans lequel la contrainte du programme est sous la forme intégrale et égale à une constante.

i)
ii

? H c

ø ø è ~~ =

x

?

?

H

) 0

c =

q

?

Avec limH 0 iii)

=

t?8

limH 0

= ne s'écrit plus uniquement de la sorte mais plus généralement comme

?8

t

H=0 pour tout t? [0,8) (Chiang, 1992), avec H t q t q q

= ? - ? -

? ?

ì ö ç

( ) ( ) e ^t

á è

-

et H représentant l'hamiltonnien en valeur actualisée.

Les conditions i) et ii) constituent les conditions nécessaires. La condition iii) est une condition suffisante.

i) ø/ = ø è ( 20 )

(20) ø

=

è

ø

~~

( ) ( 0 ) t

ø = ø ; puisqu'il n'y a pas d'effet de stock 0

? ? ?

t e è H_C

? = ? , alors

? ? ?

x

la condition i) se ramène à la fameuse règle d'Hotelling selon laquelle la rente de rareté ø doit évoluer au rythme du taux d'actualisation è.

ii) ( t ) q ( t ) 0 ( 2 1 )

- - =

á ì ö ø

á - 1

(21) ( t ) q ( t ) ( 2 2 )

= -

ø á ì ö

á - 1

En dérivant par rapport à temps t l'équation (22), ce que nous notons : d t q t

( )

á ì ö

( ) ( )

á - 1 -

ø

~~

~~

dt

= + - -

ø á ì á á ì ö

q t q q

á - 1 ( 1) ( ) ( 2 3 )

á 2

~~ ~~ - ~~

Avec :

· ø~~ représente le gain (ou la perte) en gaz naturel dû à la conservation (ou l'extraction) d'une unité additionnelle de la ressource ;

· ö^~~ la croissance nette du coût unitaire de production ;

· le gain en valeur d'une croissance consécutive de la production

á á ì -

( 1) ( t ) q q

- ~~

á 2

de gaz naturel ;

En combinant les équations (20), (22) et (23), nous obtenons : á ì á á ì ö è á ì ö ~ + - - ~ = - q 1 ( t ) q q ( t ) q ( ) á - 1 ( ) ( ) á - 2 ~ ^1 t á -

(24)

En arrangeant (24) nous avons :

( ( t )) q 1 ( t ) q q ( t )

áì èáì á á ì ö èö

~ - + - - ~ +

á - 1 á - 2

( ) ~ (24')

= 0

Ici la seule variable à déterminer est q. á et è sont donnés, ì (t), ì~ ,ö(t) et ö^~ sont connus.

Posons : â ₀( t ) = á (á - 1)ì(t), â ₁(t) = á(ì -èì(t)) et ä(t) =ö ^~-èö(t)

á á

- -

(24') devient alors : â â ä

0 ( t ) q q 1 ( t ) q ( t ) 0

2 1

~ + - = (25)

En divisant (25) par 2

_qá - , nous obtenons une équation différentielle de Bernoulli :

â â ä -

0 ( t ) q 1 ( t ) q ( t ) q ^á 0

~ + - = (26)

2

(27)

~

En divisant (26) par ²

q ^-á , nous avons 0 2 1 1

q 1

â - á + â - á - ä =

( ) ( ) ( ) 0

t t t

q q

On pose 1

1 á -

V ( t ) q

= =

_q1 - á

~

' = - = -

V t q q

( ) ( 1) ( 1) 2 q

á á

á - 2 ~

-

q

á

.

(27) devient alors â₀ (t)(á - 1)V^'(t) + â₁ (t)V(t) - ä(t) = 0 (28)

â ( t )( á - 1) V ' ( t ) = - â ₁ ( t ) V ( t ) -ä ( ) (28')

t

0

L'équation homogène associée à (28') est â ₀ (t)(á - 1)V^' (t) + â₁ (t)V(t) = 0 (29)

t - â ë ë 1 ( ) d ?- 0 0 ( )( 1) La solution homogène relative à (29) est : Vh t e C = × â ë á ( )

avec C une constante.

