d’Land : Monsieur von Scholz, le directeur de l’Agence internationale de l’énergie (AIE) a déclaré que les répercussions de la guerre au Proche-Orient constituaient « la plus grande menace de l’histoire pour la sécurité énergétique mondiale ». A-t-il raison ?
Erik von Scholz : Une personnalité telle que le directeur de l’AIE a bien sûr toujours raison. Mais sérieusement : la menace est bien réelle. Tout peut arriver, et le Proche-Orient est la région énergétique la plus importante au monde. À présent, on ne sait même plus qui bloque réellement le détroit d’Ormuz : l’Iran ou les États-Unis. Des infrastructures ont été endommagées – notamment un gisement de gaz au Qatar et un gazoduc en Arabie saoudite. Chaque jour où le pétrole de la région n’atteint pas les marchés est un jour où le pétrole doit être acheté à un prix très élevé dans le monde entier. Et si les bombardements de l’Iran reprenaient et que l’Iran ripostait, personne ne peut prédire quelles en seraient les conséquences. À cet égard, la menace est bien réelle.
On dirait qu’il va y avoir un « mais » tout de suite.
Je surveille toujours les marchés, car ils nous indiquent comment les opérateurs perçoivent la situation et comment ils interprètent toutes ces informations. Si le risque lié à la menace la plus grave imaginable était pris en compte dans les cours, nous aurions probablement des prix très différents de ceux que nous observons actuellement. Les prix actuels nous indiquent qu’il existe une situation très problématique. Mais ils nous indiquent également que le marché table sur une certaine normalisation d’ici six mois.
De quel genre ? Six mois de nouveaux combats, ce serait terrible.
Certes. Mais pour l’instant, les marchés semblent tabler sur une fin prochaine de la guerre. Les cours actuels des contrats à terme sur le pétrole à neuf mois, c’est-à-dire pour des livraisons dans neuf mois, s’élèvent aujourd’hui [l’interview a eu lieu le mardi 14 avril] à 81 dollars américains le baril, soit un niveau qui a presque retrouvé celui d’avant le 28 février. Le pétrole pour demain, c’est-à-dire pour une livraison le mois prochain, est très cher : 100 dollars le baril. Pour les livraisons dans six mois, il est à 84 dollars. C’est pourquoi je dis que les marchés tablent sur une normalisation de la situation au cours des six prochains mois. Même s’ils intègrent tout à fait les risques, ce qui est important. Les signaux des marchés sont déjà différents de ceux de certains experts.
Est-ce également le cas pour le gaz ? Après le début des bombardements en Iran le 28 février, le prix de référence européen pour les livraisons dans un mois avait grimpé jusqu’à 74 euros par mégawattheure à la bourse du gaz d’Amsterdam. Il était auparavant de 35 euros.
Il s’établit aujourd’hui à environ 44 euros. Pour les livraisons à plus long terme, il peut tout à fait atteindre 35 euros, alors qu’il était de 40 euros la semaine dernière. Les signaux des marchés sont donc similaires pour le pétrole et le gaz, mais aussi pour l’électricité d’ailleurs. Les prix à court terme sont volatils.
Après l’invasion de l’Ukraine par la Russie en 2022, le prix de référence européen du gaz avait brièvement grimpé à plus de 300 euros par mégawattheure. Était-ce principalement dû au fait que l’UE avait décidé de ne plus s’approvisionner en gaz russe, dans la mesure du possible ?
C’étaient des prix faramineux. À l’époque, on assistait toutefois à une pénurie physique de gaz due à l’interruption des livraisons en provenance de Russie. Par ailleurs, c’est la Russie qui avait décidé de réduire ses volumes de livraison vers l’Europe, et non l’UE qui avait décidé de ne plus importer de gaz russe. Les signaux envoyés par le marché ont donc été extrêmes : face à une offre nettement réduite, les prix très élevés ont permis de faire baisser la demande.
