Note d Åtonnement. Session du lundi 10 däcembre GAZ NATUREL Quelle dynamique de marchäs?

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1 Note d Åtonnement Session du lundi 10 däcembre 2012 GAZ NATUREL Quelle dynamique de marchäs? PROBLÅMATIQUE Que se passe-t-il aujourd hui pour le dernier maillon de la chaåne de l Çnergie : le consommateur lambda, le particulier? D abord ce qu il peréoit : ce sont les menaces qui n arrñtent pas de pleuvoir sur l approvisionnement en pçtrole ; en gaz naturel les choses vont diffçremment, les mçdias faisant rçguliörement Çtat de rçserves Ü plus longue ÇchÇance, mais l exploitation de gaz de schiste jette le trouble dans son esprit. Ensuite comment rçagit-il? DÇjÜ en tçmoignant d une assez forte sensibilitç aux variations de prix. Au sujet de ces variations, tous les fantasmes sont permis, car en rçalitç le consommateur lambda n a qu une idçe trös lointaine des dynamiques Ü l œuvre sur ces marchçs. Sur le gaz en particulier, il ne fait de secret pour personne que l essentiel de l offre provient de quelques pays, Ü l instar de la Russie, du Qatar ou de l AlgÇrie, qui pour certains pourraient poser des problömes d approvisionnement. Quels sont les marges de sçcuritç d une entreprise comme GDF Suez? Quels sont aussi les pouvoirs de l entreprise pour nçgocier auprös de ses fournisseurs? Quels sont les leviers disponibles? Quelles sont les alliances qui pourraient apparaåtre, avec quels impacts sur la facture des consommateurs? IDÅES CLÅS Le marchç du gaz naturel a ceci de particulier qu il n est ni tout Ü fait global comme le marchç du pçtrole, ni tout Ü fait national ou continental comme le marchç de l ÇlectricitÇ ; autant donc parler de à marchçs â au pluriel et non au singulier. Mais les marchçs du gaz ont encore de particulier de ne pas Ñtre totalement concurrentiels (quelques grands acteurs tels la Russie, l AlgÇrie, la NorvÖge ou les Pays-Bas y tiennent une place particuliöre), sans Ñtre non plus cartellisçs. Certains analystes osent aujourd hui Çvoquer l avönement de à l äge d or â du gaz : de fait, toutes les prçvisions donnent Ü la ressource un rãle de plus en plus important dans le mix ÇnergÇtique mondial des deux prochaines dçcennies. 1

2 Le marchç du gaz naturel est cependant en profonde mutation, en aval comme Ü en amont, du fait de la forte augmentation de la demande et de la production de gaz naturel liquçfiç (GNL) mais aussi de la multiplication des acteurs sur le marchç et l accroissement des Çchanges. En toile de fond s y ajoute le dçveloppement des gaz non conventionnels, dont les rçpercussions Çconomiques et gçopolitiques sont dçjü majeurs. La dynamique de l offre La production de gaz naturel s inscrit sur un rythme soutenu : + 2,8 % en 2011 pour atteindre giga mötres cubes (Gm3). Sur 2011, les rçserves prouvçes mondiales de gaz naturel ont augmentç de 1,7 % pour atteindre 199,6 trillions de mötres cubes (Tm3). Le dåveloppement des GNC Le stock estimç des gaz non conventionnels rçvöle un potentiel mondial considçrable : les ressources globales de gaz naturel sont estimçes par l Agence internationale de l Çnergie (AIE) Ü 790 Tm3 fin 2011, soit 230 annçes de production ; prös de la moitiç est composçe de GNC (328 Tm3). Cependant, ces projections restent incertaines et liçes Ü la volontç des pouvoirs publics d exploiter les rçserves. En 2010, les GNC reprçsentaient 14 % de la production mondiale de gaz ; ils devraient en reprçsenter 20 % en 2020 et 26 % en ( Alors que la Russie et le Moyen-Orient conservent l essentiel des rçserves de gaz naturel conventionnel, l augmentation des ressources de GNC Ü horizon 2035 devrait venir essentiellement de la Chine (30 %), des çtats-unis (20 %) et d Australie (12 %). Actuellement, les çtats-unis reprçsentent plus des trois-quartsde la production mondiale de GNC. Avec des coéts de production 3 Ü 4 fois moindres qu en Europe, on assiste Ü une rçvolution dans le pays comme sur l ensemble du marchç mondial du gaz naturel : le pays est quasiment auto-suffisant et Ü l horizon 2016, les çtats-unis deviendront exportateurs