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Alain BOURGEOIS

Vice-President Natural Gas & LNG,

BERGEN ENERGI AS

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Le rôle du marché spot du GNL et des futures exportations d’Amérique du nord dans la formation des prix de marché du gaz sur les hubs européens

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La valeur du gaz naturel liquéfié (GNL) retrouve un rôle primordial dans la fixation du prix marginal pour le gaz naturel sur les hubs européens. Et ceci malgré la faible part relative des importations actuelles de GNL en Europe.

 

Mais avec une différence majeure avec la situation que nous avons connue en 2009-2010 au moment de bulle gazière. Au plus fort de la crise, les prix du GNL et du gaz se sont écroulés suite à la baisse de la demande européenne et à la croissance non anticipée de la production des gaz de schiste en Amérique du nord. A l’avenir, les prix européens – et leur volatilité – seront plus directement impactés par la croissance des économies émergentes (Corée, Chine, Inde, Brésil, Argentine, Mexique…), lesquelles représentent déjà 48% des imports de GNL en 2013.

 

A plus long terme, on peut anticiper que les prix européens pourraient se corréler aux prix sur le Henry Hub avec un premium de l’ordre de 12 à 14 €/MWh, en moyenne annuelle.

 

Une régionalisation des prix qui reste marquée

Malgré la baisse des prix spots en Asie et en Europe au cours des deux derniers trimestres, les prix du gaz au niveau mondial restent très régionalisés, avec des prix en moyenne annuelle de l’ordre de 20-25 €/MWh en Europe, 30-35 €/MWh en Asie et 10 €/MWh aux Etats-Unis.

 

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Les énergies renouvelables sont-elles responsables des prix négatifs observés sur le marché spot de l'électricité en Europe ?

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  • Fin des tarifs réglementés d’énergie :

    l’offre transitoire, casse-tête pour l’acheteur public

    Le sursis de six mois accordé à l’acheteur n’ayant pas quitté les tarifs réglementés de vente d’énergie dans les délais prévus par la loi consommation n’est pas applicable aux personnes publiques.

     

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    Les tarifs réglementés de vente de gaz naturel pour les consommateurs professionnels vont progressivement disparaître entre le 19 juin 2014 et le 1er janvier 2016, rappelle la Commission de régulation de l'énergie (CRE).

     

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    Entreprises, hôpitaux, lycées, commerces ou grandes copropriétés : quelque 165.000 usagers du gaz devront progressivement renoncer aux tarifs réglementés à partir de juin, mais cette mesure destinée à accroître la concurrence s’accompagne de difficultés pratiques, selon les fournisseurs.

     

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Actualités

Pour une bonne part, ces différences de prix s’expliquent par des modes de fixation des prix très différenciés entre régions, entre des prix spots liés à l’offre et la demande de gaz ou de GNL à court terme et des prix de long terme encore largement indexés sur des produits pétroliers.

 

2014 année de transition : le marché spot du GNL flexible devient progressivement le principal marqueur du prix marginal

Bien que les échanges spots de cargaisons GNL restent très minoritaires (quelques %) dans l’ensemble des contrats d’import/export, un marché flexible de GNL est en développement rapide avec la suppression progressive des clauses de destination dans les contrats de moyen/long terme et la possibilité d’arbitrer les différentiels de prix régionaux.

 

Les innovations et la sophistication des options d’arbitrage sont en forte croissance. Ainsi, et alors même que le marché était tendu, les volumes échangés à court terme (contrats de moins de 4 ans) ont atteint 27% du marché mondial en 2013, en augmentation de 3,2 points par rapport à 2012. Les opérateurs de terminaux méthaniers européens, touchés par une sous-utilisation chronique de leurs infrastructures, contribuent à faciliter ces arbitrages en proposant de nouveaux services de rechargement, voire de transhipment direct. Pour les importateurs de gaz européens, la réexpédition de cargos GNL vers des marchés plus rémunérateurs comme l’Asie et surtout l’Amérique du sud est devenue en quelques années une source significative de marge.

 

La liquidité du marché spot devrait aussi se consolider rapidement – à partir de 2016, mais surtout en 2018 – avec l’arrivée sur le marché du GNL australien et les exports nord-américains. Signalons aussi que dès 2020, les exports de gaz américain devraient représenter 1/5ème du marché mondial, poussant à un basculement rapide des indexations pétrole vers des indexations gaz (essentiellement HH).