Pourquoi les prix ne sont-ils pas aussi élevés aujourd’hui ? L’Europe est désormais également approvisionnée en gaz naturel liquéfié (GNL), mais les méthaniers sont bloqués dans le détroit d’Ormuz. Le plus grand hub gazier du monde, Ras Laffan au Qatar, a été endommagé ; les réparations pourraient prendre entre trois et cinq ans.
Question intéressante. En 2022, le gaz était physiquement rare en Europe. La situation actuelle est également critique, en raison du détroit d’Ormuz et de Ras Laffan. Cependant, en Europe, nous ne traversons plus un hiver rigoureux. Et la demande en gaz de l’industrie a légèrement baissé. Mais surtout, le gaz ne fait pas l’objet d’une pénurie physique en Europe aujourd’hui. Et les volumes qui pourraient venir à manquer au cours des trois, voire cinq prochaines années au maximum, correspondent à peu près à l’augmentation des volumes en provenance des États-Unis, soit environ 190 térawattheures en moyenne annuelle. Ce qui viendrait à manquer pourrait donc être compensé par les importations en provenance des États-Unis. Autre point important : nous parlons aujourd’hui d’un marché mondial du gaz, et non plus d’un marché local en Europe. Des terminaux GNL ont été construits en Europe, ce qui permet d’importer beaucoup plus de gaz naturel liquéfié provenant du monde entier. Après le début de la guerre en Ukraine, alors que l’Europe était privée de gaz russe acheminé par gazoduc, les prix du gaz en Asie étaient bien inférieurs à ceux pratiqués ici. En revanche, nous avons désormais un prix plutôt homogène. À une exception près : aux États-Unis, il a baissé. À l’échelle mondiale, il a doublé, tandis qu’aux États-Unis, il a diminué de moitié.
Comment est-ce possible ?
Les possibilités d’exportation depuis les États-Unis sont limitées. Les États-Unis ne disposent pas d’un nombre suffisant de terminaux de liquéfaction pour expédier le gaz sous forme de GNL. C’est pourquoi le prix américain ne suit pas les autres prix dans la même mesure. Cela se voit à l’évolution des prix de référence, le TTF en Europe et le Henry Hub (HH) aux États-Unis. Début décembre, les États-Unis ont connu une période hivernale très rigoureuse. Le prix du HH a alors grimpé jusqu’à 18 dollars américains par mégawattheure. Depuis, il est retombé à neuf dollars. Il n’a pratiquement pas réagi au début de la guerre en Iran. En revanche, le TTF a pratiquement doublé depuis décembre, passant de 27 euros par mégawattheure à 50 à 60 euros depuis le 28 février, même s’il affiche ces derniers temps une tendance à la baisse.
Vous dites que les États-Unis voudraient exporter davantage et construire de nouveaux terminaux de GNL. Les prix augmenteraient-ils alors là-bas ?
D’une manière générale, les prix y sont également bas, car la production locale de gaz est solide. Mais plus les États-Unis exportent, plus ils s’exposent au marché mondial. C’est pourquoi les licences d’exportation ne sont pas accordées à la légère. Une question se pose toujours à cet égard : souhaitons-nous réellement que nos entreprises énergétiques, qui exploitent le gaz, tirent encore davantage profit de la vente à l’étranger ? En effet, les consommateurs américains devraient alors payer plus cher, car les prix avantageux pratiqués aux États-Unis se rapprocheraient davantage du prix du marché mondial. L’octroi d’une telle autorisation d’exportation n’est donc pas seulement une procédure bureaucratique, mais aussi une décision politique.
On entend sans cesse dire que l’Europe est actuellement en concurrence avec l’Asie sur le marché du GNL.