net de GNL. L importance croissante et l Åvolution des flux de GNL Les Çchanges de GNL connaissent une croissance soutenue : + 4,3 % en Alors que 31 % de la production mondiale de gaz est exportçe, le GNL reprçsente le tiers de ces Çchanges. La cartographie des flux sur les vingt prochaines annçes se caractçrisera notamment par la place centrale de l Asie dans la demande mondiale, le lent effacement de l Europe Ü l import comme Ü l export, et la montçe en puissance de nouveaux acteurs. Les routes d exportations se modifieront en consçquence : l Eurasie, et notamment la Russie, restera la principale zone d exportation puisqu elle concentrera 29 % des exportations mondiales et le Moyen-Orient prendra une place croissante dans le marchç avec 16 % en 2011, grèce au Qatar qui devient le 2 nd exportateur mondial et le 1 er producteur de GNL. L Afrique de l Est, l AmÇrique du Nord et l Australie amplifieront leur volume d exportations de gaz naturel Ü horizon et aprös Une part majoritaire de ces exportations se dirigera vers l Asie, particuliörement vers la Chine dont les importations de gaz naturel passeront de 30 bcm en 2011 Ü 130 bcm en 2020 et 225 bcm en La Chine va reprçsenter 40 % de l augmentation des Çchanges mondiaux de gaz au cours des deux prochaines dçcennies. Dans le mñme temps, l Europe verra la part des importations de gaz dans sa 1 Bcm, billion cubic meters, milliard de mötres cubes. 1 dollar / Btu = 2,7 euros / KWh. 2

3 consommation totale passer de 63 % Ü 85 %. Ses importations nettes de gaz passeront de 302 bcm en 2011 Ü 525 bcm en La baisse de la production domestique europåenne Ç moyen terme Les perspectives de production de gaz naturel laissent entrevoir une forte dçplçtion des rçserves europçennes : selon l AIE la production perdra 30% et passera de 304 bcm en 2010 Ü 215 bcm en ê titre de comparaison, au cours de la mñme pçriode, la production des çtats-unis passera de 604 bcm Ü 800 bcm, et celle de la Chine de 95 Ü 318 bcm. Seule la NorvÖge parviendra Ü maintenir sa production relativement stable, au moins jusqu en Les gaz non conventionnels n inverseront pas la tendance mais permettront de ralentir la chute : la premiöre production indigöne devrait apparaåtre vers 2020 en Pologne avec 10 bcm, pour atteindre 50 bcm en 2035 (sur une production gaziöre totale de 90 bcm). En revanche, ce n est qu une production thçorique, dçpendante des conditions Çconomiques et de rçgulation europçennes. La dynamique de la demande La demande mondiale de gaz est en hausse: + 2 % en 2011, aprös + 8 % en Alors que la consommation des pays Çmergents reste vive Ü + 5 %, celle de l OCDE est stable. Le recul de la demande europçenne explique Ü lui seul cette atonie de l OCDE : - 11 % pour l UE aprös une croissance de + 8 % en 2010 (les facteurs de cette baisse sont multiples : hiver doux, crise Çconomique, compçtitivitç du charbon alors que les prix de la tonne de CO 2 trös bas). En revanche, la demande asiatique accçlöre et s amplifie : + 8 % en 2011, portçe notamment par la Chine qui devient le 3 e consommateur mondial et le Japon dont la consommation a augmentç aprös Fukushima (+ 12 % en 2011). Le gaz comme Ånergie de chauffage compåtitive En France, en 2010, le gaz reprçsentait 68 % de la consommation de chauffage des mçnages contre 14 % pour le fioul domestique et 21 % pour l ÇlectricitÇ. Pour comparaison, ces taux s Çtablissent en Allemagne Ü 43 % pour le gaz, 28 % pour le fioul, 3 % pour l ÇlectricitÇ, et en Belgique Ü 48 % pour gaz, 40 % pour fioul et 3 % pour l ÇlectricitÇ. Le gaz est plus compçtitif sur la facture moyenne annuelle de chauffage. Pour chauffer une maison individuelle, en France en 2011, il en coétait : euros pour un chauffage au gaz naturel, euros pour un chauffage Çlectrique, euros pour le fioul domestique, euros pour le propane. Le gaz pour la production d ÅlectricitÅ en semi-base ou pointe Dans le contexte post- Fukushima et de lutte contre le rçchauffement climatique, la part de gaz dans le mix sera confortçe Ü long terme par sa substitution relative au nuclçaire comme Çnergie fossile la moins carbonçe adaptçe Ü la production en pointe. Dans le mix Çlectrique, le gaz est l Çnergie la plus adaptçe pour complçter les ENR intermittentes : sa production est flexible, peu Çmettrice de CO 2 et compçtitive ; une centrale Ü gaz Ü cycle combinç peut passer de zçro Ü 430 mçgawatts en 1 heure 15. Le prix trös bas du gaz amçricain (5 Ü 6 USD / MMBtu) 1 stimule la compçtitivitç du gaz comme source d ÇlectricitÇ. 3

