Energies : les dernières nouvelles de demain

Ces deux derniers mois ont été particulièrement riches pour ce qui concerne l’énergie, avec une amplification des tendances lourdes déjà à l’œuvre et, en même temps, une profusion de décisions liées aux enjeux à court terme comme aux orientations à plus long terme. Si des contradictions sont susceptibles d’apparaître, il n’en demeure pas moins que les tensions géopolitiques dans le monde restent un facteur majeur : la recherche de la souveraineté énergétique au cœur des préoccupations de nombreux pays, et l’utilisation de l’énergie comme levier d’action dans la compétition mondiale sont plus que jamais d’actualité.

La guerre entre Israël et l’Iran semble n’avoir pas entraîné de rupture majeure avec les tendances à l’œuvre. La poursuite de la guerre entre l’Ukraine et la Russie conduit à l’annonce de sanctions nouvelles visant à limiter les exportations russes de gaz et de pétrole, notamment quand elles bénéficient de la possibilité de transit par des pays intermédiaires qui n’entendent pas changer de posture ; qu’en sera-t-il de l’impact réel des annonces des Etats-Unis ? Et rappelons quelques risques toujours d’actualité : atteinte aux installations de raffinage, atteinte aux gisements de gaz naturel de la Méditerranée orientale qui alimentent notamment Israël, l’Egypte et la Jordanie, tension sur le détroit d’Ormuz par où passe un cinquième du pétrole mondial destiné en particulier à la Chine et à l’Asie, augmentation massive des primes d’assurance pour les flottes de navires pétroliers et méthaniers.

La négociation commerciale entre les Etats-Unis et l’Union européenne a pour conséquence un accroissement massif de la dépendance européenne, mais soulève néanmoins quelques questions : selon les données disponibles, les exportations énergétiques des Etats-Unis ont été en 2024 d’environ 330 milliards $, dont 80 milliards en direction de l’UE, principalement gaz naturel liquéfié ; l’UE a accepté d’importer pour 750 milliards $ sur 3 ans soit 250 milliards par an ; il en résulte quelques questions de fond : les Etats-Unis qui exportaient donc en dehors de l’UE pour 250 milliards $ en 2024 vont-ils pouvoir augmenter leur production de façon massive pour satisfaire l’ensemble de leurs marchés ? l’OPEP+ et les pays non-OPEP+ vont-ils y voir une opportunité à saisir rapidement ? comment vont réagir les fournisseurs « traditionnels » de l’UE ? comment comprendre l’inclusion du nucléaire dans les décisions des Etats-Unis ?

Une fois de plus, intérêts à court terme et enjeux à long terme s’entrechoquent sans que l’on puisse dire si une forme de cohérence est susceptible d’émerger, sachant 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. Cela est particulièrement vrai pour la France, où la PPE n’est toujours pas adoptée.

Pétrole, gaz, et fossiles

Pétrole

Le prix du pétrole semble se maintenir dans la zone 65 à 70 $ le baril, confirmant les fluctuations anticipées par plusieurs experts. Il convient de noter le ralentissement de la demande liée à la situation économique dans le monde et à l’impact de la transition énergétique. Ainsi, l’AIE constate ce ralentissement dans plusieurs grands pays d’Asie et envisage que le pic de la demande en Chine sera atteint en 2027 ; la demande augmenterait aux Etats-Unis et en Inde mais baisserait en UE ; reste l’impact possible d’un prix bas dans la durée et reste l’enjeu majeur de la sécurité d’approvisionnement ; et demeure le potentiel que constituent les ressources dans plusieurs pays d’Afrique, en tenant compte toutefois des réticences des investisseurs.

Il convient ici de noter l’impact des décisions de l’OPEP+ et la difficile gestion du dilemme prix/quantités : la production va augmenter de 550000 barils/jour dans les prochaines semaines, conduisant à un risque de surproduction quand la demande mondiale est de l’ordre de 105,5 millions de barils/jour, donc à un prix soit stable soit en légère baisse ; cela ne se fait pas sans tensions au sein du cartel dont les membres souhaitent préserver leurs parts de marché, ni sans mettre en cause la mise en exploitation de nouveaux gisements faute de rentabilité pour les investisseurs. Pour le moment, la gestion de ces contradictions semble fonctionner, mais on peut se demander comment évoluera l’Arabie si la baisse des prix a un impact négatif sur les ressources qu’elle entend dégager pour la diversification et le développement de son économie, et quel sera l’effet du retour des majors en Libye.

