Énergie : les dernières nouvelles de demain

D’une façon générale, les tensions et les attentes diverses conduisent à de multiples questions : comment va évoluer la situation au Proche-Orient ? quels vont être les impacts des décisions du Président Trump quand il aura pris ses fonctions, que ce soit sur la guerre entre la Russie et l’Ukraine ou sur l’évolution des taxes ? qu’en est-il des effets de la COP 29 ? Et l’énergie est au cœur de l’imbrication des enjeux, et les incertitudes s’accumulent.

L’Asie du Sud-Est voit monter les tensions qui portent en particulier sur la sécurité énergétique et le financement des équipements à mettre en place. La région est sensible aux prix du pétrole et du gaz alors que les subventions sont nécessaires et augmentent et que l’avenir reste incertain du fait des tensions internationales : la région dépend presque aux deux tiers du Proche-Orient pour sa consommation de pétrole et les fossiles représentent 80% de son bilan énergétique ; et la demande d’électricité augmente de 4% par an, satisfaite par les fossiles et de façon croissante par les renouvelables. Agir à la fois sur la maîtrise de la demande et sur l’augmentation de l’offre en visant la décarbonation de la production d’électricité est un impératif dont la satisfaction conduit à des besoins d’investissement.

Pour ce qui concerne l’UE, on attend avec impatience les orientations pratiques à décider par les institutions et qui devraient prendre en compte les propositions du rapport Draghi : réduire le prix élevé de l’énergie qui constitue un handicap pour la compétitivité, réduire le prix de l’électricité qui est 3 fois plus chère qu’en Chine et aux Etats-Unis, développer l’industrialisation des technologies pour la transition alors qu’elles sont maîtrisées en UE, réduire la fragmentation du marché du gaz pour en réduire la volatilité du prix, adapter les  « règles du jeu » pour tenir compte du coût complet de l’énergie et, en particulier, de l’électricité pour le consommateur final, afin de favoriser le développement industriel.

Pétrole, gaz, et fossiles

Pétrole

Après avoir été pendant plusieurs mois dans la zone de 80$ le baril, il semble que ce prix s’établit entre 70 et 75$. Finalement, après en avoir reporté la date, l’OPEP+ a tenu la réunion prévue pour définir ses orientations pour les prochains mois : une baisse de la production de 800000 barils par jour est actée, afin de soutenir les prix qui avaient baissé d’environ 10% depuis le mois de juin ; cela résulte d’une convergence entre l’Arabie saoudite et la Russie, par ailleurs attentifs à la montée de la production au Kazakhstan. Selon l’Agence Internationale de l’Energie, cette baisse de production peut être compensée par l’activité des pays producteurs non-membres de l’OPEP+.

Reste à savoir que la demande de la Chine reste relativement stable à une niveau plus bas qu’envisagé il y a quelques mois. Reste à savoir les aspects pratiques de la position des Etats-Unis quand le Président Trump aura pris ses fonctions : quel est le sens de « l’Energy dominance » des Etats-Unis qu’il a mentionnée à plusieurs reprises et jusqu’où ira le renforcement des pressions sur le Venezuela ?  Et comment va évoluer le Proche-Orient, notamment l’Arabie qui développe ses relations avec la Chine tout en préservant sa relation avec les Etats-Unis dans le jeu géopolitique ? A noter que les Etats-Unis ont largement reconstitué leurs stocks et qu’ils bénéficient de leurs ressources en pétrole non conventionnel tout en s’interrogeant sur la nécessité de nouvelles licences de production. Et il faut s’attendre à une reprise des explorations en eau profonde par les compagnies américaines. Enfin, sachant que les Etats-Unis importent environ un quart de leur brut importé du Canada, là aussi les projets du Président élu d’augmenter la taxation des importations sont à suivre, notamment pour leur impact sur le prix de l’essence.

