Prix de l’énergie : winter is coming !

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Maxence Cordiez

Ingénieur dans le secteur de l'énergie

Les déterminants conjoncturels de la crise énergétique actuelle ne doivent pas occulter les tendances structurelles qui l’accompagnent. Face à des perspectives de prix de l’énergie durablement plus élevés que par le passé, réduire notre dépendance aux combustibles fossiles reste une impérieuse nécessité, et une urgence.

Les prix de l’énergie s’envolent un peu partout dans le monde. L’Union européenne dont les extractions de pétrole, gaz et charbon sont en déclin est particulièrement touchée. Cette crise a d’ores et déjà des conséquences très concrètes sur la population et l’industrie (notamment la production d’engrais dont le méthane est une matière première). C’est le cas notamment en Espagne où des manifestations sont organisées pour protester contre la hausse du prix de l’électricité.

Au niveau européen, les gouvernements et l’Union européenne se mobilisent en urgence afin de contrer cette hausse, sans pour autant encore saisir la pleine gravité de la situation et l’ampleur des mesures qu’il serait nécessaire de mettre sur la table pour y répondre.

À l’origine, l’envol des prix du gaz

La crise actuelle trouve son origine dans l’envol du prix du gaz, qui tient lui-même à la fois de paramètres conjoncturels et structurels.

Du côté des paramètres conjoncturels, les stocks de gaz européens sont bas après un hiver relativement long, et des importations accrues seraient nécessaires pour les remplir. Or la Russie se contente d’honorer ses contrats sans accroître ses ventes de gaz à destination de l’Europe, ce qui peut s’expliquer par plusieurs raisons.

Tout d’abord, les stocks russes sont également vides et la Russie doit les remplir. Ensuite, la Russie a un intérêt à mettre l’Europe sous pression pour favoriser la mise en service rapide et dans les meilleures conditions pour elle de son nouveau gazoduc Nord Stream 2. Celui-ci suscite une vive opposition de la part de certains pays européens, et le monopole de Gazprom pour l’importation de gaz depuis la Russie éveille une hostilité croissante dans l’Union européenne. La Russie a donc un intérêt à rappeler à l’UE sa dépendance gazière afin de garantir l’absence de remise en question de la position de Gazprom.

Une autre explication, évoquée cette fois à demi-mots par le Président Vladimir Poutine, consisterait à donner une leçon à l’UE qui privilégie depuis plusieurs années les achats de gaz au comptant plutôt qu’au travers de contrats de long terme. Il peut en effet sembler judicieux d’acheter au comptant lorsque le prix du gaz est très faible (ce qui était le cas pendant la décennie passée), mais il s’agit d’une vision court-termiste qui voit ses limites lorsque le prix du gaz remonte comme c’est le cas à présent.

Enfin, pour reprendre les mots d’Alexeï Miller, directeur général de Gazprom cité par le Financial Times, « the Asian market is more attractive for producers and investors »⁽¹⁾. En effet, l’Asie du Sud-Est paie davantage pour son approvisionnement en gaz. Elle est donc servie en premier. Elle draine le marché mondial du gaz naturel liquéfié (GNL) et est perçue comme prioritaire par les fournisseurs de GNL du monde entier.

Il ne faut pas imaginer que la situation actuelle est temporaire.

Ces éléments conjoncturels ne décrivent cependant pas la totalité de la situation. Une tendance structurelle est également à l’œuvre. Les investissements dans l’amont de l’industrie pétro-gazière sont insuffisants depuis plusieurs années pour maintenir la pérennité de l’adéquation offre-demande. Si c’était déjà le cas avant le Covid, ça l’est encore davantage car la pandémie a entraîné une chute des investissements, qui peinent encore aujourd’hui à repartir.

La situation est la suivante : le gaz est l’énergie dont la croissance de la consommation est la plus soutenue depuis 10 ans (auparavant c’était le charbon). Cette croissance est notamment portée par l’Asie du Sud-Est. Les extractions gazières européennes sont en déclin depuis 2005, déclin qui devrait s’accentuer dans les prochaines années lorsque la Norvège (2^e fournisseur de l’UE derrière la Russie, 1^er pour la France) passera son pic d’extraction de gaz (potentiellement vers la fin de la décennie). L’UE est donc de plus en plus dépendante d’importations de gaz russe et de GNL. Or, contrairement aux importations par gazoduc qui lient un fournisseur à son client, le marché du GNL est mondialisé. Il y a donc une compétition pour l’accès à la ressource, actuellement remportée par l’Asie du sud-est. Enfin, ce marché va progressivement se tendre du fait des sous-investissements dans l’amont.

