Excédent de GNL : où est-il passé ?

Après une longue période de décrue, les prix du gaz sont nettement repartis à la hausse en France depuis mi 2016 :

Cette tendance, en partie expliquée par la remontée des prix du pétrole, s’est aussi accompagnée d’une volatilité élevée, en particulier en zone sud (TRS). Comment comprendre cette évolution, alors que le marché européen du gaz aurait dû bénéficier à plein d’un afflux élevé de « nouveau » GNL, suite à la mise en production de nombreuses nouvelles capacités de liquéfaction dans le monde (Australie et USA en particulier) ?

Plusieurs facteurs sont à prendre en compte :

  1. Redémarrage de la demande en Asie
  2. Disponibilité réelle des nouvelles capacités de liquéfaction de GNL
  3. Prix du charbon
  4. Rôle du marché gazier américain et de ses exportations de GNL
  5. Réponse de la Russie

Aussi déterminante est la situation du Royaume-Uni : d’une part la consommation de charbon y a chuté de 60% en 2016 comparé à 2015, en particulier du fait de la taxe britannique sur le CO2 qui a doublé en 2015, à 18 livres la tonne. Les centrales à gaz ont ainsi pris le relais de celles au charbon.

D’autre part, au même moment que le Brexit était voté en 2016, entrainant une chute de 20% de la livre Sterling, le stockage de Rough faisait face à des difficultés techniques importantes : à des exportations profitables de gaz vers le Continent à cause des effets de change pendant l’été 2016 ont alors succédé des importations renforcées de gaz vers le Royaume-Uni pendant l’hiver 2016/2017, en particulier pendant la vague de froid de janvier 2017.

Le stockage de Rough représente 70% des capacités de stockage au Royaume Uni, et peut habituellement fournir jusqu’à 10 % de la demande lors d’un pic hivernal. Il a été mis hors service en juin 2016, alors qu’il n’était rempli qu’au tiers. Sa remise en service a été plusieurs fois repoussée, et il devrait rester inutilisable au moins jusqu’à fin juin 2017, affectant de nouveau la disponibilité de gaz au Royaume-Uni pour la saison 2017/2018.

Le scénario de l’an dernier risque ainsi de se répéter : afflux de gaz depuis le Royaume-Uni vers le continent pendant l’été, entrainant les prix à la baisse, puis demande accrue de gaz au Royaume-Uni pendant l’hiver, surtout en cas de vague de froid, pouvant créer des pics de prix au cours de l’hiver 2017/2018.

Ces évolutions pourraient être exacerbées ou contrariées par les flux d’importation de GNL vers l’Europe, très dépendants pour leur part de l’appel au gaz de la région Asie Pacifique : le GNL a manqué cet hiver en Europe à cause de la rigueur des températures dans la zone Asie-Pacifique, ainsi qu’à cause de l’indisponibilité de plusieurs centrales nucléaires en Corée du sud.

L’Europe, qui joue un rôle de débouché de dernier ressort pour le GNL et fait face à une forte diminution de sa production domestique, se retrouve ainsi être le lieu d’arbitrage entre le gaz russe et le GNL importé, principalement américain. Toutes les conditions pour une volatilité élevée des prix sont ainsi réunies…

Les facteurs à prendre en compte pour comprendre la situation particulière du marché du gaz en Europe, au delà de ses problèmes internes (forte diminution de la production domestique de gaz, difficultés du stockage au Royaume-Uni), peuvent être analysés comme suit :

  1. Redémarrage de la demande en Asie

La demande asiatique de GNL a augmenté de 7,2% en 2016. Cette augmentation a été tirée par la croissance de la consommation en Chine, en Inde et au Pakistan, avec en particulier un hiver froid en Chine. Mais la demande globale de GNL en 2016 des 5 plus importants acheteurs asiatiques (Japon, Corée, Taiwan, Chine et Inde) était encore en dessous des niveaux de 2014.

L’année 2016 sera t’elle un tournant dans la demande asiatique de GNL? La reprise dans les marchés clés a été positive (Chine et Inde en particulier). Mais rien n’indique qu’un déplacement structurel du charbon dans les secteurs de l’électricité, de l’industrie et du chauffage soit vraiment enclenché, en particulier en Inde.

  1. Disponibilité réelle des nouvelles capacités de liquéfaction de GNL

De nombreuses nouvelles capacités de liquéfaction ont été mises en production en 2016 (augmentation de 6% de l’offre mondiale de GNL). Mais les pannes, les retards et les problèmes de mise en service ainsi que la montée en puissance normale des nouvelles installations en 6 à 9 mois ont fortement impacté les effets de cette nouvelle offre sur les marchés.

De plus, les  producteurs existants (Angola, Égypte, Yémen) ont eux aussi fait face à des difficultés techniques.

En 2017, de nouvelles capacités doivent entrer en service, principalement en Australie et aux USA, mais aussi en Russie (Yamal), entrainant une nouvelle hausse de la capacité mondiale de liquéfaction de 4%. Au delà, c’est une augmentation de 46% de l’offre mondiale de GNL qui est attendue sur la période 2017 – 2021 !

  1. Prix du charbon

La demande de gaz en Europe a augmenté de 5,4% en 2016, dont les ¾ sont attribuables à la demande accrue du secteur de l’électricité. Le gaz, en remplacement du charbon, a ainsi été le principal moteur de la hausse de la demande. Plus de 40% de la demande supplémentaire de gaz sont provenus du Royaume-Uni, suite à l’instauration du prix plancher du carbone au Royaume-Uni.