La recherche de la solution particulière relative à (28') par la méthode de variation de

t - 1 ( ) 0 constante nous conduit à : = ? ? × t d â ë ë ä ô ( ) Vp t ( ) ( 1) ( ) ( 1) ( ) á â ë á â ô e ^ô d - - 0 0

ô

La solution générale de (28') est : V _g (t) = V_h (t) + V _P (t) d'où

ô

t - â ë

1 ( ) ë â ë

- 1 ( )

= × + ? ? ×

? d t t d

( ) (0)

0 0 ( )( 1) ( )

( 1) ( ) ( 1) ( )

0

V _g t e V

â ë á ë ä ô

- e ^ô d

- -

á â ë á â ô

0 0

Nous savons que [ ] V ( t ) q q V ( t ) = = á - 1

1 á-1

avec V(0) = q^á-1(0).

1

par conséquent, q_g = ??V_g(t)??^á-1.

t ? ? - â ë 1 ( ) ? d t t d ë â ë - 1 ( ) = ? × + ? × 0 0 ( 1) ( ) 1 ( 1) ( ) ( 1) ( ) ( ) (0) ? 0 qg e q - - - - á â ë á á â ë ë á ä ô â ô ô e d ô ? 0 0 ? ? ? ?

1 á - 1

La solution optimale du programme est :

t - â ë 1 ( ) * = ? ? × + ? × ? ? d t t d ë â ë - 1 ( ) 0 0 ( 1) ( ) 1 ( 1) ( ) ( 1) ( ) ( ) á â ë á á â ë ë á ä ô â ô ô (0) 0 q g e q - - - - ? e d ô ? 0 0 ? ? ? ?

1 á-1

¹

q(0) est déterminé à partir de la contrainte du programme selon laquelle .

? 8 =

₀ qdt x 0

Nous essayerons à présent de voir quel est l'effet des variations du coût unitaire de production et de l'index des cours du pétrole (toute chose étant égale par ailleurs) sur la

production optimale q *. On calculera alors les dérivées suivantes :

? * ? *

q g q g

,

? ?

â ä

0

. On en

déduit les signes de ces dérivées, puis on tire les conclusions qu'on résume dans le tableau suivant :

SIMULATIONS			INTERPRETATIONS	? * qg < ? â 0
0		L'usage d'un niveau élevé des cours du pétrole s'accompagne d'une baisse de la production optimale. L'exploitant n'a donc pas intérêt à produire une quantité très élevée. Ce qui peut permettre un non gaspillage de la ressource.	? * qg > ? â 0
0		L'usage d'un niveau élevé des cours du pétrole s'accompagne d'une augmentation de la production optimale. Pour dégager une rente assez importante, l'exploitant est contraint de produire plus. Il peut s'ensuivre une surexploitation de la ressource.	? * qg < ?ä
0		L'augmentation du coût unitaire de production induit une baisse de la production optimale. On produit moins et on gagne plus.	? * q g >
0		L'augmentation du coût unitaire de production engendre une hausse de la production optimale. L'exploitant dans un souci de dégager du profit sera contraint d'accroître la production optimale. Ce qui peut conduire à un gaspillage de la ressource. Il serait dans cette condition d'employer des technologies capables de réduire les coûts unitaires de production.	?ä

LES INSUFFISANCES DE NOTRE ETUDE

Notre étude dont nous reconnaissons la complexité du sujet, mais que nous avons abordée avec une grande simplicité, témoigne de notre modeste apport quant à la durée du gaz naturel en Côte d'Ivoire. Cependant, il est opportun de révéler les insuffisances de cette étude. Il s'agit essentiellement du fait :

· De limiter l'ensemble de l'exploitation des ressources de gaz naturel à un seul consortium sachant qu'il existe au moins trois à exploiter ces ressources, et de considérer ce consortium comme un monopole sous le contrôle de l'Etat ivoirien ;

· Que notre étude ne permet pas de déterminer de façon numérique une quantité optimale qu'il faut pour une exploitation optimale durable mais plutôt permet une détermination algébrique ;

· De ne pas estimer la fonction du prix du gaz naturel en Côte d'Ivoire.

