{"id":1555,"date":"2017-04-05T10:27:46","date_gmt":"2017-04-05T08:27:46","guid":{"rendered":"http:\/\/hayaenergy.com\/?p=1555"},"modified":"2021-02-19T19:40:06","modified_gmt":"2021-02-19T18:40:06","slug":"excedent-de-gnl-ou-est-il-passe","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/hayaenergy.com\/fr\/excedent-de-gnl-ou-est-il-passe\/","title":{"rendered":"Exc\u00e9dent de GNL : o\u00f9 est-il pass\u00e9 ?"},"content":{"rendered":"

Apr\u00e8s une longue p\u00e9riode de d\u00e9crue, les prix du gaz sont nettement repartis \u00e0 la hausse en France depuis mi 2016\u00a0:<\/p>\n

\"\"<\/p>\n

Cette tendance, en partie expliqu\u00e9e par la remont\u00e9e des prix du p\u00e9trole, s\u2019est aussi accompagn\u00e9e d\u2019une volatilit\u00e9 \u00e9lev\u00e9e, en particulier en zone sud (TRS). Comment comprendre cette \u00e9volution, alors que le march\u00e9 europ\u00e9en du gaz aurait d\u00fb b\u00e9n\u00e9ficier \u00e0 plein d\u2019un afflux \u00e9lev\u00e9 de \u00ab\u00a0nouveau\u00a0\u00bb GNL, suite \u00e0 la mise en production de nombreuses nouvelles capacit\u00e9s de liqu\u00e9faction dans le monde (Australie et USA en particulier)\u00a0?<\/p>\n

Plusieurs facteurs sont \u00e0 prendre en compte\u00a0:<\/p>\n

    \n
  1. Red\u00e9marrage de la demande en Asie<\/li>\n
  2. Disponibilit\u00e9 r\u00e9elle des nouvelles capacit\u00e9s de liqu\u00e9faction de GNL<\/li>\n
  3. Prix du charbon<\/li>\n
  4. R\u00f4le du march\u00e9 gazier am\u00e9ricain et de ses exportations de GNL<\/li>\n
  5. R\u00e9ponse de la Russie<\/li>\n<\/ol>\n

    Aussi d\u00e9terminante est la situation du Royaume-Uni\u00a0: d\u2019une part la consommation de charbon y a chut\u00e9 de 60% en 2016 compar\u00e9 \u00e0 2015, en particulier du fait de la taxe britannique sur le CO2 qui a doubl\u00e9 en 2015, \u00e0 18 livres la tonne. Les centrales \u00e0 gaz ont ainsi pris le relais de celles au charbon.<\/p>\n

    D\u2019autre part, au m\u00eame moment que le Brexit \u00e9tait vot\u00e9 en 2016, entrainant une chute de 20% de la livre Sterling, le stockage de Rough faisait face \u00e0 des difficult\u00e9s techniques importantes\u00a0: \u00e0 des exportations profitables de gaz vers le Continent \u00e0 cause des effets de change pendant l\u2019\u00e9t\u00e9 2016 ont alors succ\u00e9d\u00e9 des importations renforc\u00e9es de gaz vers le Royaume-Uni pendant l\u2019hiver 2016\/2017, en particulier pendant la vague de froid de janvier 2017.<\/p>\n

    Le stockage de Rough repr\u00e9sente 70% des capacit\u00e9s de stockage au Royaume Uni, et peut habituellement fournir jusqu\u2019\u00e0 10 % de la demande lors d\u2019un pic hivernal. Il a \u00e9t\u00e9 mis hors service en juin 2016, alors qu\u2019il n\u2019\u00e9tait rempli qu\u2019au tiers. Sa remise en service a \u00e9t\u00e9 plusieurs fois repouss\u00e9e, et il devrait rester inutilisable au moins jusqu\u2019\u00e0 fin juin 2017, affectant de nouveau la disponibilit\u00e9 de gaz au Royaume-Uni pour la saison 2017\/2018.<\/p>\n

    Le sc\u00e9nario de l\u2019an dernier risque ainsi de se r\u00e9p\u00e9ter : afflux de gaz depuis le Royaume-Uni vers le continent pendant l\u2019\u00e9t\u00e9, entrainant les prix \u00e0 la baisse, puis demande accrue de gaz au Royaume-Uni pendant l\u2019hiver, surtout en cas de vague de froid, pouvant cr\u00e9er des pics de prix au cours de l\u2019hiver 2017\/2018.<\/p>\n