Il ne faut donc pas imaginer que la situation actuelle est temporaire. Elle peut évidemment se détendre plus ou moins si la Russie augmente ses exportations et/ou si l’hiver à venir est chaud, mais la tendance de fond demeure et il faut s’attendre à des prix plus élevés pendant la décennie à venir que pendant la décennie passée. Pour reprendre les mots de Claudio Descalzi (DG du groupe pétrolier italien ENI)⁽²⁾, la hausse du prix du gaz « is not something that is for a limited time, it's structural ». En effet, l’approche des gouvernements a été de réduire l’offre sans s’intéresser suffisamment à la réduction de la demande. Cela conduit nécessairement à tendre le marché. Dans le cas européen, c’est encore pire si l’on considère qu’un certain nombre de pays comptent accroître durablement leur consommation de gaz fossile : la Pologne pour remplacer une partie de son charbon, la Belgique pour remplacer l’énergie nucléaire qui représente 50% de sa production électrique, l’Allemagne pour remplacer le nucléaire et une partie du charbon, etc.

Le prix du gaz entraîne celui de l’électricité

Avant la libéralisation du marché de l’électricité, le prix de vente de l’électricité était régulé, c’est-à-dire qu’il était calculé à partir de coûts de production d’EDF (en France), de réseau et de commercialisation. Aujourd’hui, les tarifs réglementés sont amenés à disparaître (même si certains pays s’y opposent) pour être remplacés par une approche de marché reposant sur les coûts de production de la capacité marginale.

En pratique, l’appel des centrales électriques pour répondre à un certain niveau de demande suit un ordre de mérite reposant sur les coûts variables croissants. Les coûts variables sont ceux qui dépendent de la production : combustible et droits à émettre du CO₂, principalement. Ainsi, une fois construite, une éolienne ne coûte pas plus cher qu’elle produise ou non. Elle est donc nécessairement appelée avant une centrale à charbon (par exemple) dont l’exploitation nécessite d’acheter du charbon et des droits à émettre du CO₂. En première approximation, la dernière capacité appelée pour répondre à la demande définit le prix de marché.

Actuellement l’interclassement est le suivant : énergies renouvelables (hors hydraulique de lac pour lequel la ressource en eau doit être gérée), nucléaire, lignite, charbon, gaz puis fioul. Avec l’envol du prix du gaz, les coûts variables des centrales à gaz – marginales la plupart du temps – se sont envolés.

Prenons l’exemple d’une centrale à cycle combiné moderne (60% de rendement) qui s’approvisionnerait en gaz au prix de marché⁽³⁾ (actuellement environ 100€/MWh pour la référence TTF hollandaise). Par rapport à la situation pré-Covid avec un prix du gaz à 30€/MWh, le surcoût pour un MWh électrique du seul fait du prix du gaz est d'environ 120€⁽⁴⁾ (ce calcul concerne une centrale efficace, évidemment si on considère une turbine à gaz de plus faible rendement, le surcoût est supérieur). À cela il faut ajouter l’augmentation du prix des droits d’émission sur le marché européen du CO₂, passés d’environ 25-30 €/tonne avant la pandémie à 65€/tonne actuellement. Pour la centrale CCG considérée, cela ajoute un surcoût d’un peu plus d’une vingtaine d’euros par MWh.

Enfin, du fait des interconnexions entre États, l’interclassement des capacités électrogènes en Europe s’effectue à l’échelle européenne et non plus nationale (comme ça pouvait être le cas il y a encore quelques années lorsque les interconnexions étaient moins développées), avec pour effet une uniformisation des prix de marché en Europe⁽⁵⁾. Tant que les interconnexions ne sont pas saturées, les prix de marché entre les pays européens tendent à s’aligner, or les capacités croissantes d’interconnexion rendent la saturation de ces dernières de moins en moins fréquente.

Conséquences

La première conséquence de la situation décrite précédemment est un envol du prix de l’électricité partout en Europe, qui découle principalement de l’envol du prix du gaz, et dans une bien moindre mesure de celui des droits à émettre du CO₂.

