Atelier 9 Coûts et prix des énergies Le gaz: vers une déconnexion durable des prix du gaz et du pétrole? Faut-il renoncer aux contrats à long terme?

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1 AFTP CEP Atelier 9 Coûts et prix des énergies Le gaz: vers une déconnexion durable des prix du gaz et du pétrole? Faut-il renoncer aux contrats à long terme? Jacques Percebois (Professeur à l Université Montpellier I, Directeur du CREDEN) Paris 14 octobre 2010 Jacques Percebois,, Automne 2010, p. 1

2 STRUCTURE de la CONSOMMATION d ENERGIE PRIMAIRE (chiffres 2009, hors bois) MONDE ( Mtep) Gaz naturel 24% UE 27 (1 850 Mtep) Gaz naturel 24% FRANCE (259 Mtep) Gaz naturel 15% Charbon 4% Pétrole 37% Charbon 27% Pétrole 37% Charbon 18% Pétrole 32% Nucléaire 40% ENR 5% Nucléaire 7% Avec le bois, la part des énergies renouvelables passe à 10 %. ENR 7% TAUX DE DÉPENDANCE : 56 % Pétrole : 75 % importé Gaz naturel : 60 % importé Charbon : 40 % importé Nucléaire 14% ENR 9% TAUX DE DÉPENDANCE : 51 % Pétrole : 99 % importé Gaz naturel : 95 % importé Charbon : 100 % importé Avec 259 Mtep, la France retrouve son niveau de 2000 (275 Mtep en 2006). Jacques Percebois, Automne 2010, p. 2

3 STRUCTURE de la PRODUCTION d ÉLECTRICITÉ (chiffres 2008) MONDE ( Mtep) UE 27 (3 370 TWh) France** (574 TWh) Gaz naturel 21% Charbon 28% Nucléaire 78% Charbon 40% ENR 2% Nucléaire 15% Hydro 16% Pétrole 6% Gaz naturel 32% Pétrole 2% Nucléaire 28% ENR* 10% Gaz naturel 3% Autres 3% Charbon 5% Hydro 11% * Y compris l hydraulique ** EDF assure 90 % de la production suivie de la CNR et d ENDESA. Jacques Percebois, Automne 2010, p. 3

4 Le MIX ÉNERGÉTIQUE MONDIAL à l HORIZON 2030 (Energie primaire, scénario AIE) Scénario tendanciel * Scénario «écologiste» Charbon 29% Renouvelables 22% Gaz naturel 20% Pétrole 30% Gaz naturel 21% Pétrole 30% Charbon 18% Nucléaire 6% Renouvelables 14% ** Nucléaire 10% * Quel que soit le scénario, la production d électricité sera à 40% au moins faite avec du charbon et à 30% avec du gaz naturel ** Y compris l hydraulique Jacques Percebois, Automne 2010, p. 4

5 Le contexte énergétique APPROVISIONNEMENT de l EUROPE par GAZODUCS et par GNL Source : Global Insight (2007) Jacques Percebois, Automne 2010, p. 5

6 Le contexte énergétique NATURAL GAS SUPPLY STRUCTURE (2007) UE 27 FRANCE Jacques Percebois, Automne 2010, p. 6

7 Jacques Percebois, Automne 2010, p. 7

8 Le trouble-fête: le gaz non conventionnel à l origine d un «bulle gazière» 1 gaz récupéré dans des réservoirs «diffus» de faible perméabilité 2 apparition vers 2008 à grande échelle aux Etats-Unis (mal anticipée) sous la conjonction de deux effets: -une forte hausse du prix du gaz sur le marché spot entre 2003 et 2008 (13$/MBTU) -un double progrès technique: le forage horizontal et la fracturation hydraulique des roches 3 réserves considérables selon certaines sources (10 fois plus de GNC que de GC aux USA, au moins deux fois plus dans le monde?) 4 trois types de GNC: le gaz de houille (grisou ou «coalbed methane», 28% des réserves mondiales), le gaz de schistes («shale gas», 49% des réserves ) et le gaz compact («tight gas», 23% des réserves); c est le «tight gas» qui constitue aujourd hui l essentiel de la production 5 le seuil de compétitivité se situerait vers 3 à 4 $/MBTU (prix spot aux USA: 5 à 6 $/MBTU)