On peut de plus se demander quel sera l’impact de ces orientations sur les Etats-Unis et sur la relation politique entre les Etats-Unis et l’Arabie qui y investit massivement. Rappelons que les producteurs américains souhaitent un prix du pétrole plus élevé, de l’ordre de 70 à 75$ le baril pour pouvoir poursuivre leurs investissements et rappelons que le pétrole est un des éléments de la négociation sur les taxes à l’importation, notamment avec les BRICS. A noter que les acteurs du pétrole non conventionnel s’efforcent de tirer parti des avancées dans l’efficacité des forages, tout en maîtrisant les dépenses et en limitant les investissements. 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.

Pour résumer, le risque de surproduction est réel, comme l’enjeu du prix d’équilibre (60 ou 70$ le baril) ; ce qui limiterait les capacités d’investissement pour un temps et conduirait les pays importateurs à faire évoluer les quantités en provenance de leurs différents fournisseurs. Et cela largement surdéterminé par les conséquences de la guerre au Proche-Orient et par les décisions concernant la Russie. La constitution de stocks stratégiques en Chine peut-elle être un amortisseur de possibles fluctuations ? Et quelle sera la place des carburants de synthèse dont le coût ne semble pas diminuer aussi vite qu’attendu ? Le pilotage va être de plus en plus délicat pour tous les acteurs.

Gaz

Le gaz est également un révélateur des enjeux. D’une façon générale, le prix du gaz est sur une tendance à la hausse, et la demande est tirée en grande partie par la production d’électricité dans des centrales à cycle combiné notamment en Asie et aux Etats-Unis. Le marché et les mouvements de quantités évoluent en fonction des atouts détenus ou non. Les bénéficiaires pourraient être le Qatar, les Emirats et l’Australie. A noter une augmentation significative de la production du Léviathan pour répondre à la demande de l’Egypte. A noter la volonté de la Chine de développer sa consommation, en s’approvisionnant peut-être davantage dans le cadre de la BRI. A noter enfin que le Canada vise à développer massivement sa production pour sa consommation intérieure et pour les exportations et à faire durablement du gaz un atout dans ses relations conflictuelles avec les Etats-Unis en devenant le deuxième exportateur mondial à l’horizon 2050, notamment en direction de l’Asie et particulièrement du Japon.

Aux Etats-Unis, la demande augmente du fait de la demande d’électricité due à la multiplication des centres de calcul et de stockage des données ; les projets d’extraction sont nombreux, mais les projets en Alaska pour l’exportation au Japon et en Corée du Sud sont abandonnés pour le moment car trop chers. La position majeure des Etats-Unis est 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. Les projets d’exportation dynamisent le secteur, que ce soit vers l’Inde ou vers l’UE

Pour ce qui concerne l’UE, l’avenir est maintenant pour partie inscrit dans le cadre de l’accord commercial avec les Etats-Unis (cf. plus haut), qui étaient déjà le principal fournisseur de gaz à l’UE (45% en 2024). La fin des importations de gaz russe qui ont été massives en 2024 est maintenant à un horizon rapproché (fin du transit via l’Ukraine, capacité insuffisante pour transiter par la Turquie), la Hongrie et l’Autriche restent les principaux importateurs de gaz russe ; à noter que la remise en état de North Stream 1 n’est plus d’actualité en Allemagne après le débat au sein du gouvernement. La reconstitution des stocks en prévision de l’hiver 2025-2026 a commencé (100 milliards € en 2024), alors que le monde est incertain et la compétition entre acheteurs intense. La Norvège et le Qatar restent des sources majeures pour l’UE, encore faut-il voir quel impact aura l’accord signé avec les Etats-Unis, d’autant plus que les prix sont à la hausse, que ce soit pour le GNL américain ou pour celui du Qatar qui ne veut ne pas être pénalisé par le prix du CO₂. Le prix du gaz va probablement avoir un impact sur le prix de l’électricité, et donc renforcer les contraintes sur la compétitivité de l’industrie ; une fois de plus, le marché de l’électricité et ses règles sont un sujet majeur : qu’en est-il des recommandations du rapport Draghi ?