Avant la pandémie, l’augmentation du prix du CO₂ face à un prix du gaz qui restait faible commençait à rendre certaines centrales à charbon moins compétitives que certaines centrales à gaz. C’est pourquoi, en 2019, un déclin prononcé du charbon avait pu être constaté en Europe. Cette situation est révolue et aujourd’hui le charbon a retrouvé toute sa compétitivité et est appelé en priorité par rapport au gaz. Actuellement, même la compétitivité du fioul devance dans certains cas celle du gaz. Cela entraînera une hausse des émissions de CO₂ en Europe en 2021. Par voie de conséquence, il faut également s’attendre à une augmentation du prix des droits à émettre du CO₂ vu que celui-ci est défini par un marché⁽⁶⁾…

Pour les pays fortement dépendants des combustibles fossiles pour la production électrique, la situation actuelle constitue un coup dur pour les ménages et l’industrie. Dans le cas de l’Allemagne, si les prix élevés du gaz se maintiennent durablement, la sortie du nucléaire – au profit principalement des centrales à combustibles fossiles – prévue fin 2022 viendra encore aggraver la situation actuelle. Le constat est le même pour la Belgique qui prévoit d’abandonner l’énergie nucléaire en 2025.

Cas spécifique de la France

Le consommateur particulier d’électricité français est relativement protégé grâce aux tarifs réglementés. Ceux-ci s’appuient principalement sur les coûts de production, même s’ils prennent également en partie en compte l’évolution des prix de marché depuis quelques années, afin de permettre aux fournisseurs alternatifs à EDF de proposer des offres compétitives par rapport aux tarifs réglementés. Ainsi, alors que le prix de marché de l’électricité a été multiplié par 3-4 depuis un an, le tarif réglementé de l’électricité devrait augmenter de 12% en janvier 2022. Bien entendu, il faut garder à l’esprit que les coûts de production ne constituent qu’un tiers environ de la valeur des tarifs réglementés (le reste concerne les coûts d’accès au réseau, de commercialisation et différentes taxes). Toujours est-il que l’augmentation prévue est très inférieure à l’envol du prix de marché.

Notons que les tarifs réglementés présentent surtout un intérêt dans le cadre d’une production qui est elle-même largement indépendante des fluctuations des marchés des combustibles fossiles et du CO₂. Si la production électrique s’appuie sur des combustibles fossiles, les tarifs réglementés sont de peu d’utilité (et c’est pour ça que bon nombre de pays européens ont moins de mal que la France à y mettre fin). En effet, pour faire bénéficier le consommateur de tarifs inférieurs au marché en profitant de coûts de production faibles… encore faut-il que les coûts de production soient faibles !

On le constate avec les tarifs réglementés du gaz qui ont augmenté régulièrement et fortement ces derniers mois, car ils doivent intégrer la hausse du prix d’achat du gaz. C’est pourquoi le « gel » de la hausse des tarifs réglementés gaz décrété par le gouvernement jusqu’en avril 2022 sera rattrapé par la suite. Pour le dire simplement, Engie va faire l’avance à ses clients au tarif réglementé des augmentations des prochains mois, et ces clients rattraperont au printemps et à l’été prochain ce qu’ils n’auront pas payé cet hiver.

De son côté, le consommateur industriel ne bénéficie plus de tarifs réglementés de l’électricité. Il est à ce titre bien plus exposé aux fluctuations de marché que le consommateur particulier.

Enfin, le consommateur (particulier et industriel) est également en partie préservé grâce à l’Accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH) qui permet aux fournisseurs alternatifs à EDF d’acheter jusqu’à 100 TWh d’électricité à 42€/MWh, un prix fixe défini en 2012 et qui n’a jamais été réévalué depuis. Ce prix est aujourd’hui inférieur aux coûts d’exploitation du parc électronucléaire, évalués par la CRE⁽⁷⁾ à 48€/MWh et par EDF à 53€/MWh⁽⁸⁾. Ce dernier point est l’un des principaux freins à l’élévation du plafond de l’ARENH (à 150 TWh, par exemple) demandé par les fournisseurs alternatifs : tant que l’ARENH consiste pour EDF à vendre à perte, on ne peut pas décemment en élever significativement le plafond. Il faudrait pour cela en revaloriser le montant, ce qui complexifie le débat. Relever le plafond de l’ARENH risquerait également de susciter une opposition de la Commission européenne qui y verrait une réduction du rôle du marché…