9 Un PRIX du GAZ CORRÉLÉ aux COURS des PRODUITS PÉTROLIERS EUR/MWh Oct-99 Mar-00 Aug-00 Jan-01 Jun-01 Nov-01 Apr-02 Sep-02 Feb-03 Fuel oil 1% FOB Cargo NWE Jul-03 Dec-03 May-04 Oct-04 Mar-05 Aug-05 Jan-06 Jun-06 Nov-06 Average long term NWE gas price Apr-07 Sep-07 Source : Gaselys

10 Le contexte énergétique PRIX YEAR-AHEAD en EUROPE Important décrochage entre prix de marché et prix de long terme indexé sur le pétrole à partir du mois d avril. 32 Year-ahead gas prices NBP year-ahead Zeebrugge year-ahead TTF year-ahead Long term year-ahead Henry Hub year-ahead 24 EUR/MWh Jan-09 Mar-09 May-09 Jul-09 Sep-09 Nov-09 Jan-10 Source: Argus, Platts, Nymex & Gaselys Jacques Percebois, Automne 2010, p. 10

11 Le contexte énergétique EUROPEAN ELECTRICITY PRODUCTION Nuclear Hydro Wind Gas Oil Coal / Brow ncoal Other EU 27 Total Nuclear Hydro Wind Gas Oil Coal / Browncoal Other EU27 power production : 3370 TWh Nuclear : 28% Coal / Browncoal : 28% Gas : 32% Source : Gaselys & CERA (2008) Jacques Percebois, Automne 2010, p. 11

12 COÛT de PRODUCTION de l ÉLECTRICITÉ SORTIE CENTRALE (Pétrole : 70$/baril ; CO2 : 25 /tonne ; Taux d actualisation : 8% ; Source : IEA 2010, Median case) Nucléaire Charbon TGV* TAG Eolien on-shore Eolien off-shore Puissance Rendement 33% 41% 57% 38% - - Coût d investissement ( /kw net) Durée de vie Nombre d heures de fonctionnement (/an) Coût variable** ( /MWh) Coût fixe ( /MWh) Coût total ( /MWh) ,32 44,81 45,46 66,30 14,91 31,46 40,57 19,22 15,06 32,57 68,98 117,44 50,89 64,03 60,52 98,87 83,89 148,90 * TGV : Turbine gaz-vapeur ; TAG : Turbine à gaz ** Y compris coût de maintenance Jacques Percebois, Automne 2010, p. 12

13 Le DÉBAT sur le MAINTIEN des CONTRATS à LONG TERME CONTRE le MAINTIEN 1 Pour Bruxelles, les contrats à LT constituent des «barrières à l entrée» pour les entrants face à l opérateur historique car cela empêche le développement du «spot» (de plus, risque de forclusion) 2 Le développement de la part du GNL va introduire plus de flexibilité dans les échanges en raison des arbitrages (facteur de concurrence) 3 Le maillage croissant du réseau européen de gazoducs réduit l intérêt des contrats à LT (multiplication des routes possibles) Les risques de construire un gazoduc non utilisé sont faibles 4 La volatilité des prix observée sur le marché spot est certes plus élevée que celle des contrats LT mais les opérateurs peuvent se couvrir avec des «produits financiers dérivés» (forwards, swaps, futures, options)

14 Le DÉBAT sur le MAINTIEN des CONTRATS à LONG TERME POUR le MAINTIEN 1 Les contrats à LT permettent au vendeur de rentabiliser son investissement dans l exploration-production et le transport 2 Les contrats à LT constituent un facteur de sécurité des approvisionnements pour l importateur 3 L assouplissement des clauses dans les contrats à LT permet une meilleure adéquation au marché (durée plus courte? Clause take or pay moins rigide?) 4 L ouverture du marché à la concurrence est compatible avec les contrats à LT si le régulateur impose du «gas release» (rétrocession d une partie du gaz importé et vendu aux enchères sur le marché)

