En Europe, la libéralisation du marché du gaz déséquilibre progressivement les mécanismes de formation du prix du gaz naturel. Le développement de places de marchés (Hubs) augmente le nombre de transactions sur ces marchés et réduit les volumes de gaz conclus sur la base de contrats à long terme. Néanmoins, même dans un marché fortement concurrentiel comme aux etats-Unis, où le Henry hub connaît un volume d'échanges important, les prix du pétrole brut continuent d'influer indirectement ceux du gaz. Quels peuvent être donc les nouveaux modes de calcul des prix des contrats à long terme et quelle peut être l'influence des marchés spot sur le prix du gaz ? Mais auparavant un peu d'histoire et comment a-t-on donné et fixé un prix à ce produit particulier qu'est le gaz naturel ? Jusqu'à un passé récent, les compagnies pétrolières qui effectuaient des opérations d'exploration de pétrole, quand elles trouvaient un gisement de gaz, elles le laissaient sur place et si c'était du gaz associé à du pétrole brut, elles le torchaient, c'est-à-dire qu'elles le brûlaient à la torche pour pouvoir accéder au brut. Des milliers de milliards de mètres cubes de gaz ont ainsi été brûlés. Aujourd'hui encore, plus de 150 milliards de mètres cubes sont torchés chaque année, dans le monde (source Bent Svenson Banque mondiale). C'est l'équivalent de 25% de la consommation des etats-Unis, et de 30% de celle de l'Union européenne. En Afrique, le volume annuel des gaz torchés est estimé à 40 milliards de mètres cubes, ce qui équivaut à la moitié de la consommation d'énergie du continent africain. Avec le développement et l'avènement de l'industrie du gaz (gazoducs interrégionaux et intercontinentaux, ainsi que la technologie des GNL), s'est posé le problème de la fixation du prix du gaz naturel pour la fourniture de produit. La logique d'indexation du prix du gaz sur le pétrole La principale caractéristique du gaz naturel est qu'il n'a pas de marché captif. De ce fait et historiquement, le gaz a toujours été en concurrence forte avec les autres énergies, principalement les produits pétroliers, mais également le charbon et l'électricité en fonction de son utilisation (usage domestique, production d'électricité, etc..). L'autre caractéristique importante du gaz naturel est l'éloignement des centres de production et des zones de consommation. D'où la nécessité de réaliser des réseaux de gazoducs denses et sur de très longues distances. Ainsi, le transport par gazoducs et le stockage du gaz connaissent des coûts d'investissement très importants du fait de ces lourdes infrastructures. Pour avoir une idée de ces coûts par rapport au transport du pétrole par oléoduc, le coût du transport du gaz se situe dans un rapport de 1 à 5. De plus, la production du gaz naturel est une activité très capitalistique, qui nécessite de lourds investissements dans les unités de traitement et de séparation. Ainsi, pour un producteur, la première exigence dans les négociations avec un acheteur est la détermination du volume de gaz vendu. Les coûts importants investis dans la production, le transport et autres doivent être compensés par des volumes vendus très importants. Compte tenu de la possibilité de substitution énergétique pour le consommateur, le risque du volume repose donc sur le producteur. Ainsi, le contrat à long terme signé entre un producteur et un acheteur est le moyen pour le premier de diminuer ce risque et pour le second de s'assurer des approvisionnements. C'est pourquoi dans les contrats gaziers, le producteur et l'acheteur s'engagent sur un long terme (jusqu'à 25 ans), avec la fameuse clause « Take or pay » ainsi que des engagements fermes sur les quantités et les prix. C'est ainsi que le prix du gaz devient un des ses principaux atouts et doit répondre aux trois objectifs suivants : Assurer la compétitivité du gaz par rapport aux autres énergies concurrentes ; Garantir au producteur un volume de livraison suffisant pour rentabiliser les coûteuses infrastructures de production et de transport ; etre un produit rentable pour le distributeur. Pour remplir ces trois conditions, on a déterminé le prix du gaz naturel en utilisant le mode de calcul « net back », qui consiste à : déterminer le prix maximal qu'un client est prêt à payer par rapport aux énergies concurrentes ; déduire l'ensemble des coûts liés à la chaîne gazière : transport, distribution, stockage et marge ; définir une quantité minimale pour assurer au producteur sa rentabilité. On aura donc : prix du gaz = prix de l'énergie concurrente. coûts de transport de la frontière au consommateur ; coûts de stockage ; les taxes. La problématique de la chaîne GNL est identique à celle du transport par gazoducs, avec la différence que le coût de la chaîne GNL est tel que le financement n'est envisageable que sur le long terme. C'est ainsi que le contrat gazier de long terme est en fait un contrat de partage de risques. Ce système constitue la base de la formation des prix des contrats à long terme en Europe. Le même type de contrat était