Un envol du prix du pétrole est à attendre

Au-delà de la situation décrite précédemment dans les secteurs du gaz et de l’électricité, des tensions sont à attendre dans les prochaines années sur le pétrole, pour des raisons similaires à celles évoquées pour le gaz : insuffisance des investissements dans l’amont par rapport à une demande mondiale croissante, là-encore tirée par l’Asie du Sud-Est. Cette situation n’est pas une nouveauté et elle était anticipée dès avant la pandémie⁽⁹⁾ qui l’a à la fois probablement repoussée et aggravée en réduisant les investissements⁽¹⁰⁾.

Depuis le passage du pic d’extraction de pétrole conventionnel en 2008⁽¹¹⁾, c’est le boom des pétroles non conventionnels qui a permis de répondre à la croissance de la demande mondiale : pétroles de réservoir compact (« schiste ») aux États-Unis et, dans une moindre mesure, pétroles synthétiques issus de sables bitumineux au Canada. Or, l’industrie du pétrole non conventionnel des États-Unis a changé de stratégie. Après avoir investi pour maintenir une croissance forte pendant la dernière décennie sans atteindre la rentabilité, elle vise désormais à assurer sa rentabilité plutôt que de poursuivre sa croissance. Ses bénéfices sont donc reversés à ses investisseurs plutôt que d’être réinvestis dans de nouveaux forages. Le DG de Pioneer, l’une des principales entreprises du secteur, a d’ailleurs récemment déclaré qu’il ne fallait plus compter sur l’industrie du pétrole « de schiste » pour répondre à la croissance de la demande, en se défaussant pour cela sur l’OPEP⁽¹²⁾.

Le résultat de tout cela est un risque de pénurie, reconnu par l’industrie. En février 2021, Helle Kristoffersen, Vice Présidente Stratégie de Total, annonçait un possible écart offre-demande au niveau mondial de 10 millions de barils par jour à horizon 2025⁽¹³⁾, ce qui représente peu ou prou 10% de la consommation mondiale pré-Covid. Plus récemment Patrick Pouyanné a de nouveau évoqué ce sujet lors de la REF⁽¹⁴⁾ du MEDEF en août⁽¹⁵⁾.

Ainsi, si le prix du baril est aujourd’hui modérément élevé (environ 80$ pour le Brent), il faut s’attendre à ce qu’il augmente en tendance dans les prochains mois ou années. Enfin, pour des raisons de substituabilité, ce qui se passe sur le pétrole et sur le gaz est partiellement lié : le niveau très élevé du prix actuel du gaz entraîne le fonctionnement de centrales électriques à fioul (ce qui joue marginalement sur la demande de pétrole). Demain l’inverse peut être vrai, le gaz étant le substitut le plus direct au pétrole pour un certain nombre d’applications (chauffage, mobilité lourde, industrie…). C’est ce qui s’est passé entre 2008 et 2014 lorsque le prix du pétrole était supérieur à 100$/b.

En conclusion : que peut-on faire ?

Il est tout d’abord nécessaire d’acter le fait que la situation actuelle est mondiale et qu’au-delà des éléments conjoncturels qui se résorberont avec le temps, d’autres éléments structurels laissent à penser que le prix de l’énergie en général sera significativement plus élevé dans la décennie à venir que ce à quoi nous nous sommes habitués pendant la décennie passée.

Pour ce qui est du prix des matières fossiles (pétrole et gaz principalement, le charbon n’est plus un sujet en France), il n’y a pas 36 solutions : réduire notre exposition aux fluctuations des marchés impose de réduire notre dépendance à ces matières, donc de planifier notre sortie progressive du pétrole et du gaz fossile. Cette trajectoire est d’ailleurs également nécessaire pour que la France atteigne ses objectifs climatiques. Si l’on prend du recul et que l’on considère le problème à l’échelle européenne, c’est encore loin d’être gagné. Autant dans le cas du pétrole, il existe une volonté d’en réduire significativement la consommation (la Commission européenne prévoit par exemple d’interdire la vente de moteurs thermiques en 2035), autant sur le gaz la situation est bien plus problématique. Comme cela a déjà été mentionné, de nombreux pays européens prévoient d’accroître durablement leur dépendance au gaz fossile. C’est d’ailleurs pour cela que les éléments de langage apportés par la Commission européenne en réponse à la crise actuelle sont encore largement en décalage avec les déterminants de cette crise : comment dire à des Etats qui comptent s’appuyer davantage sur du gaz fossile que répondre à cette crise impose au contraire de réduire leur dépendance au gaz fossile ?