15 Le DÉBAT sur le MAINTIEN de l INDEXATION du PRIX du GAZ sur le PRIX du PÉTROLE dans les CONTRATS CONTRE le MAINTIEN 1 L indexation favorise le renchérissement des 2 énergies (gaz et pétrole) et empêche le développement du marché spot : Le ratio R/P est plus élevé pour le gaz que pour le pétrole Il n y a aucune raison de lier le prix du gaz à l épuisement plus rapide du brut Le prix du pétrole est plus sensible aux aléas géopolitiques que le prix du gaz Les raisons historiques qui ont justifié l indexation ont disparu (le fuel n est plus «directeur») 2 L indexation empêche le prix du gaz d être fixé par les «fondamentaux» du marché du gaz 3 L indexation sur le continent européen empêche les arbitrages avec le marché anglais et avec le marché nord-américain

16 Le DÉBAT sur le MAINTIEN de l INDEXATION du PRIX du GAZ sur le PRIX du PÉTROLE dans les CONTRATS POUR le MAINTIEN 1 L indexation du prix du gaz sur le prix du brut ou des produits pétroliers ( fuel lourd et F.O.D.) a une origine historique Les exportateurs de gaz sont exportateurs de pétrole, le fuel était le principal substitut du gaz 2 Grâce à cette indexation, le risque «prix» est à la charge du vendeur et non pas de l acheteur qui a la garantie que son gaz restera compétitif sur le marché final En revanche, l importateur prend le risque «volume» (il doit écouler la quantité prévue au contrat) 3 L indexation se fait avec un décalage temporel (1 ou plusieurs trimestres) et avec lissage ce qui atténue la volatilité des prix 4 Sans indexation, les prix du gaz seraient beaucoup plus volatils sur le marché spot 5 On peut utiliser une indexation partielle sur le prix spot du gaz lorsque le marché spot est suffisamment liquide (cf. Royaume-Uni où l indexation se fait à 40 % sur le prix spot contre 5 % dans le reste de l UE)

17 Les 12 facteurs d incertitude qui pèsent sur le maintien ou non de cette déconnexion entre prix du gaz et prix du pétrole 1 l évolution de la demande mondiale d énergie (et de gaz) (en Asie notamment) 2 l évolution du prix du pétrole et du prix du charbon (compétition entre le charbon vapeur et le gaz non conventionnel) 3 le potentiel de gaz non conventionnel hors Etats-Unis (en fonction des contraintes environnementales) 4 le coût d accès au gaz non conventionnel (quel progrès technique?) 5 l évolution des contraintes environnementales (ressources en eau? Impact de l utilisation à grande échelle de produits chimiques) 6 les politiques de relance du nucléaire (mises en péril? potentiel de nouveaux réacteurs et volonté politique de favoriser cette énergie )

18 7 les politiques de promotion des énergies renouvelables et d efficacité énergétique (mises en péril?) 8 les stratégies des exportateurs de gaz conventionnel (FPEG) (quotas de production du gaz conventionnel pour réduire l offre mondiale de gaz?) 9 la recherche d une plus grande indépendance énergétique de la part des pays importateurs de gaz (promouvoir une offre nationale de GNC au lieu d importer du GC?) 10 l évolution du coût du transport du gaz en particulier du GNL (le gaz NC est intéressant s il se situe dans des zones proches des lieux de consommation; quid s il faut le transporter sur longue distance?) 11 l adaptation des contrats à long terme pour le GC (plus de souplesse dans les clauses TOP et une indexation croissante sur le prix spot du gaz) 12 le souci des importateurs et des exportateurs de rentabiliser les gazoducs en construction ou en projet (cf Nord Stream, South Stream, Nabuco) (éviter des «sunk costs»)

19 Conclusion La «bulle de gaz» sera- t- elle «un feu de paille»? Trop tôt pour répondre car de nombreuses incertitudes demeurent mais le «principe de prudence» impose de ne pas renoncer en Europe aux contrats d approvisionnement à long terme qui ont fait leur preuve et constituent une «sécurité» pour les exportateurs comme pour les importateurs; cela ne veut pas dire qu il ne faille pas «adapter» ces contrats et introduire plus de souplesse. En général «le marché s en charge!»

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