également en vigueur aux etats-Unis, avant l'avènement du marché spot. L'avènement du marché spot aux Etats-Unis La libéralisation du marché américain a permis - dans son principe - à de nouveaux acteurs de pénétrer en nombre le marché et de faire pression (à la baisse) sur les prix. Cette ouverture s'est faite par de profondes modifications des réglementations. Avant 1984, le marché gazier des etats-Unis était caractérisé par son inconstance. Le blocage des prix entre Etats (interstate), imposé en 1938 par la Federal Power Commission, a entraîné une pénurie de gaz dans les années 1970. Le contrôle des prix à la tête des puits, à l'origine imposé pour protéger les consommateurs des monopoles, a maintenu un niveau trop élevé des prix pour permettre au marché de fonctionner. En 1978, le Natural Gas Policy Act, qui a été mis en œuvre pour parer à cette pénurie, se propose d'une part de fixer des prix plafond à la tête de puits (élevés pour encourager les investissements en amont) et d'autre part, d'harmoniser le réseau en brisant les barrières interstate et intrastate. Le marché réagit immédiatement et de manière brutale. L'augmentation des prix stimule la production et il y a rapidement une situation de surcapacité de production. Pour dégonfler cette bulle de gaz, la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) décide en 1985 d'ouvrir le commerce gazier interstate en encourageant la non-discrimination dans les tarifs de transport. Les relations producteurs-consommateurs deviennent plus directes et renforcent le rôle du marché spot du gaz. En 1992, la commission de régulation vise la déréglementation totale du marché par l'accès des tiers au réseau (ATR), pour les gros consommateurs et la distribution publique. Les transporteurs par gazoducs interstates doivent procéder dorénavant à une séparation comptable de leurs activités de transport et de vente (un bundling de propriété). Cette nouvelle organisation atomisée permet de supprimer les situations de monopoles et de favoriser les échanges et conduit à un marché fortement concurrentiel composée de 6800 producteurs (dont 21 majors), 20 transporteurs, 1400 distributeurs et 300 traders. Si la dérégulation du marché a permis effectivement d'établir le prix en fonction de l'offre et de la demande, cette logique n'a pas garanti nécessairement un prix plus intéressant, car fixé par les fondamentaux du marché (conjoncture économique, périodes de tension ou d'abondance de l'offre…). L'évolution historique des prix a montré que, même en l'absence d'indexation sur les produits pétroliers, une certaine corrélation demeurait, notamment avec le prix du FOD en hiver et le prix du fuel lourd BTS en été. La même constatation peut être faite pour les cours du gaz sur le marché à terme de New York (NYMEX). Pour le consommateur américain, le prix du gaz naturel dépend encore largement des coûts imputables à la production (environ 50%), au transport (pour 10%) et à la distribution et autres (pour 40%). Le marché spot et l'évolution du prix Henry Hub Le marché spot des Etats-Unis a connu un essor remarquable avec la réforme du marché gazier. Les volumes échangés sur ces marchés, qui ne représentaient seulement que 5% de la consommation en 1983, ont atteint plus de 70%, cinq ans plus tard en 1988, avant de se stabiliser autour de 40% à la fin du siècle dernier. Le nombre croissant d'acteurs, l'emplacement favorable des marchés aux interconnexions, ainsi que l'expansion du réseau ont largement contribué à ce développement. Aujourd'hui, les échanges de gaz naturel peuvent avoir lieu à peu près partout en Amérique du nord où l'on recense 38 hubs gaziers aux Etats-Unis et 9 au Canada. A l'ouverture à la concurrence du marché, le prix payé par les industriels et les producteurs d'électricité a diminué plus rapidement que le prix à la tête de puits, alors que le secteur résidentiel et commercial enregistrait une diminution plus modeste. Les premiers, qui peuvent facilement substituer gaz naturel et produits pétroliers, court-circuitent généralement les compagnies de distribution locale (LDC), en se procurant de gros volumes sur le marché spot, tandis que les seconds, sans cette capacité de substitution, ont par contre des volumes de gaz garantis par des contrats à long terme. Pour rendre compte de l'état du marché spot, on s'appuie historiquement sur la production issue du Golfe du Mexique. Le marché de référence aux Etats-Unis est le Henry hub, du nom d'une petite ville située à la frontière texas-Louisiane. Jusqu'en 1985, les prix négociés en tête de puits étaient stables et particulièrement élevés. L'avènement de hubs gaziers à la fin des années 1980 a entraîné l'apparition d'une très forte volatilité des prix autour d'un seuil nettement plus bas : le prix annuel en tête de puits perd en moyenne 50% de sa valeur entre 1983 et 1998. Les années 2000 vont connaître des événements rares au cours desquels le prix spot connaîtra des valeurs inédites. Le prix spot du gaz subit les effets directs de sa corrélation historique avec les