Dans le secteur de l’électricité par contre, il y a plus de marges de manœuvre, du moins en France. À court terme, la baisse des taxes annoncée par le gouvernement pour janvier est une mesure pertinente. Les taxes sur l’électricité ont fortement augmenté entre 2002 et 2016 pour financer les énergies renouvelables. Alors que le prix de l’électricité sur les marchés a explosé et que les compléments de rémunération versés par l’Etat pour soutenir les filières renouvelables diminuent d’autant, réduire la taxation de l’électricité apparaît comme un levier approprié, et surtout actionnable rapidement.

À moyen terme, il conviendrait de maximiser le bénéfice pour les consommateurs particuliers et industriels français de la « rente » nucléaire et hydraulique. Ces installations produisent en effet à faible coût et indépendamment du prix des combustibles fossiles et des droits à émettre du CO₂ (vu qu’elles n’en émettent pas). On pourrait donc par exemple envisager un système dans lequel ces actifs seraient nationalisés et la totalité de la production vendue à un tarif réglementé (qui couvre les coûts d’exploitation) aux différents fournisseurs pour qu’ils en fassent bénéficier leurs clients. Pour que cette « rente » soit durable, il faudrait également décider rapidement d’investir dans de nouvelles centrales nucléaires destinées à venir renforcer le parc actuel et, à terme, à le remplacer. Sans cela, la France sera à terme contrainte d’ouvrir de nouvelles centrales à gaz et elle perdra cet avantage pour l’environnement, la société et l’économie.

Enfin, la réduction de la consommation d’énergie (à la fois sobriété et efficacité), l’électrification des usages, la flexibilisation de la demande électrique, le développement de certains moyens de stockage comme les stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) et les services réseau rendus par les véhicules électriques (Vehicle to Grid ou Vehicle to Home), ainsi que la promotion des énergies non fossiles et bas carbone thermiques (biogaz, pompes à chaleur, solaire thermique…) sont autant de leviers à actionner simultanément pour réduire notre exposition aux combustibles fossiles dans tous les secteurs.

• parue le 08 octobre 2021

Sources / Notes

1. European governments consider billions in aid to weather soaring gas prices, Financial Times.
2. Ibid.
3. En pratique, l’approvisionnement en gaz s’appuie sur différents contrats, dont certains de long terme. Tout l’approvisionnement gazier n’est donc pas dépendant des prix spot.
4. Soit un prix du gaz de 100 €/MWh contre 30 €/MWh avant le Covid, le surcoût est de 70€/MWh de gaz. Pour une centrale ayant un rendement de 60%, le surcoût est donc de 117 € (arrondi à 120€) par MWh électrique.
5. Regarder les données de marché de RTE éco2mix pour s’en convaincre.
6. Sauf si l’augmentation du prix de l’énergie entraîne une destruction de demande compensant ce surcroît d’émission.
7. Commission de régulation de l’énergie
8. Info Contexte - Le « vrai coût » du nucléaire d’EDF est de 48 euros, 10 septembre 2020.
9. P. Hacquard, M. Simoën et E. Hache, Is the oil industry able to support a world that consumes 105 million barrels of oil per day in 2025?, Oil Gas Sci. Technol. – Rev. IFP Energies nouvelles, 74 (2019) 88.
10. M. Cordiez et B. Louvet, « Coronavirus : déjà complexe, la situation pétrolière devient critique », Marianne, 2 avril 2020.
11. IEA, World Energy Outlook, 2018
12. US shale drillers cannot contain oil price rise, Pioneer boss says, Financial Times.
13. https://oilprice.com/Energy/Energy-General/Oil-Major-Total-Sees-10-Million-Bpd-Supply-Gap-In-2025.html
14. Rencontre des entrepreneurs de France
15. https://www.youtube.com/watch?v=RmzByMzYfHU