4 Le gaz pour les flottes de våhicules captifs 2 et le transport de marchandises, routier et maritime On note dans certaines rçgions une augmentation de la demande pour les vçhicules au gaz naturel (NGV). On comptait 11 millions de NGV sur les routes en 2011, principalement en Iran, au Pakistan, en Argentine, au BrÇsil et en Inde. Selon l AIE, la demande pourrait croåtre de + 4,7 % par an dans les prochaines annçes ; cette croissance restera nçanmoins concentrçe sur certaines zones (les çtats-unis, la Chine, l Inde), le transport routier au gaz ne devrait pas dçpasser 4 % du marchç en Si le potentiel du marchç du NGV est important, son dçveloppement reposera sur une volontç politique de l encourager et de dçvelopper les infrastructures adçquates. La dynamique des prix Dans les pays matures, la faible croissance, de + 0,5 Ü + 1 % selon les scenarii, sera portçe par le secteur Çlectrique. Il en rçsultera en Europe une stagnation de la demande de gaz naturel et aux çtats-unis, une demande portçe par l offre endogöne. La croissance de la demande sur sera principalement stimulçe par les pays Çmergents : + 2,3 % par an en moyenne pour les pays hors OCDE contre 0,8 % pour la zone OCDE. Des Åcarts gåographiques importants, qui se råduiront sans disparaétre En 2011, les Çcarts de prix entre les grandes rçgions consommatrices, l Europe, les çtats-unis et l Asie (Japon), s est encore creusç : aux çtats-unis, les prix ont ÇtÇ au niveau le plus bas en dix ans Ü moins de 4 dollars le MMBtu (million de Btu, British thermal unit) alors qu en Europe, les prix indexçs sur le pçtrole ont augmentç de prös de 30 % pour atteindre 10,6 dollars le MMBtu et qu en Asie et dans l OCDE, l indexation sur le pçtrole et, au Japon, accident de Fukushima, ont fait progresser les prix de 36 % Ü 14,7 dollars le MMBtu. Une rçduction des Çcarts est Ü prçvoir Ü la faveur de la forte production de gaz naturel prçvue en Asie Pacifique (Australie) et de la croissance des Çchanges de GNL. Des Åcarts entre prix long terme et court terme qui devront disparaétre MalgrÇ une rçduction en 2010, l Çcart entre les prix indexçs sur le pçtrole et les prix de marchç est remontç en flöche : avec un spread Ü 7 euros par MWh au 1 er semestre 2012, en raison de la hausse du baril de Brent et de la baisse de la demande de gaz. ê terme, deux options sont possibles : soit le prix spot rejoindra le prix indexç pçtrole (si la demande augmente fortement), soit la nçgociation avec les producteurs permettra d aboutir Ü des accords structurels qui aligneront les prix du long terme sur les prix spot. Il est Ü noter que les approvisionnements europçens reposent encore pour moitiç sur du gaz indexç pçtrole. L intårñt d instruments de long terme pour gårer les engagements du temps long La production gaziöre nçcessite une vision longue du fait, d une part des investissements de long terme (la durçe de vie d un gazoduc est de 30 Ü 40 ans) et, d autre part, de la sçcuritç requise d approvisionnement ; de lü l importance de prçserver les contrats de LT, mñme si l on peut rechercher plus de flexibilitç sur le court terme, notamment sur les prix. 2 VÇhicules captifs : qui partent le matin et rentrent le soir s'approvisionner Ü la pompe de l'entreprise ou de la collectivitç, comme les bus, les bennes Ü ordures, etc. 4