Oui, c’est le cas. L’augmentation des capacités de GNL conduit à une intégration accrue du marché, ce qui permet aux fournisseurs de GNL de vendre aussi bien en Europe qu’en Asie. C’est celui qui propose le meilleur prix qui remporte le marché. Il existe bien sûr aussi des contrats à long terme, mais en principe, ces contrats sont indexés sur les signaux de prix à court terme. C’est tout à fait similaire pour le gaz et pour le pétrole.
La majeure partie du gaz consommé en Europe provient de Norvège par gazoduc. Cela permet-il de se prémunir contre les prix du marché mondial ?
Les Norvégiens vendent le gaz aux prix du marché mondial. C’est justement là le problème. Si vous disposez d’un produit, et en grande quantité qui plus est, et que vous en fixez vous-même le prix, on vous reprochera de dicter les prix. Vous essayez donc de vous aligner sur le prix du marché et de proposer des tarifs indexés. Si le prix augmente, vous subissez certes une pression politique, mais vous pouvez toujours répondre : « C’est le prix du marché. » Les Norvégiens ont toujours veillé à disposer d’un marché de référence. Il s’agissait soit des marchés pétroliers, soit directement des marchés régionaux du gaz, comme en Europe le TTF. C’est un indice sur la base duquel le gaz est acheté en Europe. C’est une bonne chose pour l’approvisionnement physique, sans aucun doute, et même tout à fait décisif pour la diversification et la résilience de notre système. Il est important de disposer de plusieurs sources. Je ne me sentirais pas à l’aise si 100 % provenaient d’un seul pays, quel qu’il soit. Il vaut mieux qu’une partie vienne du Qatar, une autre des États-Unis et une autre encore de Norvège. C’est la meilleure protection contre les conflits et les difficultés techniques.
On parle sans cesse du marché de gros de l’énergie, des prix qui se forment sur les bourses de l’énergie. Dans quel délai ces changements se répercuteront-ils sur le client final ?
La rapidité avec laquelle les fluctuations des prix de gros se répercutent sur les clients finaux dépend en grande partie des conditions contractuelles applicables. Les clients industriels s’approvisionnent souvent en énergie plus près du marché, par exemple via des « produits spot » négociés à court terme, comme aujourd’hui pour une livraison demain. Dans de tels cas, les fluctuations des prix sur les marchés de gros se répercutent directement sur les prix pratiqués auprès des clients finaux, de sorte que ces derniers sont d’ores et déjà confrontés à des prix plus élevés. D’autres catégories de clients fixent leurs prix énergétiques à plus long terme. Dans ce cas, la date d’expiration des contrats respectifs est déterminante, car les changements de prix ne prennent effet qu’à ce moment-là. Pour les particuliers et les petites entreprises, on peut actuellement affirmer qu’aucune hausse des prix de détail n’est prévue à court et moyen terme. Si la situation venait à se stabiliser rapidement, une baisse des prix de l’électricité serait même envisageable à moyen terme. L’évolution future dépendra toutefois de ce qui se passera au Proche-Orient, notamment en ce qui concerne le gaz.
Quelle est la stratégie d’Enovos en matière d’achats ?
Notre stratégie d’approvisionnement est similaire à celle de nombreux autres fournisseurs d’énergie, y compris en Allemagne. Pour les particuliers ainsi que pour les petites et moyennes entreprises, l’approvisionnement s’effectue généralement à moyen terme. La stabilité et la sécurité d’approvisionnement sont ici prioritaires. Ces clients ont en outre la possibilité de bloquer leurs prix sur une période prolongée ou, à défaut, de les indexer sur le marché spot ; l’approvisionnement est alors organisé en conséquence. Pour les clients industriels et les grands comptes, l’approvisionnement est organisé de manière individuelle, en étroite concertation, et s’adapte aux spécifications et aux besoins spécifiques de chaque client. L’expérience nous a appris qu’il ne faut pas modifier brusquement sa stratégie d’approvisionnement simplement parce que les prix semblent bas ou élevés à un moment donné.
