"Après le raffinage dans les années vingt-trente et la pétrochimie dans les années soixante, Michel Peronnet, directeur des projets industriels et énergie du Port autonome de Marseille (PAM) n’en doute pas, en 2015, le gaz naturel devrait représenter le deuxième produit du PAM après le pétrole brut."
Le moment où Marseille-Fos met les gaz a une date. En 2004, le chantier de construction du nouveau terminal méthanier, le GDF 2, est lancé. Il viendra s’ajouter au premier terminal de Gaz de France construit en 1972 sur le site du Tonkin, qui avec une capacité de 5 Mdm3 assure l’alimentation du sud de l’Hexagone en gaz naturel importé sous forme de gaz naturel liquéfié (GNL) des usines algériennes de liquéfaction de Skikda, d’Arzew et de Bethioua. Ce second terminal répond au contrat avec l’Égypte sur la livraison annuelle de 4 Mdm3 de GNL. Pour y faire face, la décision a été prise de transformer l’ex-poste pétrolier no 4 de Fos-Cavaou en terminal méthanier. Là, sur un site de 80 ha, trois cuves géantes (39 m de hauteur, 110 000 m3 chacune) permettront de traiter plus de 8 Mdm3, soit l’équivalent d’un sixième de la consommation française en gaz naturel.
À la fin de cette année, le premier super-méthanier de 160 000 m3 et 300 m de long en provenance d’Alexandrie, accostera pour livrer sa cargaison refroidie à − 160 oC. D’ici là, le conflit avec les agents du PAM, écartés du terminal par GDF qui argue que les opérations de déchargement font partie intégrante de l’exploitation de son terminal et que la sécurité écarte un double commandement, sera-t-il réglé? Pour GDF, le coût de l’investissement se monte à plus de 400 M€ et une dizaine de millions supplémentaires pour le raccordement à Saint-Martin-de-Crau par oléoduc.
La fusion retardée de GDF et Suez avait pour ambition de transformer le nouveau groupe en no 1 européen du gaz naturel. En attendant, Marseille-Fos devient la grande porte d’entrée du GNL en Europe. Comme pour le pétrole, des projets industriels arrivent attirés par cette veine. Ainsi, GDF et Suez ont chacun un projet de réaliser sur la ZIP une unité de production d’électricité à partir d’une centrale au gaz.
86 M€ d’investissement sur le poste pétrole
Si le PAM apprend à mettre du gaz dans son brut, il n’abandonne pas pour autant sa rente principale. Encore aimanté par les quatre raffineries locales (1), les formidables capacités de stockage sur Fos-Berre et l’oléoduc sud-européen SPSE, ce trafic a apporté en 2006, d’après Jean-Pierre Billat, directeur adjoint du PAM, une recette de 80 M€ (soit 45 % du chiffre d’affaires de l’établissement) pour un volume de 44 Mt (44 % du global). Mais la situation n’est pas stable. Tendance lourde, le volume de brut ne cesse de s’évaporer. Le niveau a baissé de 10 % en 10 ans, de 21 % en 20 ans. Pire, la consommation des raffineries locales s’étiole (− 25 % sur ces 10 dernières années) et les pétroliers se désengagent du raffinage (voir ci-après) dans un contexte de fermeture de plusieurs unités en Europe due à la surproduction. Au plan statistique, l’évolution est masquée par l’explosion des produits raffinés, mais surtout des gaz liquides dont le volume a doublé en dix ans. Néanmoins, Marseille-Fos, 3e plate-forme pétrolière portuaire du monde, s’accroche à son rang. Le secteur pétrole reste, de loin, son premier poste d’investissement. D’ici 2010, un programme de 86 M€ sera ainsi dédié au maintien et à la sécurité des terminaux pétroliers qui va conduire à "la rénovation complète des installations hydrocarbures de Fos". Parmi les travaux, l’édification d’une nouvelle cuve de déballastage à Lavera, la rénovation du réseau incendie, la construction de deux nouvelles lignes de pétrole brut, la réalisation du nouveau poste pétrole no 5 créé en remplacement du poste 4…
Les biocarburants tournent déjà
Le PAM n’entend pas lâcher pied. Pour se maintenir, il mise également sur la diversification. Après avoir échoué avec la chimie de spécialité, il s’oriente vers le pétrole vert. Avec succès. L’usine Lyondell produit déjà de l’ETBE (750 000 t) à partir d’éthanol et d’alcool tertio butylique. Il y a huit mois, les sociétés Deulep et Seatank exposaient leur intention d’investir quelque 100 M€ pour une unité de production d’éthanol et de bioéthanol sur 35 ha du site de Caban sud. À pleine capacité, en 2020, c’est un trafic maritime nouveau de 1,6 Mt qui est attendu. L’annonce était aussitôt suivie du projet d’implantation en 2009 d’une usine de biodiesel par les sociétés Acciona Energie et Compagnie du vent. Un investissement de 37 M€ pour une production de 210 000 t, là aussi sur le site de Caban sud.