Pour ce qui concerne l’UE, le prix du pétrole reste bien entendu un facteur important pour sa compétitivité ; et, en termes de quantités, il semble que la contribution de la Norvège est là pour la satisfaire ; il faut toutefois tenir compte de ce que la production des gisements de Mer du Nord pourrait être divisée par 2 d’ici 2030 du fait de la baisse de rendement des gisements en exploitation et de la réluctance des investisseurs liée à l’annonce de l’augmentation des taxes.

Plus que jamais, le prix du pétrole est largement un prix politique et les incertitudes persistantes restent liées aux équilibres internationaux et à l’aggravation de la situation internationale autant qu’aux enjeux pour les différents acteurs, et aux ressources mobilisables : va-t-on revenir à un prix aux environs de 80$ le baril, va-t-on vers un nouvel équilibre autour de 70$ le baril, va-t-on vers une augmentation significative, ou, au contraire, les perspectives de baisse des primes de risque pour les investisseurs vont-elles contribuer à ce nouvel équilibre ?

Gaz

La demande et la production restent quasiment stables. La demande chinoise reste également stable, augmentant légèrement du fait de la production d’électricité afin de réduire les émissions de gaz à effet de serre mais freinée par l’activité qui reste terne. La demande pourrait être satisfaite par la mise en exploitation de gisements en Malaisie, sachant que d’autres perspectives existent notamment en Afrique, et sachant que le Proche-Orient reste un fournisseur de premier plan ; enfin, il convient de noter la mise en service d’un nouveau gazoduc transportant du gaz russe.

Pour ce qui concerne l’UE, un optimisme modéré reste d’actualité mais l’avenir est incertain : l’approvisionnement en gaz russe ne devrait pas reprendre, mais les stocks, pleins à plus de 90%, sont suffisants pour l’hiver 2024-2025. La situation est plus tendue pour le Royaume-Uni, d’autant plus que le développement massif des renouvelables intermittentes qui est un des objectifs majeurs du gouvernement va nécessite la construction de centrales à gaz pour le back-up ; de plus, les capacités de stockage et le réseau sont insuffisants. Une situation similaire peut apparaître dans l’UE du fait, là aussi, du besoin en back-up pour compenser l’intermittence des renouvelables ; cela pourrait concerner notamment l’Allemagne.

Par ailleurs, on peut s’interroger sur l’impact de la prise de fonction du Président Trump : les pays d’Europe (à l’exception peut-être de la Hongrie et de l’Autriche du fait des contrats en cours avec la Russie signés par les compagnies privées) sont maintenant dépendants de l’approvisionnement en gaz des Etats-Unis, alors qu’on s’attend à une négociation difficile sur les taxes d’importation ; va-t-on vers un accord portant à la fois sur le gaz et les taxes ? Sera-t-il possible de mobiliser d’autres sources géographique, la Norvège, le Qatar, … rien ne laisse penser que cela est sûr sauf-peut-être pour la Norvège. Il est donc probable que 2025 ne sera pas simple et que les prix vont augmenter, d’autant plus qu’il convient de commencer à penser à constituer les stocks pour l’hiver suivant, 2025-2026. Au-delà du seul prix du gaz, il y aura un impact sur le prix de l’électricité, ce qui risque d’augmenter les contraintes sur la compétitivité de l’industrie. Et il convient de suivre le possible développement de la production de gaz non conventionnel en Argentine, qui prendra son essor à condition que les infrastructures nécessaires sont construites.

Charbon

Rien de nouveau pour ce qui concerne le charbon : la demande semble stagner ou baisser ; et il convient de noter la forte volonté chinoise de réduire la production d’électricité dans des centrales à charbon, les émissions de gaz à effet de serre y ayant augmenté de 20% entre 2010 et 2023 ; nucléaire et renouvelables se développent et vont se développer de façon persévérante pour poursuivre la réduction de ces émissions.

Marché du CO₂

Peu d’évolution à la suite des annonces des mois précédents : le rapprochement du Royaume-Uni avec le marché de l’UE reste complexe vus les défis à relever.