En dépit de ces insuffisances qui ne peuvent annihiler l'ensemble de notre étude et surtout l'intérêt du sujet, nous sommes amenés à faire des recommandations dans notre conclusion.

CONCLUSION ET RECOMMANDATIONS

Le gaz naturel dont les vertus sont révélées dans notre étude mérite d'occuper une place de choix dans le processus de développement socio-économique et environnemental de la Côte d'Ivoire. Par ailleurs, son caractère épuisable doit inviter les exploitants en général et l'Etat de Côte d'Ivoire en particulier, à veiller sur son exploitation optimale à travers le contrôle du rythme d'utilisation de la ressource et la durée de la ressource. C'est cette perspective qui a guidé notre étude et nous a permis de déterminer compte tenu des données à notre possession, la durée d'épuisement des ressources. Celle-ci est de vingt cinq (25) ans sans la prise en compte des fuites dans la production et de dix-neuf (19) ans avec la prise en compte de celles-ci dans notre analyse sous la condition que le taux de croissance annuelle moyen de l'exploitation de la ressource soit de 13,72% et qu'aucune nouvelle découverte ne vienne accroître le niveau de réserve disponible. Cette étude montre en outre que l'usage d'un cours d'indexation au pétrole élevé suivi d'une hausse de la production optimale d'une part et d'une augmentation des coûts unitaires de production couplée d'une hausse de la production optimale d'autre part, favoriseront une exploitation abusive de la ressource.

L'exploitation du gaz naturel laisse entrevoir de grands espoirs économiques dans la mesure où plus de 75% de sa production en Côte d'Ivoire sont affectés à l'alimentation des installations de la SIR et au fonctionnement des turbines à gaz de la CIPREL et d'AZITO pour la production d'électricité. Ladite électricité est vendue au Ghana, au Togo et au Bénin. En outre, l'intensification du développement du gaz naturel en Côte d'Ivoire est lié à deux grands projets tels que l'usine de gaz « SIMGAZ » et la vente de gaz naturel au Ghana. Un projet connexe de gazoduc Abidjan-Takoradi (au Ghana) est prévu. Ces grands espoirs qui feront de la Côte d'Ivoire un grand exportateur de gaz naturel dans la sous région, doivent être suivis et traités avec la plus grande attention. Fort de tout ce qui précède, et en dépit des insuffisances de notre étude, nous sommes amenés apporter des recommandations afin de permettre à la Côte d'Ivoire de réaliser ces grands espoirs relatifs à l'exploitation du gaz naturel.

Ces recommandations visent entre autres à :

· Renforcer le niveau de la technologie de production dans l'optique de réduire les coûts de production et les fuites de gaz de façon considérable. Cela pourrait

se réaliser par l'acquisition de nouvelles technologies permettant une meilleure exploitation du gaz naturel ;

· Appliquer une indexation des cours du pétrole de façon adéquate dans le but de ne pas favoriser une exploitation abusive de la ressource ;

· Décourager la concurrence dans le secteur gazier ; laquelle concurrence pourrait être source d'exploitation abusive de la ressource ; Cela peut se réaliser à travers l'établissement de contrats d'exploitation très contraignants et la limitation du nombre d'exploitants ;

· Promouvoir les travaux d'exploration gazière dans l'optique de découvrir de nouveaux gisements de gaz naturel qui pourront accroître les réserves prouvées disponibles. Cette promotion pourrait se réaliser à travers une allocation importante et efficiente d'un budget destiné à cette fin.

Cette étude, en dehors de l'exploitation durable du gaz naturel en Côte d'Ivoire vise à montrer également l'interrelation entre l'utilisation du gaz naturel et l'environnement. A ce propos, Le gaz naturel est considéré comme un combustible plus propre et plus respectueux de l'environnement que la plupart des autres combustibles fossiles (pétrole, charbon...). Son avantage comparatif en matière d'environnement par rapport au charbon ou au pétrole réside dans le fait que ses émissions de dioxyde de soufre sont négligeables et que ses niveaux d'oxyde d'azote et de dioxyde de carbone sont plus faibles. Un plus grand recours à cette source d'énergie permettrait notamment de limiter les impacts négatifs sur l'environnement tels que : les pluies acides, la détérioration de la couche d'ozone ou les gaz à effet de serre.

