Energie : les dernières nouvelles de demain (juin 2025)

Au moment où ces lignes sont écrites, la guerre entre Israël et l’Iran génère de nombreuses et nouvelles incertitudes quant à l’avenir de la situation énergétique mondiale. Va-t-on vers un chaos durable, vers un retour aux tendances lourdes à l’œuvre depuis quelques années, ou vers une situation complètement nouvelle caractérisée par un nouvel équilibre entre les énergies primaires et entre les positionnements des acteurs ? Intérêts à court terme et enjeux à long terme s’entrechoquent sans que l’on puisse dire à ce jour si quelques signaux faibles pourraient annoncer un futur de cohérence ou au contraire l’approfondissement des préoccupations liées à la souveraineté des pays, tous dépendants, mais avec des intensités différentes, d’importations d’énergies primaires et de ressources minérales ainsi que, pour l’activité économique, du prix des énergies finales.

Citons quelques sujets majeurs : augmentation du prix du pétrole qui s’établit désormais dans la zone des 70-80 $ le baril, devenir des installations de production et de raffinage en Iran, risque d’atteinte aux gisements de gaz naturel de la Méditerranée orientale qui alimentent notamment Israël, l’Egypte et la Jordanie, risque de fermeture du détroit d’Ormuz par où passe un cinquième du pétrole mondial destiné en particulier à la Chine et à l’Asie, craintes des armateurs quant aux flottes de navires pétroliers et méthaniers, …

Pour éclairer les tendances lourdes, l’Agence Internationale de l’Energie a mis en évidence dans des publications récentes les éléments suivants :

• Les investissements de la Chine se poursuivent, notamment pour l’électricité, et sa dépendance au pétrole du Proche-Orient est durable.
• L’électricité est bien le vecteur énergétique de l’avenir, ce qui conduit à des investissements pour la production (nucléaire, renouvelables, captage et séquestration du CO₂) ; le réseau et les moyens de stockage nécessitent également des investissements considérables ; et il faut avoir à l’esprit les écarts entre grandes régions du monde (seulement 2% des investissements sont faits sur le continent africain où vit environ 1/5 de la population mondiale). Le coût du capital va être un enjeu durable.
• Les minéraux sont de plus en plus un enjeu, non seulement pour ce qui concerne l’accès aux ressources et leur extraction, mais aussi pour ce qui concerne le raffinage ; y a-t-il un risque de rupture, les minéraux vont-ils devenir un levier dans la compétition mondiale ? Il convient de mettre en place des politiques volontaires, politiques industrielles et politiques directement liées à la souveraineté, ce qui semble avoir commencé avec l’arrivée d’investisseurs des Etats-Unis et du Golfe en RDC.
• Le sommet sur la sécurité énergétique de mai dernier a insisté sur ce qui précède alors que les pays producteurs et/ou raffineurs s’efforcent de renforcer leur contrôle sur les ressources (par exemple l’Indonésie pour le nickel, la Chine pour le raffinage des terres rares) ; et il a insisté sur l’importance de la R&D et sur le risque cyber.

De façon synthétique, la souveraineté énergétique est bien au cœur des enjeux, encore plus que ces dernières années du fait des tensions internationales et des objectifs de la transition.

Pétrole, gaz, et fossiles

Pétrole

Avant que débute la guerre entre Israël et l’Iran, incertitudes et décisions se sont succédées, confirmant les fluctuations anticipées par plusieurs experts autour de 65$ le baril. Citons notamment le ralentissement de la demande liée à la situation économique dans le monde, l’augmentation de la production dans les pays de l’OPEP+ (400000 barils/jour) avec des tensions au sein du cartel liées aux intérêts nationaux du fait de la baisse des prix et de la préservation des parts de marché, des perspectives de mise en exploitation de nouveaux gisements, et des attentes de rentabilité pour les investisseurs.

Il convient ici de rappeler la volonté des Etats-Unis de reprendre les investissements en Alaska et de développer l’exploitation des gisements en eau profonde, ainsi que la poursuite de l’exploitation du pétrole non conventionnel ; plusieurs annonces laissaient penser que le pétrole était par ailleurs un des éléments sous-jacents de la négociation entre les Etats-Unis et l’Iran ; et il ne faut pas négliger le handicap pour les investisseurs américains d’un prix inférieur à 60$ le baril. Objectifs et intérêts sous-tendent les décisions : gêner la Russie, conforter les accords avec l’Arabie saoudite et les pays du Golfe pour leurs investissements aux Etats-Unis, maîtriser le coût des produits pétroliers pour les consommateurs américains, maintenir la rentabilité des compagnies américaines.