    Ces \u00e9volutions pourraient \u00eatre exacerb\u00e9es ou contrari\u00e9es par les flux d\u2019importation de GNL vers l\u2019Europe, tr\u00e8s d\u00e9pendants pour leur part de l\u2019appel au gaz de la r\u00e9gion Asie Pacifique : le GNL a manqu\u00e9 cet hiver en Europe \u00e0 cause de la rigueur des temp\u00e9ratures dans la zone Asie-Pacifique, ainsi qu\u2019\u00e0 cause de l\u2019indisponibilit\u00e9 de plusieurs centrales nucl\u00e9aires en Cor\u00e9e du sud.<\/p>\n

    L\u2019Europe, qui joue un r\u00f4le de d\u00e9bouch\u00e9 de dernier ressort pour le GNL et fait face \u00e0 une forte diminution de sa production domestique, se retrouve ainsi \u00eatre le lieu d\u2019arbitrage entre le gaz russe et le GNL import\u00e9, principalement am\u00e9ricain. Toutes les conditions pour une volatilit\u00e9 \u00e9lev\u00e9e des prix sont ainsi r\u00e9unies\u2026<\/p>\n

    Les facteurs \u00e0 prendre en compte pour comprendre la situation particuli\u00e8re du march\u00e9 du gaz en Europe, au del\u00e0 de ses probl\u00e8mes internes (forte diminution de la production domestique de gaz, difficult\u00e9s du stockage au Royaume-Uni), peuvent \u00eatre analys\u00e9s comme suit\u00a0:<\/p>\n

      \n
    1. Red\u00e9marrage de la demande en Asie<\/strong><\/li>\n<\/ol>\n

      La demande asiatique de GNL a augment\u00e9 de 7,2% en 2016. Cette augmentation a \u00e9t\u00e9 tir\u00e9e 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, Cor\u00e9e, Taiwan, Chine et Inde) \u00e9tait encore en dessous des niveaux de 2014.<\/p>\n

      L\u2019ann\u00e9e 2016 sera t\u2019elle un tournant dans la demande asiatique de GNL? La reprise dans les march\u00e9s cl\u00e9s a \u00e9t\u00e9 positive (Chine et Inde en particulier). Mais rien n\u2019indique qu\u2019un d\u00e9placement structurel du charbon dans les secteurs de l’\u00e9lectricit\u00e9, de l’industrie et du chauffage soit vraiment enclench\u00e9, en particulier en Inde.<\/p>\n

        \n
      1. Disponibilit\u00e9 r\u00e9elle des nouvelles capacit\u00e9s de liqu\u00e9faction de GNL<\/strong><\/li>\n<\/ol>\n

        De nombreuses nouvelles capacit\u00e9s de liqu\u00e9faction ont \u00e9t\u00e9 mises en production en 2016 (augmentation de 6% de l’offre mondiale de GNL). Mais les pannes, les retards et les probl\u00e8mes de mise en service ainsi que la mont\u00e9e en puissance normale des nouvelles installations en 6 \u00e0 9 mois ont fortement impact\u00e9 les effets de cette nouvelle offre sur les march\u00e9s.<\/p>\n

        De plus, les\u00a0 producteurs existants (Angola, \u00c9gypte, Y\u00e9men) ont eux aussi fait face \u00e0 des difficult\u00e9s techniques.<\/p>\n

        En 2017, de nouvelles capacit\u00e9s doivent entrer en service, principalement en Australie et aux USA, mais aussi en Russie (Yamal), entrainant une nouvelle hausse de la capacit\u00e9 mondiale de liqu\u00e9faction de 4%. Au del\u00e0, c\u2019est une augmentation de 46% de l’offre mondiale de GNL qui est attendue sur la p\u00e9riode 2017 – 2021\u00a0!<\/p>\n

          \n
        1. Prix du charbon<\/strong><\/li>\n<\/ol>\n

          La demande de gaz en Europe a augment\u00e9 de 5,4% en 2016, dont les \u00be sont attribuables \u00e0 la demande accrue du secteur de l’\u00e9lectricit\u00e9. Le gaz, en remplacement du charbon, a ainsi \u00e9t\u00e9 le principal moteur de la hausse de la demande. Plus de 40% de la demande suppl\u00e9mentaire de gaz sont provenus du Royaume-Uni, suite \u00e0 l\u2019instauration du prix plancher du carbone au Royaume-Uni.<\/p>\n