COP29

La COP 29 a acté que l’on n’est pas sur le chemin de -1,5°C et a constaté que si la part des fossiles dans le mix énergétique diminue progressivement, la demande des fossiles augmente en quantités (+15% depuis 2013) ; les fossiles pourraient encore représenter 50% de l’énergie primaire en 2050. Ce qui a conduit l’Agence Internationale de l’Energie à préconiser des politiques fortes notamment pour le stockage et le back-up des renouvelables intermittentes. Les besoins d’investissement sont considérables en Chine et dans les pays émergents, se pose donc la question du financement.

La Chine s’est exprimée fortement : développer les industries peu carbonées sans pour autant détruire ce qui existe et reste compétitif, continuer de développer les technologies propres incluant le nucléaire et la CSC, viser 20% d’énergie non fossile dans le mix de 2030 et atteindre la neutralité en 2060 grâce notamment à l’électricité. Et elle a insisté sur la valeur exemplaire de ces orientations pour les pays en développement.

La trajectoire des émissions ne conduit pas au respect des objectifs de l’accord de Paris ; les choix technologiques, le marché du carbone, les mesures d’adaptation et leur financement ont été au cœur des débats sans pour autant aboutir à des conclusions satisfaisant toutes les parties et avec un calendrier de déploiement.

Quelques conclusions :

• Le respect des engagements pris lors des COP précédentes pour soutenir les pays émergents, à hauteur de 100 milliards de $ par an et la demande de décuplement de cette aide, a abouti à un accord sur 300 milliards par an et cela au terme de difficiles négociations qui laissent présager un passage à l’acte plus que complexe.
• Le nécessaire développement des réseaux électriques et la mise en place de capacités de stockage (650 MW de batteries pour soutenir les renouvelables).
• La nécessité d’avancer sur la question du financement. Mais alors, comment financer la transition dans les pays émergents endettés, notamment en Afrique (la Banque mondiale rappelle qu’il y a toujours 600 millions d’Africains sans électricité) ? Comment accélérer la transition 
• Des actions spécifiques sont de la responsabilité des entreprises privées.

Le nucléaire

L’électricité est le vecteur énergétique de demain. 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 pour 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 dont certaines se concrétisent.

Les Etats-Unis confirment l’objectif de tripler le parc de production pour disposer de 300 GW en 2050 : 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, réouverture de TMI en 2028 quand bien même une opposition monte dans l’opinion. Cela nécessite pour les Etats-Unis de disposer d’uranium et de capacités d’enrichissement ; or le gouvernement fédéral a accentué les sanctions contre les entreprises qui travaillent avec la Russie, déclenchant une réaction russe de limitation des exportations vers les Etats-Unis (la Russie contrôle 40% des capacités mondiales d’enrichissement et fournit à ce jour plus du quart des besoins américains). Pour y remédier, des projets se mettent en place, par exemple dans l’Ohio, pour contribuer à la sécurité d’approvisionnement le plus vite possible, avant la fin de la décennie. Et il n’est pas exclu que les Etats-Unis, plus précisément des compagnies américaines, importent de l’uranium enrichi de Chine.

Dans ce contexte marqué par la réduction des exportations russes, plusieurs pays visent la relance de la conversion dont les usines hors la Russie sont dans trois pays : la France, le Canada, et les Etats-Unis. ORANO a reçu une enveloppe de 300 millions d’euros pour financer les projets sur la chaîne de production du combustible.

D’une façon générale, le développement des capacités de fabrication du combustible est à l’ordre du jour et le financement devra suivre.

Plusieurs pays envisagent ou construisent des réacteurs. La Chine a décidé la construction de 11 nouveaux réacteurs répartis sur cinq sites, leur construction devrait durer 5 ans. Les projets avancent en Pologne avec la fourniture de réacteurs par les Etats-Unis. Le débat est ouvert en Italie. Plusieurs pays émergeants ont exprimé leur intérêt pour le nucléaire à la COP29 (Salvador, Kazakhstan, Kenya, Nigeria, …). Il en est de même des états baltes.