L’Arabie saoudite demeure dans une situation complexe : produire avec un prix qui permet de financer ses projets de développement, préserver le fonctionnement de l’OPEP+ avec un prix qui reste proche des attentes de ses partenaires, maintenir ses bonnes relations avec les Etats-Unis en particulier par ses investissements dans l’économie américaine. Elle doit donc gérer au mieux le dilemme prix/quantités et permettre à l’OPEP+ de retrouver une part de marché de l’ordre de 40% après les baisses des années récentes.

D’où plusieurs questions liées à la gestion de contradictions : quel risque d’une surproduction durable, avec quel effet sur les pays importateurs ? quel prix d’équilibre à moyen terme, 60 ou 70$ le baril ? quelle capacité d’investissement et avec quel coût du capital ? quelle possibilité et quels effets de substitutions au pétrole dans les pays importateurs ?

Et tout cela largement surdéterminé par les conséquences de la guerre au Proche-Orient.

Tout cela accentue les risques notamment pour les pays de l’UE, qui, en même temps, semble décidée à renforcer les sanctions contre la Russie par la réduction drastique des importations.

Les équilibres restent donc instables voire inexistants. Dans ces conditions, il est difficile de tracer des perspectives : faut-il s’attendre à une demande augmentant modérément mais avec des fluctuations, faut-il s’attendre à une production plus chère malgré la contribution des pays non-OPEP+, faut-il s’attendre à un choc entraînant des fluctuations significatives sur les prix ? Les incertitudes persistent sur le prix du pétrole, liées aux équilibres internationaux, à la volonté chinoise d’augmenter significativement ses stocks, à l’aggravation de la situation internationale autant qu’aux enjeux pour les différents acteurs, et aux ressources mobilisables.

Gaz

Le gaz est également un révélateur des enjeux. Le marché et les mouvements de quantités évoluent en fonction des atouts détenus ou non. Les bénéficiaires pourraient être le Qatar et l’Australie, cette dernière hésitant à exporter plus afin de favoriser l’augmentation de sa consommation nationale. Sans oublier la Malaisie et le Mozambique.

La position majeure des Etats-Unis est et va être confortée malgré les inquiétudes des compagnies gazières dues aux taxes et à la possible opposition du Président à l’utilisation de méthaniers chinois ou fabriqués en Chine. A noter qu’aux Etats-Unis, la demande d’électricité augmente notamment du fait de la multiplication des centres de calcul et de stockage des données, ce qui conduit à construire de nouvelles centrales à gaz, et de nouveaux projets d’extraction voient le jour, ainsi que de nouveaux terminaux de liquéfaction pour l’exportation, par exemple vers l’Inde, dont la capacité pourrait doubler d’ici 2030 si leur rentabilité est assurée. A noter que plusieurs projets de centrales à cycle combiné au Texas sont au moins différés du fait de l’anticipation du coût complet du MWh électrique et du besoin en réseau électrique. La gestion des contradictions est un art difficile : il faut en même temps de nouveaux investissements, il faut qu’ils soient rentables, et il faut maîtriser l’inflation.