5 ÅLÅMENTS POUR UNE RÅFLEXION PROSPECTIVE Gaz et Åmissions de CO 2 Pour 1 KWh d ÇlectricitÇ produite, le charbon Çmet 700 grammes de CO 2 et le gaz 280 grammes. Le remplacement intçgral du charbon par du gaz Ü l Çchelle de la production mondiale, reprçsenterait donc une rçduction de tonnes d Çmissions de CO 2 et pour l UE une rçduction de 470 tonnes de CO 2 (Çquivalant Ü 15 % des Çmissions de CO 2 europçennes). Aux çtats- Unis, sur : la demande intçrieure en gaz a augmentç de 14 % alors que la demande en charbon s est rçduite d autant ; la production Çlectrique Ü partir de gaz a augmentç de 22 % (en mñme temps que celle Ü partir de charbon diminuait de 12 %). En rçsultat, les Çmissions de CO 2 ont diminuç de 7 %. Si aucune Çnergie ne peut seule relever le triple dçfi de la compçtitivitç prix, de la sçcuritç d approvisionnement et de lutte contre le rçchauffement climatique, le gaz est sérement un bon compromis. L option est moins cruciale en France oë le charbon est quasiment sorti du mix. Pour la production Çlectrique de base, dans les pays qui le souhaitent et pourvu que les coéts soient maåtrisçs, le nuclçaire reste une option trös favorable mais la base n est qu une partie de la production d ÇlectricitÇ, qui n est elle-mñme qu une partie de la production ÇnergÇtique qui n est ellemñme qu une partie de la SOLUTION ÇnergÇtique. L Europe, condamnåe Ç la dåpendance ÅnergÅtique? Importatrice nette d Çnergie, l Europe ne doit pas viser l autarcie qui serait une utopie coéteuse ; l important pour elle est de poser les bases d une interdçpendance bien comprise avec ses fournisseurs ÇnergÇtiques, qui apportera la visibilitç requise aux industriels, en particulier dans le domaine du gaz. Cette dçpendance organisçe passe par une diversitç bien conéue : la diversitç du mix ÇnergÇtique entre le gaz et les autres ressources ÇnergÇtiques ; la diversitç des modöles de production et des contrats (long terme et marchç) ; la diversitç des origines gçographiques. Un dialogue est nçcessaire avec l ensemble des partenaires stratçgiques existants ou d avenir : la Russie, qui reprçsente 15 % de l approvisionnement, mais aussi les autres. En Europe, quatre sujets majeurs vont probablement dominer le dçbat sur les Çnergies : 1. L efficacitç ÇnergÇtique 2. Le mix ÇnergÇtique 3. La maåtrise des investissements et des coéts 4. La responsabilisation des acteurs et notamment le rãle accru des collectivitçs locales Les architectures du marchå europåen du gaz Le Gas target model europçen vise la fluiditç des Çchanges et un fonctionnement optimisç des marchçs de court / moyen terme ; mais cet objectif ne doit pas faire perdre de vue le besoin de visibilitç Ü long terme des acteurs et la sçcuritç d approvisionnement. La crçation de places de marchçs pour le gaz dans les pays europçens, les couplages, voire les fusions de certaines d entre elles, vont dans le sens d une optimisation Çconomique de court terme. In fine, il y aura nçcessitç de dçfinir un cadre permettant que l optimisation des marchçs de court terme ne se fasse pas au dçtriment des enjeux de long terme, assurant aux investisseurs la visibilitç requise. Ä Le gaz, comme les fruits et lågumes, ne vient pas du marchå ; comme les fruits et lågumes, le gaz vient des champs. Ç 5

6 Certains politiques ont ÇvoquÇ l idçe de la crçation d une agence publique europçenne d achat de gaz. Celle-ci ne rçsoudra Çvidemment pas les relations russo-ukrainiennes et sera probablement incapable d ouvrir un robinet fermç. Plus sérement, elle risque de donner naissance Ü un cartel, surtout apte Ü entraåner des blocages inçdits. Imports de gaz, production endogöne et la balance commerciale Ä Le mieux est toujours le moins cher, qu il soit produit ou importå Ç : mñme si l UE est importatrice nette de gaz, la ressource reste trös compçtitive. Dans un contexte de rçduction des Çmissions de carbone (objectifs des 3x20 de l UE), la part du charbon et du lignite dans la production Çlectrique devra reculer progressivement au profit du gaz et des renouvelables. Cependant, le faible coét du CO 2 en Europe a encouragç la production des centrales Ü charbon au dçtriment des centrales Ü gaz. çvidemment, le gaz est encore plus intçressant s il est produit localement : ce sera dorçnavant le cas des çtats-unis qui, grèce aux GNC, deviendront exportateurs net Ü partir de Quel intårñt pour le gaz de schiste en Europe? Eu Çgard aux rçserves