De plus, les prix du charbon ont doublé entre le premier et le quatrième trimestre de 2016, bénéficiant ainsi au gaz, mais soutenant aussi les prix du gaz sur les hubs européens.

Le remplacement du charbon par le gaz en Europe est ainsi le principal mécanisme d’absorption des excédents de GNL mondiaux à l’heure actuelle. L’évolution comparée des prix du charbon et du gaz en 2017 et au delà devra donc être suivie de près.

  1. Rôle du marché gazier américain et de ses exportations de GNL

Les exportations des États-Unis ont démarré en 2016, mais sont limitées pour l’instant au seul terminal de Sabine Pass, situé à la frontière entre le Texas et la Louisiane. Ce terminal a subi plusieurs retards et pannes, et l’Europe n’a reçu qu’une faible proportion de ces nouvelles exportations (12% à fin janvier 2017), l’Amérique latine étant la destination dominante (47%).

Mais il est important de garder à l’esprit que les exportations de GNL depuis les États-Unis ont leur prix (et couverture) basés sur les prix des hubs européens de gaz (principalement le NBP au Royaume-Uni). Un total de 65 millions de tonnes par an de nouvelles capacités de GNL depuis les USA est attendu d’ici 2021, dont la plupart en 2018/19. Cela représente plus de la moitié des nouvelles capacités mondiales qui vont rentrer en production dans les 5 ans à venir !

À mesure que le volume des exportations américaines augmentera, des volumes importants risquent ainsi d’arriver en Europe, ou de déplacer des cargaisons qui arrivaient en Europe vers d’autres destinations, comme l’Asie.

Il faudra suivre de près l’influence du prix du Henry Hub sur les prix mondiaux du gaz, et son évolution par rapport aux prix européens, comme le NBP.

  1. Réponse de la Russie

L’Europe va devenir le terrain de confrontation entre le GNL, importé de plus en plus des USA, et le gaz importé par pipeline depuis la Russie.

L’année 2016 a vu des importations européennes de GNL plus faibles que prévu en raison de la forte demande en Asie et au Moyen-Orient et des retards et/ou interruptions de projets GNL. La Russie et l’Afrique du Nord ont alors comblé le manque. Mais l’augmentation des volumes russes a été principalement tirée par des nominations accrues des acheteurs européens sur leurs contrats, dans les limites de leur flexibilité, et non par des décisions d’augmentation des flux par Gazprom. En particulier, les forts volumes observés au 4ème trimestre 2016 s’expliquent par le décalage de l’impact de la hausse des prix du pétrole sur les prix du gaz russe, se retrouvant au dessous des prix des hubs européens.

Le niveau des prix du pétrole, facteur déterminant du prix du gaz russe, devra donc être suivi de près pour évaluer la capacité de la Russie à défendre ses parts de marché en Europe face au GNL américain.

Zoom sur le marché français du gaz, et en particulier la zone sud (TRS)

La France a connu une situation tendue pour le gaz et l’électricité pendant l’hiver 2016/2017. Alors que les prix du marché du gaz sont restés alignés sur les autres marchés au nord, cette situation tendue a fait grimper le prix du gaz au jour le jour dans la Région Sud (TRS) jusqu’à 40 €/MWh le 26 janvier.

Cette situation est provenue principalement d’une congestion locale dans le sud-est de la France, c’est-à-dire dans la zone de marché TRS, par manque de gaz en stock mais surtout à cause de la disparition des arrivées de GNL au terminal de Fos pendant tout le mois de janvier (le tout avec des flux importants de gaz vers l’Espagne). Alors que les autorités françaises n’ont pas déclenché d’outil de crise au niveau national (ni alerte ni urgence), GRTgaz a déclaré de nombreuses alertes orange et rouge entre mi-décembre et fin janvier pour diverses problématiques de gestion des réseaux locaux.

La fusion des zones Nord et TRS prévue pour fin 2018 ne fera pas disparaître totalement les congestions dont souffre la zone sud. En effet, dans certains scenarios, les capacités Nord-Sud pourraient rester insuffisantes pour assurer l’alimentation de la zone sud en gaz. Il y a alors à redouter que la volatilité des prix en zone sud ne vienne déborder sur la zone nord, entrainant les prix du PEG Nord (devenu alors PEG unique France) à la hausse pendant certains épisodes de tension, comme en cas de pointes de froid. La Zone Nord se retrouverait prise en étau entre la volatilité de 2 zones « insulaires » du point de vue du gaz : la zone sud et le Royaume-Uni.

Et cette situation pourrait être exacerbée si, comme le craint l’Agence Internationale de l’Énergie (AIE), les prix du pétrole remontaient fortement après 2020. En effet, la croissance de l’approvisionnement pétrolier pourrait se bloquer à cette échéance, si le record de baisse des investissements de 2015 (-25 %) et 2016 (-26 %) dans le secteur pétrolier n’était pas rapidement inversé. Un nouveau choc pétrolier pourrait même menacer après 2020 si les investissements ne repartent pas très vite.

Ainsi, la marge de capacité de production tomberait en 2022 à son niveau le plus faible depuis 14 ans, sous les 2 millions de barils par jour.

Conclusion

Les prix du gaz en Europe dépendent de plus en plus de l’attractivité comparée pour le GNL américain d’envoyer des cargaisons en Asie plutôt qu’en Europe, malgré le différentiel de coût de transport. Et en Asie, le prix du GNL est directement déterminé par celui du pétrole.

Un relèvement des prix du pétrole à l’horizon 2022 pourrait donc se répercuter très vite sur ceux du gaz en Europe, par le biais des arbitrages GNL.

Philippe Lamboley

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