Pour ce qui concerne l’UE, l’avenir est incertain. Il s’agit maintenant de mettre fin aux importations de gaz russe qui ont été massives en 2024, alors que le transit via l’Ukraine est terminé et que la capacité du transit par la Turquie est insuffisante pour répondre à la demande ; de fait, la Hongrie et l’Autriche restent les principaux importateurs de gaz russe. La reconstitution des stocks en prévision de l’hiver 2025-2026 est maintenant d’actualité (les importations de GNL pour le dernier hiver ont été d’environ 100 milliards €), alors que le monde est incertain (cf. plus haut) et que la demande en Asie intensifie la compétition entre acheteurs. Les importations en provenance de Norvège devraient augmenter, à l’image du Royaume-Uni qui envisage qu’elles représentent 50% de ses besoins avant 2030. Les Etats-Unis sont le principal fournisseur de gaz à l’UE (45% en 2024) suivi par le Qatar ; les enjeux associés apparaissent immédiatement : le prix du GNL américain transporté vers les ports de mer du Nord et de Grèce, la négociation commerciale initiée par le Président Trump entre les Etats-Unis et l’UE, le prix du GNL qatari alors que le Qatar veut ne pas être pénalisé par le prix du CO₂. A noter que des voix se font encore entendre pour mettre en service North Steam 2 avec peut-être un financement en partie américain. Le prix du gaz va probablement augmenter avec un impact sur le prix de l’électricité, et un renforcement des contraintes sur la compétitivité de l’industrie ; le marché de l’électricité et ses règles devraient être de nouveau un sujet majeur : on retrouve les recommandations du rapport Draghi ; et l’on entend une pression des pays d’Europe du Nord pour des prix de l’électricité par zones, ce qui  n’est pas nécessairement le meilleur moyen de contribuer à une politique industrielle européenne ou à l’intérêt général.

Charbon

Rien de nouveau pour ce qui concerne le charbon : la demande semble stagner ou baisser, susceptible d’entraîner une baisse des prix. La Chine entend réduire la production d’électricité dans des centrales à charbon, mais la construction de nouvelles centrales reste au plus haut, ce qui handicape l’atteinte des objectifs de réduction des émissions de CO₂. L’Inde, au contraire, va vers une augmentation de l’extraction pour alimenter des centrales électriques.

Le captage et le stockage du carbone sont de nouveau évoqués : un premier projet pourrait voir le jour au Royaume-Uni, mais rien n’est beaucoup plus sûr que l’enthousiasme sans résultat qui s’y était manifesté il y a une vingtaine d’années. Quant aux Etats-Unis, il n’en est pas question, alors que les centrales charbon sont maintenues en exploitation ; les subventions du DOE baissent, et le prix sur le marché du CO₂ est trop bas pour être incitatif.

Maîtrise du changement climatique et marché du CO₂

Les émissions de gaz à effet de serre évoluent peu ces dernières années. On attend toujours une réaction opérationnelle de l’UE à la sortie des Etats-Unis des accords internationaux, ainsi qu’un possible changement des règles afin de les simplifier pour les entreprises. Et l’abrogation du Clean Air Act pour les centrales électriques semble en préparation aux Etats-Unis.

Le nucléaire

L’électricité est le vecteur énergétique de demain ; la demande liée aux data centers et à l’air conditionné se compte en centaines de TWh. Et il ne faut oublier ni l’industrie ni la mobilité électrique. Plus que jamais, le prix de l’électricité est un sujet majeur notamment en Europe : l’Allemagne souhaite une subvention européenne pour soutenir les électro-intensifs ; le Royaume-Uni s’inquiète de l’impact du prix de l’électricité quadruple de ce qu’il est aux Etats-Unis et supérieur de près de 50% par rapport à l’Allemagne, et il étudie le régionalisation de ce prix, bien que cela remettrait en cause l’unité de sa politique de l’énergie et pourrait constituer un obstacle au développement massif de l’éolien à moins d’instituer des taxes spécifiques pour soutenir les investissements.

Le nucléaire doit prendre toute sa place, et, de plus en plus, les études et les déclarations portent sur les enjeux et les efforts à faire sur tous les maillons de la chaîne de valeur, de la ressource en uranium au MWh.

Le développement du nucléaire dans le monde fait l’objet d’annonces (Suède, Bulgarie) et de prises de position favorables (Belgique, Danemark, Italie, peut-être l’Allemagne). Certaines se concrétisent, notamment pour ce qui concerne les SMR : discussions sur le choix des technologies, préparation des licences. Un premier SMR devrait être opérationnel en 2030 au Canada, et plusieurs pourraient être construits en Russie. Au Royaume-Uni, l’horizon se dégage pour les 2 EPR de Sizewell C après la décision du gouvernement d’apporter 14 millions £ soit 17 milliards €, et les équipementiers britanniques visent une position majeure pour les SMR. Les projets avancent en Pologne pour un montant de 14 milliards $, avec la fourniture de réacteurs par les Etats-Unis et le soutien de l’US Export Bank. Plusieurs pays émergeants (l’Inde, le Brésil pour des SMR russes) et les Etats baltes ont accentué leur intérêt.

