Pétrole et gaz : le nouveau défi du méthane pour les exportateurs africains vers l’Europe

(Agence Ecofin) - Le marché gazier européen se recompose depuis la baisse des approvisionnements russes. L’essor du GNL et la diversification des fournisseurs renforcent toutefois les enjeux liés aux conditions environnementales des importations.

La France veut donner plus de temps aux importateurs européens d’hydrocarbures avant l’entrée en vigueur des nouvelles règles sur le méthane. Dans une lettre datée du 18 septembre, Emmanuel Macron a demandé à la Commission européenne de reporter leur application au 1er janvier 2028, contre le 1er janvier 2027 prévu actuellement. L’objectif visé par le dirigeant est de contenir la hausse des prix de l’énergie.

Une démarche qui intervient dans un contexte de forte tension sur les marchés de l’énergie. Le conflit au Moyen-Orient a ramené les cours du pétrole près de leurs plus hauts niveaux depuis mai, tandis que les prix du gaz ont plus que doublé depuis les frappes américaines et israéliennes contre l’Iran en février, à l’origine de la fermeture du détroit d’Ormuz.

Cette demande vient après celle formulée en juin par le Nigeria, l’Algérie, les États-Unis et le Qatar. Dans une lettre ouverte aux dirigeants européens, les quatre pays avaient appelé à une suspension du calendrier et à des modifications ciblées du dispositif, en faisant valoir les difficultés de conformité pour les cargaisons destinées à l’Union à partir de 2027.

Le dossier prend une importance particulière pour les producteurs africains. Le Nigeria et l’Algérie figurent parmi les fournisseurs de gaz de l’Union, alors que les nouvelles exigences européennes ajoutent un volet de mesure et de vérification des émissions aux échanges d’hydrocarbures.

Le méthane devient un nouveau paramètre des exportations africaines

Le règlement européen impose la surveillance, la déclaration et la vérification des émissions de méthane liées aux hydrocarbures importés. Il renforce également les obligations de détection et de réparation des fuites. Le dispositif s’appuie notamment sur l’Oil and Gas Methane Partnership 2.0, qui couvre 42 % de la production mondiale de pétrole et de gaz et privilégie des mesures directes contrôlées par des vérificateurs indépendants.

Pour les exportateurs africains, ces exigences apparaissent alors que l’Union a profondément réorganisé ses approvisionnements gaziers. La part de la Russie dans ses importations par gazoduc est passée d’environ 40 % en 2021 à 6 % en 2025. La Norvège fournit désormais près d’un tiers des volumes, tandis que les États-Unis et l’Algérie comptent également parmi les principaux fournisseurs.

Le GNL occupe une place croissante dans cette configuration. L’Union européenne en a importé plus de 140 milliards m³ en 2025, dont près de 58 % en provenance des États-Unis. Dans le même temps, la consommation européenne de gaz a diminué de plus de 19 % entre 2021 et 2024. Le combustible reste néanmoins utilisé pour produire de l’électricité, chauffer les ménages et alimenter l’industrie.

Bruxelles cherche à préserver son ambition climatique

La réglementation européenne vise un gaz qui constitue le deuxième contributeur au réchauffement climatique après le CO₂. Dans le secteur énergétique, le méthane est notamment rejeté lors de l’extraction, du transport et de la distribution des hydrocarbures, avec les fuites, le torchage et le venting parmi les principales sources d’émissions.

La réduction de ces pertes présente également un intérêt pour l’approvisionnement. L’Agence internationale de l’énergie (AIE) estime que plus de 200 milliards m³ de gaz susceptibles d’être commercialisés sont perdus chaque année dans le monde à travers le torchage, le venting et les fuites. Elle estime aussi qu’environ 70 % des émissions de méthane liées aux combustibles fossiles pourraient être réduites grâce aux technologies existantes.

L’impact commercial du règlement reste toutefois discuté. Une étude de Wood Mackenzie publiée en mars dernier estimait que près de la moitié des importations européennes de gaz pourraient rencontrer des difficultés de conformité. À l’inverse, une analyse de Rystad réalisée pour l’Environmental Defense Fund aboutissait à une conclusion très différente, estimant que les volumes de gaz conformes disponibles pourraient représenter plus de trois fois les importations actuelles de l’Union.

Bruxelles a déjà commencé à assouplir l’application financière du texte. En juillet, la Commission a demandé aux États membres de suspendre pendant trois ans, jusqu’à fin 2029, les pénalités liées au règlement, sans pour autant reporter son entrée en vigueur. Elle examine désormais la proposition française et l’éventuel impact du dispositif sur la sécurité des approvisionnements.

Pour les exportateurs africains, l’enjeu dépasse donc le seul calendrier réglementaire. L’accès au marché européen s’inscrit désormais dans un cadre où la performance environnementale des hydrocarbures doit être documentée, mesurée et vérifiée, alors même que les modalités précises de cette transition restent au centre des discussions.

Olivier de Souza