 

Une évolution récente et significative est que les prix spots du GNL commencent à s’établir en fonction de l’offre et de la demande marginale de GNL et de gaz au niveau mondial, mais en tenant compte des balances régionales, et des coûts de transport entre continents. Ainsi, les prix spots cet été on atteint des niveaux jamais vus depuis la bulle gazière de 2009-2010 (15-18 €/MWh).

 

Les années 2011-2013 avaient été marquées par un marché tendu compte tenu d’une demande « post-Fukushima » en forte croissance au Japon et plus généralement soutenue en Asie. Mais l’année 2014 montre les premiers signes d’un renversement de tendance que la période estivale faisant suite à un hiver tempéré ne peuvent seuls expliquer. Cette situation se traduit directement par un retour depuis quelques mois de cargaisons de GNL vers l’Europe qui reste le marché de « dernier recours ». Les terminaux méthaniers retrouvent des niveaux d’injection dans les réseaux supérieurs au minimum technique de regazéification.

 

2011-2013 : années marquées par une faible volatilité des prix et où les prix à terme restent fortement corrélés aux évolutions du pétrole

Même si depuis 3 années on a clairement observé que les prix élevés en Asie et en Amérique du Sud ont impacté très directement les prix de marchés sur les hubs européens fortement dépendant des importations de GNL (Espagne, PEG sud), on aura remarqué que la volatilité des prix spot Asie ne s’est pas réellement traduite par une plus grande volatilité des prix sur les hubs du nord-ouest de l’Europe (NBP, TTF, PEG nord…) sur cette période.

 

En réalité, la demande européenne reste déprimée et les contrats d’importation de long terme suffisent à couvrir la consommation, la demande actuelle étant proche des niveaux des niveaux de take-or-pay des contrats de long terme. Cette situation pouvait rendre plus difficile la possibilité d’arbitrer les approvisionnements par pipeline avec les importations de GNL lorsque les prix Asie sont en baisse. D’autant que les niveaux de prix des contrats de long terme ont été renégociés sensiblement à la baisse ces dernières années, refermant quasiment le différentiel de compétitivité entre les coûts d’importation par pipeline et les prix de marché sur les hubs.

 

La faible volatilité récente du pétrole et l’effet retard et de lissage des indexations pétrole – encore majoritaires dans les contrats de long terme – ont contribué à maintenir une faible volatilité des prix à terme du gaz. Malgré la part croissante des prix de marché du gaz dans ces indexations, la faible volatilité des prix spot du gaz compte tenu d’un hiver tempéré a également contribué à limiter la volatilité des prix à terme. Tout au plus, les risques de nature politique – Ukraine pour le gaz, Moyen-Orient pour le pétrole – ont-ils  permis de maintenir un certaine premium de risque dans les prix à terme, surcote actuellement en cours de résorption. Il est par exemple significatif de noter que les prix spot de gaz sont en moyenne proches d’un niveau 8,5 % Brent alors que les prix à terme sont encore cotés à un niveau équivalent 10 % Brent.

 

Moyen terme 2015-2017 : la globalisation du marché spot GNL pourrait conduire à une plus grande volatilité des prix sur les hubs européens

Nous pensons que la période de faible volatilité des prix devrait se refermer rapidement. Une légère reprise de la demande européenne de gaz pourrait suffire à ramener la consommation au delà des niveaux de take or pay des contrats de long terme (pipeline et GNL) et conduirait les importateurs européens à injecter à nouveau du GNL « flexible » dans les réseaux. Comme le marché du GNL devrait encore rester tendu entre 2015 et 2017, les risques de hausse de prix notamment en hiver ne peuvent être ignorés.

 

Au delà de l’hiver, les prix du GNL mondial devraient impacter à nouveau de manière durable les prix du gaz sur les hubs européens. Une relance de la demande européenne hors aléas climatique reste très incertaine.  Mais le risque Ukraine pourrait inciter l’Europe à inciter à une diversification des sources d’approvisionnement, indépendamment de la situation des marchés spots. Cette hypothèse pourrait se traduire par une éventuelle hausse des prix moyens annuels pour les consommateurs européens si la demande mondiale de GNL (Asie, Indonésie, Amérique du Sud et centrale) devait être plus soutenue que les anticipations actuelles et/ou si des retards devaient être observés pour la mise en exploitation des nouvelles capacités de liquéfaction (Australie notamment).