La Chine a décidé la construction de 11 nouveaux réacteurs répartis sur cinq sites, leur construction devrait durer 5 ans ; elle vise une capacité de 110 GW en 2030. La Corée du Sud a commencé la construction d’un nouvel APR1400.

Aux Etats-Unis, l’importance du nucléaire est confirmée avec l’objectif de leadership mondial, d’où l’effort à faire en R&D pour les SMR et les AMR sous la responsabilité du DOE et du DOD, ainsi que pour la fabrication du combustible, le renforcement de l’industrie, la baisse des coûts, et la maîtrise à retrouver sur toute la filière, voire une réforme de la NRC pour en simplifier les règles ; les discussions s’intensifient avec les pays intéressés. L’objectif de tripler le parc de production pour disposer de 300 GW en 2050 est confirmé : allongement généralisé de la durée de fonctionnement des réacteurs en service aujourd’hui à 80 ans, construction de 60 GW sur des sites de centrales à charbon. Cela nécessite pour les Etats-Unis de disposer d’uranium et de capacités d’enrichissement pour s’affranchir de la Russie. Certaines déclarations récentes évoquent 400 GW, ainsi qu’une quinzaine de sites pour alimenter les installations nécessaires à l’intelligence artificielle et à la gestion des données. Et cela nécessite de disposer du financement nécessaire, d’où la possibilité de subventions.

Il est clair que la compétition entre les fournisseurs de réacteurs qui s’intensifie va durer ; ainsi Westinghouse pourrait tirer parti d’une commande de 10 réacteurs rien qu’aux Etats-Unis.

De ce qui précède, on peut déduire la nécessité de disposer des quantités d’uranium suffisantes ainsi que du cadre réglementaire et de modalités de financement adaptés :

• L’Agence de l’énergie nucléaire et l’AIEA préconisent l’intensification de l’exploration et des investissements sur toute la chaîne du combustible afin de pouvoir satisfaire la demande d’uranium aux horizons 2050 et 2080.
• La production d’uranium a augmenté fortement au Canada en 2024 et devrait encore augmenter pendant la prochaine décennie ; le prix de l’uranium a doublé depuis 10 ans et va encore augmenter ; le Kazakhstan reste le principal producteur de minerai avec près de 40% de la production mondiale ; le débat pour reprendre l’extraction est ouvert en Suède ; la Chine manifeste un intérêt grandissant pour la Namibie.
• D’une façon générale, le financement est clé pour toute la chaîne de valeur ; baisser les coûts et réduire la durée de construction sont des enjeux majeurs, ce qui nécessite une vision de long terme sur la politique énergétique des pays intéressés, une visibilité suffisante pour les acteurs industriels et financiers, et une réglementation toujours rigoureuse et surtout stabilisée. Dans ce cadre, il convient de noter le retour de la Banque mondiale pour le soutien au nucléaire.

Vers la transition énergétique : poursuite de la montée des enjeux internationaux

L’augmentation de la demande en électricité est générale dans le monde. La Chine et l’Inde pourraient en être les principaux bénéficiaires en particulier pour les équipements photovoltaïques. Le blackout en Espagne et au Portugal a fait prendre conscience des conséquences possibles d’un développement trop massif des renouvelables intermittentes ainsi que de l’importance de disposer d’un backup et d’un réseau de transport bien dimensionnés ; peut-être indirectement, une réflexion plus large a émergé : articulation de l’industrie du PV avec celle des batteries, bonne combinaison de la production intermittente et du stockage, en particulier dans les pays émergents ; là aussi, la Chine pourrait en être bénéficiaire, d’autant plus que la fabrication de batteries en UE n’est pas à la hauteur des annonces faites peut-être faute de capitaux disponibles ; ce qui pourrait conduire à développer des partenariats avec la Chine.

A noter la possible réalisation d’accords en Asie (Chine, Laos, …) sur le développement des renouvelables avec la perspective d’un marché intégré.

A noter également les orientations de la Chine sur la mobilité électrique : production de petites voitures électriques moins chères pour le Japon et l’UE, exportation de composants aux fabricants européens de VE, développement de la production de camions électriques, … Cela pourrait conduire à une concentration de l’industrie de la mobilité électrique en Chine, afin de mieux intégrer les sous-traitants dont certains sont en difficulté financière. En même temps, la Corée du Sud pourrait s’avérer un concurrent redoutable de la Chine pour les batteries.