          De plus, les prix du charbon ont doubl\u00e9 entre le premier et le quatri\u00e8me trimestre de 2016, b\u00e9n\u00e9ficiant ainsi au gaz, mais soutenant aussi les prix du gaz sur les hubs europ\u00e9ens.<\/p>\n

          Le remplacement du charbon par le gaz en Europe est ainsi le principal m\u00e9canisme d’absorption des exc\u00e9dents de GNL mondiaux \u00e0 l\u2019heure actuelle. L\u2019\u00e9volution compar\u00e9e des prix du charbon et du gaz en 2017 et au del\u00e0 devra donc \u00eatre suivie de pr\u00e8s.<\/p>\n

            \n
          1. R\u00f4le du march\u00e9 gazier am\u00e9ricain et de ses exportations de GNL<\/strong><\/li>\n<\/ol>\n

            Les exportations des \u00c9tats-Unis ont d\u00e9marr\u00e9 en 2016, mais sont limit\u00e9es pour l\u2019instant au seul terminal de Sabine Pass, situ\u00e9 \u00e0 la fronti\u00e8re entre le Texas et la Louisiane. Ce terminal a subi plusieurs retards et pannes, et l\u2019Europe n\u2019a re\u00e7u qu\u2019une faible proportion de ces nouvelles exportations (12% \u00e0 fin janvier 2017), l’Am\u00e9rique latine \u00e9tant la destination dominante (47%).<\/p>\n

            Mais il est important de garder \u00e0 l\u2019esprit que les exportations de GNL depuis les \u00c9tats-Unis ont leur prix (et couverture) bas\u00e9s sur les prix des hubs europ\u00e9ens de gaz (principalement le NBP au Royaume-Uni). Un total de 65 millions de tonnes par an de nouvelles capacit\u00e9s de GNL depuis les USA est attendu d\u2019ici 2021, dont la plupart en 2018\/19. Cela repr\u00e9sente plus de la moiti\u00e9 des nouvelles capacit\u00e9s mondiales qui vont rentrer en production dans les 5 ans \u00e0 venir\u00a0!<\/p>\n

            \u00c0 mesure que le volume des exportations am\u00e9ricaines augmentera, des volumes importants risquent ainsi d’arriver en Europe, ou de d\u00e9placer des cargaisons qui arrivaient en Europe vers d\u2019autres destinations, comme l\u2019Asie.<\/p>\n

            Il faudra suivre de pr\u00e8s l\u2019influence du prix du Henry Hub sur les prix mondiaux du gaz, et son \u00e9volution par rapport aux prix europ\u00e9ens, comme le NBP.<\/p>\n

              \n
            1. R\u00e9ponse de la Russie<\/strong><\/li>\n<\/ol>\n

              L\u2019Europe va devenir le terrain de confrontation entre le GNL, import\u00e9 de plus en plus des USA, et le gaz import\u00e9 par pipeline depuis la Russie.<\/p>\n

              L\u2019ann\u00e9e 2016 a vu des importations europ\u00e9ennes de GNL plus faibles que pr\u00e9vu 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 combl\u00e9 le manque. Mais l’augmentation des volumes russes a \u00e9t\u00e9 principalement tir\u00e9e par des nominations accrues des acheteurs europ\u00e9ens sur leurs contrats, dans les limites de leur flexibilit\u00e9, et non par des d\u00e9cisions d\u2019augmentation des flux par Gazprom. En particulier, les forts volumes observ\u00e9s au 4\u00e8me<\/sup> trimestre 2016 s\u2019expliquent par le d\u00e9calage de l\u2019impact de la hausse des prix du p\u00e9trole sur les prix du gaz russe, se retrouvant au dessous des prix des hubs europ\u00e9ens.<\/p>\n

              Le niveau des prix du p\u00e9trole, facteur d\u00e9terminant du prix du gaz russe, devra donc \u00eatre suivi de pr\u00e8s pour \u00e9valuer la capacit\u00e9 de la Russie \u00e0 d\u00e9fendre ses parts de march\u00e9 en Europe face au GNL am\u00e9ricain.<\/p>\n

              Zoom sur le march\u00e9 fran\u00e7ais du gaz, et en particulier la zone sud (TRS)<\/strong><\/p>\n