 

Les prix spots du GNL pour les principaux pays importateurs restent toutefois largement imprévisibles malgré leur saisonnalité naturelle supposée. Une situation où le GNL retrouverait une vraie place dans les importations pourrait aussi se produire en l’absence de reprise européenne si les prix spot du GNL reviennent à un niveau suffisamment attractif pour se substituer au importations de long terme – cas de figure qui conduirait à nouveau à une renégociation à la baisse des contrats de long terme. L’épisode observé au cours du dernier été pourrait donc trouver une dimension plus fondamentale, au delà de la saisonnalité attendue des prix du gaz.

 

Il faut aussi compter sur le coût marginal de production des futurs projets de production de GNL qui est élevé, en particulier pour le GNL australien avec des projets dont les CAPEX sont souvent très supérieures à 2 Mds $ par Mtpa, soit 3 à 4 fois plus que les projets de liquéfaction de gaz américain. Cette réalité contraint les acteurs gaziers à chercher une valeur élevée au gaz naturel, bien au delà de sa vraie valeur de marché dans une concurrence face au charbon.

On le voit, la valeur du gaz reste encore largement « régulée » par le bais des indexations pétrole et « sous contrôle » grâce aux contrats de long terme. Mais le développement du marché spot conduira à une plus grande volatilité des prix, avec des risques de hausse et de vrais potentiels de baisse. L’incertitude domine à moyen terme !

 

Horizon 2018-2020 : les exports de gaz américain contribueront-ils à caper les prix européens ?

A plus long terme, nous estimons que les fondamentaux de baisse des prix restent présents et que la croissance des économies émergentes pourrait être surestimée.

 

Surtout, il faudra aussi compter avec les exportations de GNL nord-américain qui devraient dépasser la production australienne et pourraient à terme être équivalentes à celle du Qatar. Bien que les capacités autorisées d’exportation de GNL par les Etats-Unis et le Canada soient largement imprévisibles (30 Mtpa en construction, verrons nous plus de 50 Mtpa finalement décidés sur 300 Mtpa US + 100 Mtpa Canada en projet ?), nous pensons en toute hypothèse quelles seront significatives et impacteront le marché mondial et européen. Et ceci alors même que les volumes à destination de l’Europe devraient rester marginaux dans les premières années.

 

Aux forwards actuels, le gaz nord américain pourrait être importé en Asie avec un discount de 1 à 3,5 $/MBtu par rapport à la valeur à terme des contrats de long terme. Mais ce discount théorique est sensible à de nombreux paramètres comme le cours du pétrole brut et les coûts de charter. Mais il dépendra surtout de la capacité des acheteurs asiatiques à négocier de nouveaux approvisionnements de moyen/long terme à des niveaux inférieurs aux niveaux d’indexation actuels (proches de 14,5 % Brent).

 

La compétitivité à destination de l’Europe est plus incertaine, en particulier si les cours à terme du Brent devaient se situer sous les 90 $/bbl. Le différentiel de marge Asie/Europe devrait initialement inciter les acheteurs flexibles à orienter les volumes vers l’Asie, mettant la compétitivité des contrats long terme actuels sous pression et poussant à une renégociation à des niveaux plus proches de 13 % Brent.

 

On devrait alors observer un rapprochement des prix spots régionaux. Compte tenu du surcoût d’acheminement et du péage au canal de Panama, le différentiel de marge entre des exports à destination de l’Asie par rapport à l’Europe devrait se réduire et ne plus justifier des flux a priori vers l’Asie. Nous pensons qu’à cet horizon le marché sera beaucoup plus mondialisé et flexible, avec des flux contraires.

 

A terme, compte tenu des perspectives de prix au Henry Hub (4,4 $/MBtu en 2018), le GNL américain pourrait être importé en Europe à une valeur proche de 10 $/MBtu. Ce niveau de compétitivité pourrait permettre de caper les prix européens à un niveau autour de 25 €/MWh même si le pétrole devait in fine rester à des niveaux supérieurs à 100 $/bbl. L’évolution de la parité euros/dollar sera un point très significatif de cette compétitivité. De même que les marges de trading.

 

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