Pour ce qui concerne, l’UE, rappelons qu’un accord majoritaire s’est fait pour inclure le nucléaire dans la liste des technologies qui n’émettent pas de gaz à effet de serre, et pour pousser les travaux sur neuf projets de SMR ; cet accord est issu de l’engagement de la France, des pays de l’Est de l’UE et des Pays-Bas, mais qu’il se heurte toujours à l’opposition de l’Allemagne, de l’Autriche et du Danemark. Au Royaume-Uni, un soutien de 5 milliards de £ a été décidé pour la construction de 2 EPR (3,2 GW) à Sizewell.

Il en est de même pour le développement des projets de SMR : les Etats-Unis ont conclu un accord avec la Lituanie, des négociations avancent avec plusieurs fournisseurs potentiels au Royaume-Uni, plusieurs pays émergent ont manifesté leur intérêt à la COP29. L’AIEA considère de façon positive les perspectives des technologies SMR, dès lors que la sûreté est la priorité des concepteurs et que le financement est assuré.

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

2024 aura été l’année la plus chaude depuis que les mesures de température existent.

Selon l’Agence Internationale de l’Energie, le marché des énergies propres sera multiplié par 3 d’ici 2035 : éolien, solaire PV, électrolyse pour la production d’hydrogène, pompes à chaleur. Et cela sachant l’augmentation de la demande en électricité dans le monde, notamment en tenant compte des besoins des data centers qui a déjà presque doublé depuis 2019. Il est plus que probable que, sauf l’adoption de politiques très volontariste, la Chine en soit, et de loin, le principal bénéficiaire ; à moins que l’Inde ne prenne une place significative, ce qui envisagé par un nombre croissant d’experts.

Le coût complet du MWh produit par les renouvelables intermittentes est en baisse et les équipements en photovoltaïque sont en forte et constante augmentation dans le monde, mais le coût du stockage de cette électricité est en hausse, et il convient de plus en plus de tenir compte des besoins en réseau pour sécuriser l’alimentation des consommateurs ; cela est notamment le cas au Royaume-Uni où le développement du réseau est un impératif majeur : réseau de transport nord-sud, injection de l’électricité produite par l’éolien maritime et par le photovoltaïque et l’éolien diffus ; en conséquence, le gouvernement britannique envisage une forte hausse des taxes sur les renouvelables d’ici 2030.

Les conditions climatiques de ces derniers mois ont eu plusieurs effets : malgré de fortes précipitations, une baisse de la production hydraulique en UE et en Amérique latine et les stocks ne sont pas partout reconstitués ; l’exportation d’électricité du Canada vers les Etats-Unis s’est réduite au point qu’il a dû faire appel à des importations en provenance des Etats-Unis.

Le nouveau Président des Etats-Unis a annoncé que la place les fossiles va augmenter (comme le nucléaire) mais que le soutien aux renouvelables va diminuer : c’est à suivre sachant les orientations prises ces dernières années par les industriels américains impliqués dans les renouvelables et sachant que le nouveau Secrétaire à l’Energie est issu des milieux de la production de pétrole et de gaz non conventionnels.

Les tensions entre l’UE et la Chine se poursuivent : la Chine s’oppose fermement à la taxation des véhicules exportés en UE alors que la taxe sur les importations de voitures BYD a augmenté de 17%, ce qui en augmente le prix comparé à celui des Tesla. Par ailleurs, la Chine est en train de devenir le leader mondial pour les batteries et de pousser à la concentration dans l’industrie des batteries, y compris en UE pour les projets de méga-usines. Et la Chine reste plus que jamais dominante pour la fabrication des panneaux solaires et monte rapidement en puissance pour les turbines d’éoliennes. L’UE peut-elle alors obtenir des transferts de technologies en provenance de la Chine dans le cadre de la négociation sur le niveau des taxes ? Mais alors avec quel nouvel équilibre permettant à l’UE de maintenir sa marge de manœuvre ? Les déclarations visant la possibilité de maintenir la production de véhicules à combustion interne après 2035 vont-elles conduire à des décisions en ce sens u Parlement comme au Conseil énergie ?