On peut sans doute affirmer que le prix du gaz en Europe ne sera plus jamais aussi bas qu’avant le début de la guerre en Ukraine.
À l’époque, les prix s’élevaient parfois à dix euros par mégawattheure de gaz. C’était vraiment très bas, même si la faible demande pendant la pandémie de coronavirus a également joué un rôle. Au cours des cinq prochaines années, on ne verra plus de tels prix. Il faut rester prudent quant aux projections à plus long terme. Mais si l’on observe les marchés et que l’on analyse les signaux qui en émanent – ce que je fais constamment avec mes collègues –, on constate que le marché tend vers une normalisation des prix. D’un point de vue fondamental, certains éléments indiquent même qu’ils continueront de baisser à l’échelle mondiale, car les États-Unis mettront à disposition des ressources gazières nettement plus importantes. Si la paix règne au Proche-Orient, si le Qatar a remis en état ses gisements de gaz et si les infrastructures sont à nouveau opérationnelles, l’offre augmentera très certainement. Tout dépendra alors avant tout de la demande.
Les niveaux de remplissage des stockages de gaz en Europe sont assez bas. L’année dernière, la Commission européenne avait autorisé un niveau de remplissage des stocks inférieur à l’obligation prévue après la guerre en Ukraine. Aujourd’hui, il faudrait en réalité les réapprovisionner, alors que les prix sont élevés. Cela va-t-il faire grimper le prix du gaz ?
Si l’on peut partir du principe que les prix seront plus bas en janvier 2027, on n’achète pas de gaz maintenant pour le stocker et le revendre en janvier. Attendre que le problème d’approvisionnement actuel soit résolu est une décision rationnelle du point de vue de l’économie de marché. D’un autre côté, le remplissage des stockages garantit un approvisionnement certain correspondant aux volumes stockés. Il existe parfois des différences considérables entre les États membres de l’UE quant au rôle que doivent jouer les stockages de gaz dans l’infrastructure. C’est en Italie et en France que l’idée selon laquelle les capacités de stockage offrent une sécurité supplémentaire, parallèlement à plusieurs sources d’approvisionnement en gaz, est la plus répandue. Dans ces pays, la réglementation en vigueur fonctionne plutôt bien. L’Allemagne n’en dispose toujours pas. Je pense que, dans un marché européen précisément, il faudrait s’inspirer de ce qui fonctionne bien et mettre en place des réglementations plus cohérentes. Plus d’Europe.
Qu’est-ce que cela signifie pour l’hiver 2026/27 ?
Difficile à dire. Les incertitudes sont en effet importantes. Malheureusement, l’économie est globalement en berne. De ce côté-là, la demande a relativement baissé. Des gains d’efficacité ont également été réalisés sur le marché du chauffage, avec les pompes à chaleur par exemple. Parallèlement, les capacités portuaires de GNL ont très fortement augmenté. Cela signifie que le système offre la flexibilité nécessaire pour compenser un hiver rigoureux grâce à des volumes supplémentaires de gaz importé. Ce n’était pas le cas il y a cinq ans. D’un point de vue purement physique, les besoins en stockage sont donc moindres. La question est désormais la suivante : comment organiser ces marchés ? Sur quels paramètres se baser ? Ce n’est pas si simple. C’est pourquoi il est également difficile de dire si, en raison du faible niveau de remplissage des stockages, une situation d’urgence potentielle menace dans les prochains mois. D’après nos analyses, elle ne semble pas se profiler à l’heure actuelle, mais cela peut aussi changer rapidement. Nous avons besoin d’une solution cohérente à l’échelle européenne.
Le Luxembourg ne dispose pas de capacités de stockage.
C’est pourquoi nous devons acheter de la capacité auprès de nos voisins, et nous nous approvisionnons actuellement en France. Là-bas, le système est équitable. 15 % de nos approvisionnements sont garantis par des installations de stockage en France, ce qui nous permet non seulement de respecter les règles luxembourgeoises, qui ont été définies au niveau européen, mais aussi d’assumer nos responsabilités envers nos clients.
