La série de nouveaux projets d’importation de gaz naturel liquéfié (GNL) prévus en Europe, ainsi que les accords gaziers à long terme signés par les acheteurs ces derniers mois sont incompatibles avec les objectifs de décarbonation et risquent de compromettre la transition énergétique du continent, selon un rapport de l’association à but non lucratif l’organisation de recherche Global Energy Monitor (GEM) a mis en garde.
La guerre en Ukraine a entraîné une augmentation massive de la capacité d’importation dans toute l’Europe, avec 195 milliards de mètres cubes / an prévus pour la mise en service entre 2022 et 2026.
Une partie de cette nouvelle capacité est déjà en ligne, notamment l’unité flottante de stockage et de regazéification (FSRU) de Krk en Croatie, le terminal GNL de Revithoussa en Grèce et le FSRU d’Eemshaven aux Pays-Bas, ainsi que les FRSU de Wilhelmshaven et Lubmin en Allemagne, qui ont démarré réception des cargaisons entre décembre et janvier.
En 2021, l’UE a importé 155 milliards de mètres cubes de gaz de Russie, y compris du GNL.
Alors que certains approvisionnements à court terme ont été sécurisés à un prix élevé cet hiver, la grande majorité de la nouvelle capacité deviendra disponible trop tard pour résoudre les problèmes de sécurité pour cet hiver et le suivant, qui est le moment où ils sont le plus nécessaires, selon le rapport. argumenté.
La principale préoccupation est que toute cette capacité prévue ne sera probablement pas nécessaire à l’avenir.
Tandis que « la capacité croissante de GNL pourrait être en contraste avec les objectifs de décarbonisation… La principale préoccupation est que toute cette capacité prévue ne sera probablement pas nécessaire à l’avenir, car la demande de GNL ne devrait pas croître au même rythme que les futures installations de GNL. devraient être construits », a déclaré Ana Maria Jaller-Makarewicz, analyste de l’énergie pour l’Europe à l’Institut d’économie de l’énergie et d’analyse financière (IEEFA), à Gas Outlook.
« Au cours des 10 dernières années ou plus, la demande de gaz en Europe n’a pas augmenté et si ces nouveaux modèles de demande persistent, la demande ne devrait pas augmenter à l’avenir », a-t-elle déclaré.
« En conséquence, il est probable que ces nouveaux terminaux GNL deviendront des actifs bloqués à l’avenir. »
L’Allemagne envisage l’option de réexportation
Dans le même temps, des accords gaziers d’une durée de 15 à 20 ans signés récemment sont contraires à la législation européenne, ce qui implique une baisse de 35% de la demande de gaz d’ici 2035, selon le rapport.
« Parce qu’il s’agit d’un marché de vendeurs, les vendeurs ont le dessus et les acheteurs sont obligés d’envisager des contrats à plus long terme, même s’ils ne s’attendent pas à une forte demande à l’avenir », a déclaré Jaller-Makarewicz.
Les accords à long terme signés incluent l’accord de 20 ans entre le polonais PGNiG et le major américain Sempra pour quatre milliards de mètres cubes/an à partir de 2027 ; et l’accord de 15 ans du français Engie également avec Sempra pour 1,2 milliard de mètres cubes / an à partir de 2027.
De plus, la société d’État bulgare Bulgargaz et la société turque Botas ont signé en janvier un accord accordant à la Bulgarie l’accès aux gazoducs de GNL et de transit de Botas pendant 13 ans.
La grande majorité des contrats annoncés récemment concernaient toutefois des exportateurs américains et des acheteurs allemands.
« Quinze ans, c’est bien… Je n’aurais rien eu contre 20 [years] ou des contrats plus longs », a déclaré le ministre allemand de l’Économie Robert Habeck en novembre, commentant l’accord de Conoco Phillips avec le Qatar.
Habeck a ajouté qu’à l’avenir, la nécessité d’atteindre les objectifs climatiques et donc de réduire les volumes de gaz obligerait les entreprises allemandes à livrer les volumes à d’autres pays.
La réorientation des volumes dans les années 2030 est un impératif pour les États membres de l’UE soucieux d’atteindre leurs objectifs climatiques et de réduire la demande de gaz.
« La réorientation des volumes dans les années 2030 est un impératif pour les États membres de l’UE qui souhaitent sérieusement atteindre les objectifs climatiques et réduire la demande de gaz », a déclaré l’auteur du rapport GEM, Greig Aitken, à Gas Outlook. Cependant, il a déclaré que « le problème fondamental est qu’en concluant des contrats à long terme, les pays de l’UE donnent potentiellement aux pays producteurs tels que les États-Unis les garanties dont ils ont besoin pour continuer la production de gaz fracturé pour l’exportation via de nouveaux terminaux d’exportation ».
Ceux-ci ont besoin de «garanties contractuelles à plus long terme pour être financièrement réalisables. La ruée vers de nouveaux approvisionnements non russes », a-t-il dit, est susceptible de créer « un blocage inutile du gaz pendant trop longtemps, mais les pays essaient d’atténuer cela en réacheminant les approvisionnements ».
Andy Flower, consultant indépendant chez FlowerLNG, a déclaré à Gas Outlook: « Les nouveaux projets américains nécessitent généralement un contrat de 20 ans pour soutenir la collecte de fonds pour soutenir l’investissement dans les installations de liquéfaction, mais les contrats ont une flexibilité de destination afin que les cargaisons puissent être échangées vers des alternatives. marchés s’ils ne sont pas nécessaires en Europe pour compenser le coût.
« Les projets non américains comme le Qatar recherchent généralement un contrat à long terme avec peu ou pas de flexibilité de destination, ce qui en fait un engagement majeur pour un acheteur européen lorsque l’UE légifère pour la réduction et l’élimination éventuelle de l’utilisation du gaz naturel. »
D’autre part, le fait que de nombreux nouveaux terminaux s’appuient sur des FSRU signifie que ceux-ci « peuvent être déplacés vers d’autres emplacements s’ils ne sont plus nécessaires, comme cela s’est déjà produit avec des terminaux basés sur des FSRU, par exemple aux États-Unis, au Brésil, en Égypte et en Israël, ou utilisés pour le commerce en tant que transporteurs de GNL », a déclaré Flower. « Ainsi, les développeurs de ces terminaux ne s’engagent pas sur 20 ans ou plus à les utiliser comme FSRU. »
Le risque d’actifs échoués pour ceux-ci est minimisé par les promoteurs avec leurs affirmations sur la conversion future à l’hydrogène vert.
La réaffectation potentielle de ces terminaux pour les importations d’ammoniac ou d’hydrogène dans les années à venir a également été suggérée comme un moyen de faire face au risque d’actifs bloqués.
Cependant, « l’économie et les aspects pratiques de ces conversions sont encore très incertains » et le « risque d’actifs bloqués pour ceux-ci est minimisé par les promoteurs avec leurs affirmations sur la conversion future à l’hydrogène vert », a déclaré Aitken.
Cet article a été initialement publié par Perspectives du gaz.
Cet article a été soutenu par la Fondation européenne pour le climat afin d’aider la Gas Outlook Initiative. La responsabilité des informations et des opinions présentées ici incombe à l’auteur. La Fondation européenne pour le climat ne peut être tenue responsable de l’utilisation qui pourrait être faite des informations qui y sont contenues ou exprimées..