en Allemagne et au Royaume-Uni, la nécessité de développer le réseau pour intégrer la production des renouvelables intermittentes est maintenant une évidence mais il convient de dégager les ressources financières nécessaires ; l’Allemagne, en réponse aux inquiétudes des industriels, a mis en chantier une réforme du marché de l’électricité qui devrait aboutir en 2026 avec, entretemps, une augmentation du coût du transport de l’électricité en 2025 après celle de 2024 qui est demandée par les opérateurs, à la suite à l’annulation d’une aide d’Etat.

Par ailleurs, l’Allemagne entend poursuivre le développement des renouvelables en particulier éolien et solaire ; mais qu’en sera-t-il précisément après les prochaines élections ? La CDU, bien placée pour les remporter, vise une baisse du coût de la transition. Un consensus semble se dégager pour faire baisser les prix de l’électricité de façon importante en 2025, avec différentes mesures : réforme du marché allemand de l’électricité, subventions pour réduire le coût du réseau, …

D’une façon générale, cette situation suscitant nombre de questions rend les investisseurs inquiets : les pressions sur la Chine vont-elles conduire à une baisse du soutien par des subventions, comment les décisions prises dans le cadre de l’IRA vont-elles être affectées à court terme par les orientations du Président élu, quel sera l’effet des possibles nouvelles taxes, et comment l’UE va-t-elle trouver le bon équilibre entre dépendance et compétitivité ?

Terres rares et matières premières

Une coalition se met en place pour limiter autant que faire se peut la dépendance à la Chine ; elle est impulsée par les Etats-Unis et par le Brésil et devrait bénéficier des apports en capital privé de plus d’une douzaine de pays. Et, à l’image des Etats-Unis, la France s’engage dans des accords commerciaux avec notamment l’Australie et le Canada.

Selon l’Agence Internationale de l’Energie, la demande de minéraux critiques reste et restera forte, avec les effets contradictoires sur les prix de la baisse des coûts de production et de l’augmentation de la demande. De plus, il y a en Chine comme dans le reste du monde un mouvement de concentration des acteurs et des opérateurs (par exemple en UE et aux Etats-Unis pour le cuivre et le lithium), ce qui conduit au renforcement d’une situation oligopolistique. Avec la croissance des besoins et de la mise en exploitation des nouveaux gisements est maintenant mise en avant la nécessité d’intégrer le respect de l’environnement et le social dans les conditions d’exploitation.

Hydrogène

Après plusieurs mois pour ne pas écrire d’années, les espoirs placés dans ce nouveau vecteur énergétique semblent se réduire de façon significative : la valeur des compagnies européennes et nord-américaines portant des projets d’hydrogène « propre » a fortement baissé : coût des électrolyseurs, coût des équipements de conversion tels que la pile à combustible ; à cela, il convient d’ajouter le coût du transport si l’hydrogène doit aller d’une zone de production vers une zone de consommation. Les investissements restent faibles, moins de 10% par rapport aux annonces, faute de perspectives de développement rapide du marché, sauf peut-être en Asie. L’UE reste toutefois active et devrait lancer des enchères et décider des subventions, avec un objectif de coût qui reste ambitieux (4€/kg). Cela conduit à penser que l’avenir de l’hydrogène, qui est utilisé dans certaines industries (pétrochimie, engrais, spatial, électronique), pourrait s’étendre par exemple à la sidérurgie voire à d’autres industries lourdes fortement émettrices de gaz carbonique, mais pas fortement dans d’autres activités.