mondiales de gaz (230 annçes de production comme il a ÇtÇ rappelç), le gaz de schiste europçen aurait-il des chances d Ñtre compçtitif? Ne reprçsente-t-il pas seulement un enjeu de diversification ÇnergÇtique? Produits aux alentours de 3 Ü 4 dollars par MMBtu, les gaz non conventionnels amçricains, ne pourraient aujourd hui Ñtre vendus en Europe, aprös liquçfaction, transport et gazçification, Ü un prix infçrieur au prix de marchç. La perspective est diffçrente pour un gaz produit sur place et qui ne nçcessite donc pas de transformation. Des coéts additionnels sont nçanmoins Ü prçvoir, d ordres environnementaux mais aussi gçologiques. S il y a une opportunitç aujourd hui en Europe pour les gaz non conventionnels, eu Çgard aux prix de marchç, les conditions d exploitation sont loin d Ñtre aussi à favorables â qu en AmÇrique. L Çlan qui en rçsulterait Ü l Çchelle macroçconomique serait probablement dçcevant. La compåtitivitå des contrats d approvisionnement Les contrats d approvisionnement sont-ils un ÇlÇment clç de la compçtitivitç des opçrateurs, ou davantage un ÇlÇment de profitabilitç? En dçpit de la part occupçe par GDF Suez sur le marchç franéais du gaz (86 % sur le marchç des particuliers, 60% sur le marchç d affaires), le marchç reste exigeant en termes de coéts, indçpendamment de la rçglementation des tarifs. Les pouvoirs publics se montrent d ailleurs particuliörement attentifs Ü la structuration des coéts des opçrateurs. ê l Çchelle macroçconomique, sur la base d une consommation europçenne de TWh par an (5 000 millions de MWh), un Çcart de prix entre à l ancienne â indexation pçtrole et le marchç de 5 euros / MWh, se traduit finalement par une diffçrence de coéts de 25 milliards d euros. Quid de l indexation påtrole? Pour dçvelopper sa consommation en substitution d Çnergies plus polluantes (le charbon ou le fioul), les producteurs et importateurs de gaz ont dçcidç d indexer le prix du gaz sur celui des Çnergies concurrentes, dont la principale est le pçtrole. 6

7 Ainsi, historiquement, les contrats d importation de gaz naturel sont des contrats de long terme (de 7 Ü 30 ans), dans lesquels l importateur endosse le risque volume, en prenant l engagement de payer Çgalement les volumes non utilisçs (à take or pay â), tandis que le producteur endosse le risque prix, par une formule d indexation de type : Prix (gaz) = Po + a*prix (fioul lçger) + b*prix (fioul lourd) + c*taux de change (dollar/euro) + d*(brent) Ce type de contrat prçsente plusieurs avantages : l approvisionnement est sçcurisç pour l importateur et donc le consommateur; les dçbouchçs pour le producteur sont toujours assurçs ; la visibilitç du long terme encourage l investissement dans les infrastructures gaziöres. Aujourd hui, la concurrence s est modifiçe : elle s est dçveloppçe entre les acteurs mais aussi entre les Çnergies. Une partie des contrats reste indexçe sur le pçtrole mais les formules Çvoluent et avec elles les niveaux d indexation. En niveau absolu, les prix long terme et les prix marchçs devront progressivement converger. Par ailleurs, il subsiste des corrçlations fortes entre les Çnergies (notamment dans les pays Çmergents oë les substitutions sont plus fortes) ; ce sont ces corrçlations qui expliquent le doublement du prix de marchç du gaz entre 2009 et aujourd hui. CONCLUSION Et le consommateur lambda dans tout ÉÜ? Si le discours des analystes comme des ÇnergÇticiens peut le rassurer : les ressources sont lü et avec elles une relative sçcuritç d approvisionnement des interrogations subsistent, Ü dçfaut d inquiçtudes. L Europe n est pas dans la meilleure position stratçgique : sa capacitç de nçgociation sur les contrats est de plus en plus affectçe par la demande des pays Çmergents et cela probablement sans espoir de solution miracle qui, comme les gaz non conventionnels aux çtats-unis, permettrait d inverser la tendance d avoir sa propre Çnergie! Cette affaire reste donc d assez mauvais augure pour la facture. Martine LE BEC rädactrice en chef adjointe de la revue Prospective StratÄgique rapporteur du Club Ånergie 7