Charbon

Rien de nouveau pour ce qui concerne le charbon : la demande semble stagner ou baisser, susceptible d’entraîner une baisse des prix. La production d’électricité avec des centrales à charbon reste croissante malgré les annonces concernant la réduction des émissions de CO₂, et de nouvelles mines sont ouvertes ; 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, de son côté, va vers une augmentation de l’extraction pour alimenter des centrales électriques et la demande de l’Indonésie est en augmentation. Selon l’AIE, la consommation de charbon devrait se stabiliser au niveau élevé atteint aujourd’hui du fait de l’augmentation en Asie et aux Etats-Unis, malgré la sortie du charbon de quelques pays comme l’Irlande.

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 sont là plus que jamais. 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 en UE afin de les simplifier pour les entreprises (on évoque la suppression de taxes pour la sidérurgie et la métallurgie). La préparation de la COP30 est maintenant entrée dans sa phase finale, alors que les émissions de CO₂ augmentent, notamment dans plusieurs Etats membres de l’UE et dans les grands pays d’Asie, et que financiers et banquiers manifestent leur inquiétude du fait des conséquences des effets du changement climatique (sécheresses, inondations) sur le PNB. Une convergence pourrait émerger entre les recommandations de l’UE et celles de la Chine, sans que l’on puisse en être sûr aujourd’hui ; les discussions se poursuivent sur les technologies ad hoc, sur le coût des actions et leur financement, ainsi que sur la crédibilité de la réduction de 1,5°C.

L’électricité et le nucléaire

L’électricité est le vecteur énergétique de demain ; la demande liée aux data centers, à l’IA 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 et il convient de se souvenir du rapport Draghi qui mentionne de façon sous-jacente et de façon explicite la nécessité de s’intéresser au coût complet du MWh qui se concrétise par le prix payé par le consommateur ; selon certains experts, le moment est venu de réfléchir au devenir du marché européen de l’électricité pour intégrer, dans un souci d’optimisation, toutes les composantes du coût, y compris le réseau et le backup des renouvelables intermittentes, et le développement de la production dans la longue durée pour satisfaire la demande ; et ne pas négliger l’impact des subventions aux renouvelables intermittentes ou les taxes. La compétitivité européenne est l’enjeu majeur, l’anticipation et la visibilité sont indispensables.

Des mesures seulement partielles sont décidées dans plusieurs pays européens, par exemple :

• Royaume-Uni : abandon du projet de câble (3800 km) Maroc-Royaume-Uni ; abandon de la tarification zonale ; maintien des ambitions pour l’éolien (16 GW en service sur une cible de l’ordre de 50 GW) avec un prix garanti par le gouvernement, développement du réseau pour intégrer la production éolienne maritime en particulier écossaise (24 milliards £ ont été décidés pour développer le réseau dans le cadre des 80 milliards £ approuvés pour 5 ans et qui seront répercutés sur les prix) ; possible remise sur les prix aux industriels pour relever le défi des concurrences française et allemande ; montée de l’intérêt pour le stockage en réseau de la production renouvelable intermittente, malgré l’incertitude de sa pertinence économique.
• Allemagne : proposition d’une subvention européenne pour soutenir les électro-intensifs ; abandon du projet de réduction des taxes sur l’électricité du fait des contraintes budgétaires.
• Pays-Bas : montée de l’intérêt pour l’effacement faute de réseau à la bonne dimension malgré le prix élevée du MWh.

Il en est de même aux Etats-Unis : la demande devrait augmenter de 25% en 2030 et de plus de 50% en 2050 par rapport à 2023 ; les besoins de financement sont massifs (ainsi besoin de 22 milliards $ (production et réseau) pour alimenter les centres de données et l’IA), ce qui ouvre une réflexion sur l’organisation du marché, sur le prix car tous les consommateurs devront contribuer, et sur le développement de contrats à long terme, et tout cela en fonction de la régulation propre à chaque Etat.

Nucléaire

Le nucléaire doit prendre toute sa place ; études et 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.

Et les annonces sont de plus en plus nombreuses : sortie de la sortie du nucléaire en Belgique et développement de la coopération avec la France, manifestation d’intérêt de la Grèce et des Etats baltes, projets de SMR en Finlande, annonces en Suède (SMR) et en Bulgarie, lancement des études concrètes en Pologne (14 milliards $, avec la fourniture de réacteurs par les Etats-Unis et le soutien de l’US Export Bank) avec 2036 comme objectif pour une première mise en service ; l’UE considère possible un parc de 110 GW en 2050 mais des doutes persistent sur l’allongement de la durée de vie opérationnelle à 60 ans et plus ; retour du débat sur l’intérêt du nucléaire au Japon qui pourrait s’orienter vers des SMR ; montée de l’intérêt du nucléaire dans plusieurs pays africains ; annonce de l’Inde : objectif de 22 GW en 2030 ; la Chine vise une capacité de 110 GW en 2030 et a décidé la construction de 11 nouveaux réacteurs répartis sur cinq sites ; la Corée du Sud a commencé la construction d’un nouvel APR1400 et entend se positionner sur les projets décidés dans le monde, en particulier en UE.