prix des produits pétroliers et voit sa valeur doubler en l'espace de 6 mois, entre janvier et juillet 2008. La libéralisation du marché gazier européen C'est en 1998, que l'Union européenne a entamé une réforme de son secteur gazier, dont l'objectif est de construire (à un horizon non défini) un marché unique du gaz, et d'y introduire plus de concurrence, notamment par le développement de l'inter-opérabilité des réseaux d'une part et les échanges entre pays membres d'autre part. Cette première directive de 1998 est suivie d'une seconde (en 2003), qui devait accélérer et approfondir le mouvement d'ouverture des marchés. En fait, le marché gazier européen n'est pas totalement unifié et la plupart des pays, à l'exception de la Grande-Bretagne, reste alimenté par des contrats à long terme avec des prix qui, plus ou moins indexés sur les prix du pétrole, restent confidentiels et propres à chaque contrat. Les modalités d'approvisionnement varient énormément selon le marché considéré : on a vu le marché américain repose à 50% sur des contrats de court terme et spot et à 50% sur des contrats de long terme. Sur le marché britannique, les contrats de court terme et spot représentent 15% et les contrats de long terme représentent 85% des transactions. Le marché continental européen reste à l'heure actuelle largement dans une logique de contrats de long terme, et ce, malgré l'apparition de plateformes d'échanges (hubs) comme le NBP en 1996 (National Balancing Point) en Grande-Bretagne, Zeebruge en 2000 (ZEE) en Belgique, le TTF en 2003 (Title Transfer Facility) aux Pays-Bas et d'autres en France (le PEGs) ou en Allemagne (BEB ou Gaspool). En fait, le mode de fixation du prix est lié au poids du marché spot. Les volumes échangés sur le plus important de ces marchés, soit le ZEE en Belgique, ne s'élevaient en 2008 qu'à 45 milliards de mètres cubes, soit 5% du total du gaz consommé. En principe, l'apparition de ces marchés spot devrait permettre à de nouveaux fournisseurs de pénétrer le marché dérégulé, sachant qu'ils n'ont pas toujours les ressources suffisantes pour accéder aux contrats à long terme. De plus, la libéralisation du marché gazier de l'Union européenne va accroître l'exposition au risque prix et au risque volume des fournisseurs traditionnels. Elle va conduire également à une modification de certaines clauses contractuelles des contrats existants relatives à l'indexation des prix et des modes de calculs des formules de prix, à la suppression de la clause de destination finale et à celle de « Take or Pay ». Pour les fournisseurs traditionnels, il y aura de nouvelles opportunités de conquête de nouvelles parts de marché. Néanmoins, une telle stratégie de conquêtes de nouvelles parts de marché risque de fragiliser les contrats en tirant les prix spot à la baisse. Ainsi, selon Sadek Boussena, les fournisseurs devront arbitrer « d'une part, entre des stratégies de défense de position et des stratégies de conquête de nouvelles parts de marché, et d'autre part, entre les stratégies actuelles par les quantités et celles qui viseraient à défendre les prix en restreignant les quantités en accord avec leurs concurrents ». (1) Le bel avenir des contrats à long terme Les contrats à long terme (de 20 à 25 ans) sont la forme quasi-unique de commercialisation du gaz sur le marché européen. Ces contrats garantissent les quantités achetées et définissent les prix par indexation sur les prix du pétrole et des produits pétroliers. En fait, sans aucun lien avec le fonctionnement propre d'un marché gazier de court terme. Ce modèle contractuel est aussi bien recherché par les producteurs pour le développement des investissements lourds en capital, que par les pays consommateurs qui y trouvent une garantie et une sécurité d'approvisionnement. Avec l'augmentation de la demande en Europe dans les prochaines années, il sera nécessaire d'importer de grandes quantités de gaz et de développer les infrastructures, en ayant recours à des sources d'approvisionnement de plus en plus éloignées des marchés et devront donc être encadrés par des contrats à long terme. Il ne pourra pas y avoir de marchés spot suffisamment développés comme aux Etats-Unis, pour permettre l'émergence de prix susceptibles de faire référence pour toutes les transactions. De plus, les Etats-Unis sont alimentés par des productions locales. Ainsi, le contrat à long terme se maintiendra comme le modèle de commercialisation dominant sur le marché européen. Cependant, ces contrats de long terme, avec la libéralisation du marché gazier européen, seront relativement plus flexibles, d'abord sur les quantités à livrer (peut être de 10 à 20%), ensuite sur leur durée (de 10 à 15 ans). N. R. : Ancien cadre supérieur de Sonatrach et ancien membre de l'Union internationale de l'industrie du gaz (IGU) Note : (1) Sadek Boussena « New European Gas Market : Gas Strategies of other Present and Potential Suppliers ». Sources : AIE ; Oil Daily ; Platts ; Dominique Finon « Why would oil-indexation in gas contacts survive in Europe ? »