Diesel ou essence, le moteur du trafic de Marseille-Fos peut aussi tourner au biocarburant.
1) Les raffineries de Provence Total, de Fos Exxon Mobil, de Shell Berre (mis en vente) et de Lavéra Ineos (ex BP).
Shell vend sa raffinerie de Berre
Toute-puissante encore il y a deux décennies, l’industrie du raffinage rétrécit ses capacités autour de l’étang de Berre, berceau historique de l’industrie pétrolière française. Préférant se recentrer sur l’exploitation des gisements, le groupe Shell vient ainsi d’annoncer qu’il met en vente sa raffinerie et ses terrains de Berre. Présent sur le site depuis 1929, il emploie 1550 salariés sur ses 800 hectares d’un complexe pétrochimique qu’il a commencé à céder par « appartement » ces dernières années. Le chimiste Basf (repris à son tour par le fonds Acess industrie), Arkema ou Dow Chemical en ont été les principaux bénéficiaires.
SPSE: un long fleuve de pétrole brut entre Méditerranée et Rhin
En 1958, une quinzaine de sociétés pétrolières appartenant à six pays participent à la création de la Société du pipeline Sud-Européen (SPSE). Quatre ans plus tard, une canalisation de grand diamètre relie la Méditerranée à la région du Rhin supérieur, 769 km doublés puis triplés en 1971-1972.
Ces centaines de kilomètres d’oléoducs assurent l’approvisionnement des raffineries et d’une plate-forme pétrochimique sur l’axe Fos/Karlsruhe réparties sur trois pays (France-Suisse-Allemagne). Le transport actuel, de l’ordre de 23 Mt par an, représente en “tonnes/kilomètres” plus de 30 % du transport de pétrole brut par pipeline en Europe. On est loin des 42 Mt transportées de 1973, record inégalable. Entre-temps, le premier choc pétrolier a vu le robinet se resserrer. Sur les 12 raffineries des débuts, seuls 5 sites industriels* subsistent actuellement, approvisionnés en pétrole brut pour les raffineries et en naphta/condensat pour la plate-forme pétrochimique de Carling.
Il n’y a pas que des tuyaux à la SPSE. Elle compte sur le site de Fos pas moins de 40 réservoirs totalisant 2,26 Mm3 destinés au stockage temporaire d’une vingtaine de qualités de pétrole brut en transit.
*Feyzin, près de Lyon (TotalFinaElf), Cressier en Suisse, près de Neuchâtel (Petroplus), Reichstett (CRR) près de Strasbourg (Shell, TotalFinaElf, BP), Carling, en Lorraine (Atofina) et Miro, à Karlsruhe en Allemagne (Conoco, DEA, Esso, RuhrOel).
Des stocks stratégiques au pays de Giono
Le sait-on? Une bonne partie du pétrole et du gaz naturel absorbés par Marseille-Fos est réinjectée dans la terre de Giono. C’est en effet dans les environs de Manosque qu’un site de stockage souterrain stratégique a été aménagé depuis 1969 dans une couche de sel gemme épaisse de 800 mètres. Différents produits sont emmagasinés dans un ensemble de 28 cavités qui totalisent une capacité de 7 Mm3. Dans 21, du naphta du gazole et du fioul domestique et les 7 autres du gaz naturel, le tout acheminés par deux oléoducs stratégiques depuis Fos. Pendant qu’un troisième pipe de 127 km reliant le port au site de Haute-Provence est en cours de pose (investissement: 110 M€), un projet envisage la réalisation de 4 cavités supplémentaires. Les initiateurs et exploitants de ces cavernes salines sont Geosel (actionnaires: Total, Shell et BP) et Geométhane (les mêmes, plus Gaz de France).