Aux Etats-Unis, les décisions suivent les annonces du Président : opposition aux orientations de la Californie sur la mobilité électrique, assèchement des crédits et des subventions de l’IRA pour les renouvelables et la mobilité électrique et pour les industries associées. Et, comme signalé plus haut, la production d’électricité à base de fossiles conserve sa place.

Au Royaume-Uni, le développement des renouvelables intermittentes est toujours à l’ordre du jour : doubler voire tripler d’ici 2030 les capacités éoliennes (pour atteindre environ 50 GW) et photovoltaïques, disposer du réseau électrique cohérent avec les sites de production reste un défi : les investissements de réseau devraient atteindre 77 milliards de £ entre 2026 et 2031, soit le double des investissements réalisés entre 2015 et aujourd’hui ; la conséquence prévisible en est une augmentation du prix de l’électricité et il n’est pas évident que la tarification régionale qui est envisagée soit la bonne solution. Mais des doutes subsistent sur l’atteinte de la cible du fait de l’augmentation des coûts et des goulets d’étranglement.

Pour ce qui concerne l’UE, le blackout en Espagne et au Portugal a été un choc : ce que l’on sait aujourd’hui, c’est que la production renouvelable intermittente non pilotable était massive, de l’ordre de 70%, alors que les experts considèrent qu’elle ne devrait pas dépasser 40% ; il en est résulté l’instabilité de la fréquence : le manque de capacités de secours en fonctionnement et d’interconnections a entraîné le déclenchement des équipements de sécurité du système électrique. On attend encore la précision sur le fait déclencheur initial. Cela va-t-il conduire à un examen des orientations européennes, voire à remettre en cause le Green deal tel qu’il est conçu ? Il semble que les discussions sont vives au sein de la Commission, qui par ailleurs n’est pas unanime sur les aides au renouvelables. A suivre !

Terres rares et matières premières

Annonces, prises de position et négociations se poursuivent :

• Négociation entre les Etats-Unis et la Chine qui semble avoir abouti après les annonces sur la taxation des échanges et une possible baisse des exportations de produits raffinés en Chine.
• La Chine entend réviser sa politique d’exportation pour favoriser l’UE, peut-être dans le cadre d’une redéfinition plus large incluant les véhicules électriques.
• Mise en exploitation des ressources de lithium aux Etats-Unis sous réserve de rentabilité.
• Augmentation possible des activités d’extraction de minéraux au Canada, pour contrer les velléités des Etats-Unis.
• Accélération de la recherche de gisements par les Etats-Unis en RDC, avec la perspective d’un accord plus large portant notamment sur le développement des infrastructures.
• Accord entre les Etats-Unis et le Royaume-Uni sur une gestion partagée des minéraux.
• Projets de l’Inde en Amérique latine pour exploiter le lithium et le cuivre.
• Annonces de l’Arabie, du Qatar et des Emirats portant sur le développement local des activités d’extraction et de raffinage, ainsi que sur le financement de ces mêmes activités dans le monde. Les opportunités sur le marché des Etats-Unis leur semblent particulièrement intéressantes.

Et, pour mémoire :

• L’exploitation des terres rares en Ukraine.
• La place prépondérante prise de l’Indonésie sur l’extraction du nickel (60% du marché en 2024), largement soutenue par la Chine en technologie et en financement.
• Les perspectives de développement de l’extraction du cuivre au Pakistan.
• La permanence de la présence de la Chine en Afrique, et elle envisage maintenant près de 60 milliards de $ d’investissements dans une vingtaine de pays émergents, probablement sous forme de partenariats public-privé en dehors du cadre des « Routes de la soie », et elle augmente les subventions pour exploiter son sous-sol.
• Les projets d’exploitation des minéraux rares du fond des mers.

Hydrogène

Les perspectives semblent se réduire faute de développement du marché sauf peut-être en Asie. Les subventions pour l’hydrogène « bas carbone » sont coupées aux Etats-Unis. Les compagnies européennes et nord-américaines portant des projets d’hydrogène « propre » peinent à se financer vus le coût des maillons de la chaîne hydrogène (électrolyseurs, piles à combustible, réseau de transport).