Les SMR sont maintenant bien présents dans les débats : 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 et aux Etats-Unis.

Au Royaume-Uni, l’horizon est dégagé pour les 2 EPR de Sizewell C : décision du gouvernement d’apporter 14 milliards £ soit 17 milliards € (47,5%), apport de Centrica (15%), de Brookfield (25%) et d’EDF (12,5%) ; par ailleurs un apport de private equity est décidé pour HPC2.

Aux Etats-Unis, l’importance du nucléaire est confirmée avec l’objectif de leadership mondial sur toute la filière, d’où l’effort pour retrouver la maîtrise de tous les maillons et l’effort à faire en R&D pour les SMR et les AMR sous la responsabilité du DOE et du DOD. Il s’agit de tripler le parc de production pour disposer de 300 GW en 2050, voire, pour certains, de 400 GW : allongement généralisé à 80 ans de la durée de fonctionnement des réacteurs en service aujourd’hui, construction de 60 GW sur des sites de centrales à charbon, et rapprochement des acteurs du numérique et du nucléaire pour disposer du financement afin d’alimenter les installations de l’IA. Cela nécessite pour les Etats-Unis de disposer d’uranium et de capacités d’enrichissement pour s’affranchir de la Russie. 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, mais des doutes se manifestent sur sa capacité à faire, ouvrant peut-être le marché à des réacteurs CANDU ; à noter la volonté de la Corée du Sud de se positionner sur les projets décidés dans le monde, en particulier en UE. Et il convient de rappeler que la Russie propose des projets pour répondre aux attentes par exemple en Afrique, en Turquie, au Viet Nam, projets proposés avec le financement comme cela a été confirmé par le dernier Forum économique de Saint-Pétersbourg.

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 stable. Dans ce cadre, il convient de noter le retour de la Banque mondiale pour le soutien au nucléaire. Et il convient également de noter que l’ONU privilégie les renouvelables.

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

La Chine et l’Inde pourraient être les principaux bénéficiaires de l’augmentation de la demande d’électricité, en particulier pour les équipements photovoltaïques ; la Pologne et l’Arabie envisagent un développement significatif du photovoltaïque. Le blackout en Espagne et au Portugal a fait prendre conscience 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 ; la Chine pourrait en être le 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 et, de plus, la présence des industriels chinois est réelle dans les investissements en cours aussi bien pour la production que le recyclage.

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, notamment si les Etats-Unis décident de limiter la part chinoise sur leur marché tout en développant des technologies permettant la charge rapide et l’augmentation de la puissance.

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 pour les renouvelables et la mobilité électrique, et pour les industries associées, arrêt du développement de l’éolien maritime sur la côte Est, soutien financier en particulier pour le CCUS et le nucléaire. Et, comme signalé plus haut, la production d’électricité à base de fossiles conserve sa place. En conséquence, l’augmentation du coût de l’électricité pour les ménages et l’augmentation des émissions de gaz à effet de serre devraient être rapidement visibles.

Terres rares et matières premières

Annonces, prises de position et négociations se poursuivent :

• La négociation entre les Etats-Unis et la Chine semble avoir abouti après les annonces sur la taxation des échanges.
• Les terres rares sont désormais des objets de sécurité nationale aux Etats-Unis : mise en exploitation des ressources de lithium, 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, et peut-être négociation entre Etats-Unis et Pakistan.
• La Chine révise sa politique d’exportation notamment pour les produits raffinés, et envisage un contingentement pour l’accès des compagnies étrangères aux ressources.
• Hausse du prix du cuivre et renforcement de la maîtrise du raffinage par la Chine.
• Augmentation possible des activités d’extraction de minéraux au Canada.
• 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, et sur leur financement dans le monde.
• L’UE entend constituer des stocks de métaux et de terres rares pour faire face aux risques géopolitiques, ce qui peut offrir un champ de développement à l’industrie française si les compétences historiques sont toujours présentes ou peuvent être reconstituées.

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, et certains fabricants d’automobile renoncent au véhicule hydrogène.