Ces recommandations ne sauraient aboutir si aucun effort n'est fait dans tous les secteurs activités concernés. Nous invitons donc les politiques et les autorités ivoiriennes à mettre en oeuvre un véritable plan de contrôle et de planification de la production du gaz naturel.

REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES

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Tietenberg, T.H (1984). Environmental and Natural Resources Economics, Illinois, Scott, Foresman & Co, Glenviews.

TABLE DES MATIERES

DEDICACE i

REMERCIEMENTS ii

SIGLES ET ACRONYMES iii

SOMMAIRE v

RESUME 1

INTRODUCTION GENERALE 2

Première partie : LES FONDEMENTS THEORIQUES DE LA GESTION DES RESSOURCES NON RENOUVELABLES 5

CHAPITRE 1 : REGULATION DE L'EXPLOITATION DES RESSOURCES NATURELLES ET EXPLOITATION OPTIMALE DES RESSOURCES NATURELLES NON

RENOUVELABLES 6

Section 1 : Quelques généralités sur les ressources naturelles et leur utilisation ..6

A. Typologie des ressources naturelles ..7

1. Classification des ressources naturelles selon les caractères biophysiques... 7

1.1. Les ressources non renouvelables .7

a) Les ressources à usage nécessairement destructif ou ressources épuisables 7

b) Les ressources recyclables .7

c) Les ressources à usage non nécessairement destructif 7

1.2. Les ressources renouvelables 7

a) Les ressources dont la quantité annuelle disponible n'est pas liée aux
prélèvements antérieurs ..7

b) Les ressources dont la quantité annuelle disponible est liée aux prélèvements

antérieurs .7

1.3. Les actifs naturels multifonctions ..8

2. Classification selon le type de relation entretenu avec les ressources.... .8

2.1. Type de maîtrise ...8

a) Les ressources non reproductibles disponibles en abondance ...8

b) Les ressources reproductibles ...8

c) Les ressources uniques .8

2.2. Type d'appropriation 8

a) Appropriation privative possible .8

b) Les ressources détenues en commun .8

2.3 Type d'utilisation 8

a) Les ressources exclusivement facteurs de production 8

b) Les ressources facteurs de production et objet de demande finale directe .9

B. La régulation de l'exploitation des ressources naturelles ..9

Droits de propriété et ressources naturelles .9

1. Accès à la ressource et absence de régulation . 10

2. Les outils mis en oeuvre dans la gestion des actifs naturels .11

2.1. La gestion intertemporelle .11

2.2. L'usage optimal des ressources ..11

2.3. La gestion des actifs en commun 12

2.4. L'équité redistributive dans l'affectation des ressources 12

C. Débat sur la raréfaction des ressources .13

Section 2 : Des approches relatives à l'exploitation optimale d'une ressource non renouvelable ..15

A. Approche analytique simple ..15

B. Approche planifiée, approche décentralisée, monopole 16

1. Exploitation intertemporelle optimale. Approche planifiée 16

2. Approche en terme de concurrence / planification ....18

3. Monopole 19

CHAPITRE 2 : UNE RESSOURCE NATURELLE NON RENOUVELABLE

SPECIFIQUE : Le gaz naturel 21

Section 1 : La spécificité du gaz naturel	21
A. Les vertus du gaz naturel	..21
1. Origine et historique du gaz naturel	.21		2. Description / caractéristiques techniques du gaz naturel
..21	3. Unités de mesure
22
B. Les atouts du gaz naturel	..23
Les secteurs d'utilisation du gaz naturel	..23