              La France a connu une situation tendue pour le gaz et l’\u00e9lectricit\u00e9 pendant l’hiver 2016\/2017. Alors que les prix du march\u00e9 du gaz sont rest\u00e9s align\u00e9s sur les autres march\u00e9s au nord, cette situation tendue a fait grimper le prix du gaz au jour le jour dans la R\u00e9gion Sud (TRS) jusqu’\u00e0 40 \u20ac\/MWh le 26 janvier.<\/p>\n

              Cette situation est provenue principalement d\u2019une congestion locale dans le sud-est de la France, c’est-\u00e0-dire dans la zone de march\u00e9 TRS, par manque de gaz en stock mais surtout \u00e0 cause de la disparition des arriv\u00e9es de GNL au terminal de Fos pendant tout le mois de janvier (le tout avec des flux importants de gaz vers l\u2019Espagne). Alors que les autorit\u00e9s fran\u00e7aises n’ont pas d\u00e9clench\u00e9 d’outil de crise au niveau national (ni alerte ni urgence), GRTgaz a d\u00e9clar\u00e9 de nombreuses alertes orange et rouge entre mi-d\u00e9cembre et fin janvier pour diverses probl\u00e9matiques de gestion des r\u00e9seaux locaux.<\/p>\n

              La fusion des zones Nord et TRS pr\u00e9vue pour fin 2018 ne fera pas dispara\u00eetre totalement les congestions dont souffre la zone sud. En effet, dans certains scenarios, les capacit\u00e9s Nord-Sud pourraient rester insuffisantes pour assurer l\u2019alimentation de la zone sud en gaz. Il y a alors \u00e0 redouter que la volatilit\u00e9 des prix en zone sud ne vienne d\u00e9border sur la zone nord, entrainant les prix du PEG Nord (devenu alors PEG unique France) \u00e0 la hausse pendant certains \u00e9pisodes de tension, comme en cas de pointes de froid. La Zone Nord se retrouverait prise en \u00e9tau entre la volatilit\u00e9 de 2 zones \u00ab\u00a0insulaires\u00a0\u00bb du point de vue du gaz\u00a0: la zone sud et le Royaume-Uni.<\/p>\n

              Et cette situation pourrait \u00eatre exacerb\u00e9e si, comme le craint l\u2019Agence Internationale de l\u2019\u00c9nergie (AIE), les prix du p\u00e9trole remontaient fortement apr\u00e8s 2020. En effet, la croissance de l\u2019approvisionnement p\u00e9trolier pourrait se bloquer \u00e0 cette \u00e9ch\u00e9ance, si le record de baisse des investissements de 2015 (-25 %) et 2016 (-26 %) dans le secteur p\u00e9trolier n\u2019\u00e9tait pas rapidement invers\u00e9. Un nouveau choc p\u00e9trolier pourrait m\u00eame menacer apr\u00e8s 2020 si les investissements ne repartent pas tr\u00e8s vite.<\/p>\n

              Ainsi, la marge de capacit\u00e9 de production tomberait en 2022 \u00e0 son niveau le plus faible depuis 14 ans, sous les 2 millions de barils par jour.<\/p>\n

              Conclusion<\/strong><\/p>\n

              Les prix du gaz en Europe d\u00e9pendent de plus en plus de l\u2019attractivit\u00e9 compar\u00e9e pour le GNL am\u00e9ricain d\u2019envoyer des cargaisons en Asie plut\u00f4t qu\u2019en Europe, malgr\u00e9 le diff\u00e9rentiel de co\u00fbt de transport. Et en Asie, le prix du GNL est directement d\u00e9termin\u00e9 par celui du p\u00e9trole.<\/p>\n

              Un rel\u00e8vement des prix du p\u00e9trole \u00e0 l\u2019horizon 2022 pourrait donc se r\u00e9percuter tr\u00e8s vite sur ceux du gaz en Europe, par le biais des arbitrages GNL.<\/p>\n

              Philippe Lamboley<\/em><\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

              Apr\u00e8s une longue p\u00e9riode de d\u00e9crue, les prix du gaz sont nettement repartis \u00e0 la hausse en France depuis mi 2016\u00a0: Cette tendance, en partie expliqu\u00e9e par la remont\u00e9e des prix du p\u00e9trole, s\u2019est aussi accompagn\u00e9e d\u2019une volatilit\u00e9 \u00e9lev\u00e9e, en particulier en zone sud (TRS). 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