Quel est l’impact des prix actuels du gaz sur le marché de l’électricité ?
Le marché de l’électricité est lui aussi sous pression. Cela se comprend, dans la mesure où le gaz est nécessaire à la production d’électricité. Il ne suit toutefois pas le marché du gaz dans la même mesure. D’une part, parce que le prix des quotas de CO₂, que les centrales à combustibles fossiles doivent acquérir dans le cadre du système communautaire d’échange de quotas d’émission, est nettement inférieur à ce que l’on pouvait prévoir il y a encore un an. Il est en baisse depuis janvier. D’autre part, l’électricité issue de sources renouvelables est de plus en plus présente. On le constate d’ailleurs : en été, l’électricité solaire ne coûte parfois rien, voire il faut payer pour l’injecter au réseau ; ces installations sont alors souvent mises à l’arrêt. Si le niveau général des prix augmente, de telles situations se produisent moins souvent. Les énergies renouvelables peuvent alors faire valoir leur atout en tant que source d’énergie sans CO₂ et contribuent en outre à modérer les prix. C’est pourquoi Ursula von der Leyen avait raison lorsqu’elle a récemment déclaré que les incertitudes mondiales constituaient un signal fort pour que l’Europe mise davantage sur la résilience. Les énergies renouvelables jouent ici un rôle central. À mon sens, les arguments en faveur de leur développement sont aujourd’hui nettement plus solides qu’il y a dix ans – notamment parce que, ces dix dernières années, on n’en a peut-être pas fait assez à l’échelle européenne.
Serait-ce là la leçon à tirer de la crise énergétique actuelle ? Selon certains experts, l’approvisionnement énergétique ne sera plus le même qu’avant une fois la guerre au Proche-Orient terminée.
Nous avons déjà beaucoup appris de la crise énergétique provoquée par la guerre en Ukraine, tant en matière d’efficacité énergétique que d’énergies renouvelables. Ces deux aspects vont de pair. Pour moi, la leçon à tirer des crises géopolitiques est que l’Europe doit se renforcer, et cela vaut tout particulièrement dans le domaine de l’énergie. En effet, au cours des vingt dernières années, nous avons négligé de développer de manière cohérente les infrastructures énergétiques entre les pays de l’UE. C’est précisément ce qui nous coûte cher aujourd’hui. Si nous voulons développer les énergies renouvelables là où les conditions sont particulièrement favorables, c’est-à-dire là où il y a beaucoup de soleil ou beaucoup de vent, nous avons également besoin de lignes électriques pour distribuer cette énergie en Europe. Nous devons éliminer ces goulets d’étranglement sur les autoroutes énergétiques européennes. Dans son rapport sur la compétitivité de l’UE, Mario Draghi a, à juste titre, qualifié cela de priorité absolue.
La politique énergétique de l’UE va-t-elle devenir plus verte ?
La Commission européenne subit actuellement une pression considérable en raison de son programme écologique. La crise actuelle pourrait remettre en avant certaines questions fondamentales. Cela s’est également reflété dans les prix du marché : le prix des quotas de CO₂ avait d’abord baissé, car le marché tablait sur un ralentissement de la décarbonisation au sein de l’UE. Entre-temps, le prix du CO₂ s’est stabilisé et affiche une légère hausse. À mon sens, l’un des enseignements majeurs tirés de cette crise n’est pas vraiment nouveau. Nous en avions déjà pris conscience auparavant : les énergies renouvelables ne se contentent pas d’apporter une contribution essentielle à la réalisation de nos objectifs climatiques. Elles renforcent également l’indépendance de l’Europe face aux risques géopolitiques et aux importations énergétiques extérieures. La crise nous le rappelle une fois de plus avec encore plus de clarté.