Section 2 : Les causes et les mécanismes d'augmentation de la demande du gaz

naturel	25
A. La désaffection vis-à-vis du charbon .	.25		B. Les besoins en énergie des pays émergents et des pays pauvres
26	C. L'abandon du nucléaire
26
D. Le remplacement du pétrole	..26
Conclusion partielle de la première partie	27

Deuxième partie : EXPLOITATION OPTIMALE DURABLE DU GAZ NATUREL

DU GAZ NATUREL EN COTE D'IVOIRE	28
CHAPITRE 3 : PRESENTATION DU SECTEUR GAZIER EN COTE D'IVOIRE	29
Section 1 : La filière gazière	.29
A. Présentation de la filière gazière	.29
1. L'exploration et extraction	31
1.1. L'exploration	31
1.2. L'extraction	..32
2. Le traitement	32
3. Le transport et le stockage	33
4. La distribution .	..34

B. Les secteurs d'utilisation du gaz naturel en Côte d'Ivoire . 35

C. Les institutions de régulation du secteur gazier en Côte d'Ivoire 36

Section 2 : Le potentiel gazier de la Côte d'Ivoire et les opérateurs 36

A. Les différents champs gaziers et leurs opérateurs 36

B. Les raisons d'une politique d'intensification de la production du gaz naturel et du gaz butane en Côte d'Ivoire 37

CHAPITRE 4 : DE L'EPUISEMENT DE LA RESSOURCE A SON EXPLOITATION OPTIMALE DURABLE .39

Section 1 : La durée du gaz naturel en Côte d'Ivoire ..39

A. Détermination du délai d'épuisement du gaz naturel en Côte d'Ivoire 39

B. Détermination du délai d'épuisement avec prise en compte des fuites. 41

Section 2 : Présentation de notre modèle d'exploitation optimale durable 42

A. Le modèle 42

1. Définition des variables et paramètres du modèle 42

2. Les hypothèses du modèle ..43

B. Résolution du programme ..44

Les insuffisances de notre étude . 48

CONCLUSION ET RECOMMANDATIONS 49

REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES 51

ANNEXES

ANNEXES

ANNEXE 1 : LES TABLEAUX

Tableau 1 : Evolution de la production de gaz naturel en Côte d'Ivoire de 1997 à 2003 en milliards de BTU.

Années	1997	1998	1999	2000	2001	2002	2003
Production	25613,79	33351,3	36472,2	41707,9	38602,1	53196	55417,6

Source : Direction des hydrocarbures

Tableau 2 : Evolution du taux de croissance annuelle de production de gaz naturel en Côte d'Ivoire de 1997 à 2003.

Périodes	[1997,1998]	[1998,1999]	[1999,2000]	[2000,2001]	[2001,2002]	[2002,2003]
Taux de croissance annuelle (%)	30,2	9,35	14,35	-7,44	37,8	4,17

Source : Nos calculs

Tableau 3 : Les différents champs en exploitation, leurs potentiels et leurs opérateurs.

Champs	Lion et Panthère	Espoir	Gazelle, Kudu, Eland et Ibex	Foxtrot
Potentiels en milliards de pieds cubes	459	180	230	650
Opérateurs	Ocean Energy, IFC, Seagull et Petroci exploration- production	Ranger OIL, Addax, Svanska, Tullow et Petroci exploration- production	Ocean Energy	Apache, Enerci, Saur Energie, Petroci exploration- production

Source : Direction des hydrocarbures

ANNEXES 2 : GRAPHIQUES ET PHOTO

Photo : Essai de production sur le champ "Lion"

Source : Petroci Holding

GRAPHIQUE 1 : Prix internationaux du gaz naturel, (USD/millions BTU)

Source : Statistical Review of World Energy, Juin 2004

GRAPHIQUE 2 : Répartition des différentes réserves mondiales prouvées de gaz naturel en 2000.

Source: Commission Energie-Environnement du Canada

GRAPHIQUE 3: Evolution de la production de gaz naturel en Côte d'Ivoire de1997 à 2003 en milliards de pieds cubes.

60000 50000 40000 production annuelle 30000 20000
			1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 Série8
10000 0

1
Années

Source: Notre étude