Au cours de l’année en cours, nous avons observé un net baisse des prix de l’énergie, ce qui a entraîné une forte sous-performance des services publics européens cotés. La raison de cette baisse plus forte que prévu des prix de l’énergie réside dans une baisse substantielle des coûts du CO2combiné à une réduction des autres coûts d’intrants.
Dépendance européenne vis-à-vis du GNL spot américain
Le terme gaz naturel liquéfié (GNL) fait référence au gaz naturel (principalement le méthane) qui a été refroidi à l’état liquide pour faciliter et rendre plus sûr son transport et son stockage. Les principaux opérateurs de GNL sont les grandes compagnies pétrolières nationales internationales, grâce à leurs solides moyens financiers et politiques.
Les prix du gaz ont diminué de moitié depuis novembre 2023, passant d’environ 14 dollars par million d’unités thermiques britanniques (mmbtu) à environ 7 dollars en février 2024. Cette baisse se reflète également dans la facilité de transfert de titres néerlandaise (TTF), la référence pour les prix du gaz en Europe, qui est passé de 42 euros/MWh à 25,2 euros/MWh sur la même période (48% a/a).
L’Europe dépend fortement du GNL spot américain, qui représente près de 50 % des importations européennes totales de GNL en 2023, à 120 milliards de mètres cubes (bcm). Le prix minimum pour l’achat de ce GNL dépend de la dynamique de l’offre du marché et est donc directement lié aux prix spot du Henry Hub américain. Dans un marché limité du GNL, le prix plancher (qui comprend les coûts de liquéfaction, de transport et de regazéification) sera plus élevé, tandis que dans un marché en suroffre, le niveau du prix plancher sera inférieur (au coût marginal du GNL américain).
Avec des ajouts limités de capacité de GNL à court terme et une reprise de la demande en Chine et en Asie du Sud-Est, l’offre de GNL devrait se resserrer jusqu’au second semestre 2026. En tant que tel, la capacité de demande de GNL répond à l’augmentation massive de capacité à moyen terme qui a suivi (environ 150 millions de tonnes supplémentaires par an de 2026 à 2028) sera la clé de la tarification de l’énergie en Europe.
Vers la normalisation des prix de l’énergie
En établissant des coûts de production marginaux, la dynamique actuelle du gaz et un approvisionnement supplémentaire provenant de sources nucléaires et hydroélectriques pourraient influencer la dynamique des prix de l’énergie à court terme. Aussi, le développement croissant des actifs d’énergies renouvelables aura un impact significatif sur le mix énergétique.
La baisse significative des prix de gros de l’énergie, enregistrée depuis maintenant un an, pourrait mettre Les marges des services publics européens sont sous pression au-delà de 2024, alors que la couverture des prix élevés garantie pendant la crise énergétique s’épuisera progressivement.
L’hydrogène vert est-il encore une alternative valable ?
Incertitude dans la croissance de la demande et rRôle efficace et applications de l’hydrogène dans les transitions énergétiquescombinés au manque de clarté en matière de certification et de réglementation, contribuent à la dévaluation actuelle des stocks liés à l’hydrogène.
Il est prévu que le coût actualisé de l’hydrogène (LCOH) diminuera considérablement au cours de la décennie en cours, principalement en raison des effets d’apprentissage, mais aussi de la transition réelle de l’hydrogène gris (produit par le gaz naturel, sans capter les gaz à effet de serre produits) à l’hydrogène vert (produit par électrolyse en utilisant de l’électricité à zéro émission) reste un enjeu clé dans le cas de l’hydrogène. En outre, la perte d’énergie intrinsèque dans les processus d’électrolyse (actuellement environ 50 %) ou même le taux de réalisation des projets étonnamment faible (seulement environ 3 % ont atteint la décision finale d’investissement en 2023) sont des changements importants qui doivent être pris en compte.
Selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE), la demande mondiale d’hydrogène a augmenté de 3 % en 2022, pour atteindre 95 millions de tonnes, dont plus de 55 % ont été utilisés pour des applications industrielles dans la production d’ammoniac ou de méthanol et les 44 % restants dans le secteur du raffinage. L’hydrogène produit à faibles émissions représente moins de 1 % de la production totale d’hydrogène, et l’hydrogène vert représente moins de 700 MW (environ 0,1 % de la production totale). Selon l’AIE, l’utilisation de l’hydrogène en 2022 a entraîné plus de 1 100 millions de tonnes d’émissions de CO2 (y compris les émissions en amont et à mi-chemin de l’approvisionnement en énergies fossiles), soit l’équivalent d’environ 30 % de CO2 total émis par l’UE.
Aucun consensus n’a encore été trouvé sur utilisations finales de l’hydrogène, que ce soit pour le chauffage des habitations, pour remplacer le gaz naturel dans le raffinage du biométhane ou pour les batteries des véhicules lourds. Il semble y avoir un changement structurel des hydrogènes gris vers des hydrogènes plus verts.
Cette transition est soutenue par la mise en œuvre mondiale de politiques de plus en plus favorables. Un exemple significatif est leLoi sur la réduction de l’inflation des États-Unis, qui prévoit des crédits d’impôt liés à l’intensité des émissions de gaz à effet de serre sur l’ensemble du cycle de vie de l’hydrogène. Cela a déjà contribué à améliorer la compétitivité de l’hydrogène vert. Si des politiques similaires sont adoptées en Europe pour surmonter les barrières financières actuelles de l’hydrogène produit par électrolyse, l’hydrogène gris pourrait connaître un ralentissement significatif à l’avenir.
