CHRONIQUES

L’UE reste fortement dépendante des importations de gaz. Cette situation est aggravée par la chute de plus d’un tiers (36 %) de la production nationale de gaz entre 2020 et 2023, principalement due aux réductions effectuées par le plus grand producteur, les Pays-Bas. Cette tendance à la baisse de la production nationale devrait se poursuivre, sans augmentation significative à court terme de la production de gaz vert de l’UE, incluant le biogaz et le biométhane.

L’UE s’est procuré du gaz, notamment du gaz GNL, qui représente maintenant 40% des importations de gaz (GNL+gazoducs), de l’UE, auprès de sources et de fournisseurs alternatifs, ce qui a amené à réduire considérablement les importations de gaz russe.

Les États-Unis étaient à nouveau le plus grand fournisseur de GNL de l’Europe (UE-27 et Royaume-Uni) en 2023, représentant près de la moitié des importations totales de GNL, selon les données du CEDIGAZ.

L’année dernière marquait la troisième année consécutive au cours de laquelle les États-Unis ont fourni plus de GNL à l’Europe que tout autre pays : 27 %, ou 2,4 milliards de pieds cubes par jour (Bcf/j), des importations européennes totales de GNL en 2021 ; 44 % (6,5 milliards de pieds cubes/j) en 2022 ; et 48 % (7,1 milliards de pieds cubes/j) en 2023. En 2023, l’Europe a importé pour 145 milliards de mètres cubes de GNL, la part des Etats-Unis étaient de près de 70 milliards de mètres cubes.

Le Qatar et la Russie sont restés l’année dernière les deuxième et troisièmes fournisseurs de GNL de l’Europe. Le Qatar a fourni 14 % (2,0 bcf/j) et la Russie 13 % (1,8 bcf/j). Ensemble, les États-Unis, le Qatar et la Russie ont fourni les trois quarts des importations européennes de GNL en 2022 et 2023.

De plus, l’UE a continué d’accélérer sa transition vers les énergies propres, en déployant un record de 73 GW d’énergies renouvelables en 2023, ce qui a remplacé quelque 13 milliards de mètres cubes d’importations de gaz. En effet, la réduction de l’utilisation du gaz dans la production d’électricité a contribué à environ 75% de la réduction de la demande de gaz en 2023.

En 2023, les livraisons de gazoduc russe vers l’Union européenne ont chuté de 80 % par rapport à 2021, bien qu’une augmentation temporaire des importations de GNL en provenance de Yamal ait partiellement compensé cette baisse.

Ainsi, la part du gaz russe dans les importations européennes est passée de plus de 40 % avant l’invasion à seulement 14 % en 2023.

La Norvège est désormais le principal fournisseur extérieur de gaz de l’UE, acheminant la majeure partie de son gaz par gazoduc et exportant également environ 4 millions de tonnes de GNL par an depuis l’usine d’exportation de Hammerfest. Le gaz norvégien par pipeline est généralement envoyé au Royaume-Uni, à la Belgique, à la France, à l’Allemagne et aux Pays-Bas. Cependant, depuis novembre 2022, le gaz norvégien est également injecté dans le réseau danois à Nybro dans le cadre du projet Baltic Pipe, qui fournit 10 milliards de mètres cubes par an à la Pologne.

De nouvelles sources, telles que l’Égypte, l’Angola et Oman, ainsi que des importations croissantes en provenance d’Azerbaïdjan, ont contribué à diversifier davantage le mix d’importations de gaz de l’UE.

Par conséquent, la dépendance de l’UE vis-à-vis des importations par voie maritime et océanique s’est accentuée. En 2022 et 2023, la majorité des importations de gaz de l’UE ont été acheminées par des gazoducs offshore traversant la mer du Nord, la mer Méditerranée et la mer Baltique, provenant de pays comme la Norvège, l’Algérie et la Libye, ou par méthaniers en provenance des États-Unis, du Qatar et d’Égypte. Près de 80 % des importations de gaz sont arrivées par voie maritime en 2022, et ce chiffre a augmenté à 87 % en 2023. L’Azerbaïdjan est le seul fournisseur, en dehors de la Russie, à acheminer du gaz par gazoducs terrestres.

Si une plus grande part des importations de gaz par voie maritime réduit la dépendance à l’égard des pays de transit, certains pays de transit restent importants pour l’UE. Les pays de l’UE importent toujours d’importants volumes de gaz russe via le gazoduc ukrainien. Le rôle de transit de la Turquie s’est accru avec le gazoduc TurkStream, l’augmentation des flux en provenance d’Azerbaïdjan et les réexportations de GNL. Le Royaume-Uni conserve également un rôle de transit important.

En effet, la Turquie, à laquelle Gazprom exporte du gaz naturel via deux gazoducs, TurkStream (pour le marché international) et Bluestream (pour le marché turc), s’est positionnée pour servir de plateforme intermédiaire pour le gaz russe. La capacité combinée de ces pipelines est de 47,5 milliards de mètres cubes (16 pour Blue Steam, 31,5 pour Turk Stream), mais cela n’a que rarement été entièrement utilisé.

Blue Stream a été ouvert en 2002 et a fonctionné à pleine capacité en 2021 lorsque les exportations russes vers la Turquie ont atteint un record de 26,7 milliards de mètres cubes.

Les importations de gaz de l’Azerbaïdjan vers l’Union Européenne ont augmenté ces dernières années, principalement via le corridor gazier sud-européen, qui comprend le gazoduc Trans-Adriatique (TAP). En 2023, l’UE a importé environ 10 milliards de mètres cubes de gaz naturel de l’Azerbaïdjan. Ce volume est resté constant ou a légèrement augmenté par rapport aux années précédentes, conformément à des contrats pluriannuels établis pour garantir un approvisionnement stable.

Le gaz azerbaïdjanais est acheminé vers l’UE principalement via le corridor gazier sud-européen, qui inclut le gazoduc Trans-Anatolien (TANAP) traversant la Turquie et le gazoduc Trans-Adriatique (TAP) qui arrive en Italie. Le TAP joue un rôle clé en transportant le gaz jusqu’en Italie, d’où il peut être redistribué vers d’autres pays européens. Cette infrastructure permet de sécuriser l’approvisionnement en gaz tout en diversifiant les sources.

Les principaux pays européens recevant du gaz azerbaïdjanais incluent l’Italie, la Grèce et la Bulgarie, l’Italie étant l’un des plus grands consommateurs de ce gaz grâce à la capacité de transport directe du TAP. Cette répartition géographique permet à plusieurs pays européens de bénéficier de cet approvisionnement stable et diversifié.

L’importation de gaz en provenance de l’Azerbaïdjan s’inscrit dans la stratégie de l’UE visant à diversifier ses sources d’approvisionnement en gaz. Cette diversification est essentielle pour réduire la dépendance vis-à-vis de la Russie et accroître la sécurité énergétique du continent. Ainsi, le gaz azerbaïdjanais joue un rôle crucial dans la stabilité et la sécurité énergétique de l’Europe, contribuant à une meilleure résilience énergétique face aux fluctuations géopolitiques.

Cependant, l’augmentation des importations de gaz par voie maritime au sein de l’UE présente de nouveaux risques, notamment les goulets d’étranglement pour le GNL dans le canal de Suez et le détroit d’Ormuz.

Il devient de plus en plus crucial d’assurer la sécurité du commerce maritime et des infrastructures offshores. Des incidents comme le sabotage présumé du gazoduc Balticconnector à la fin de 2023 et les explosions des pipelines Nord Stream en 2022 ont perturbé l’approvisionnement en gaz et mis en évidence la vulnérabilité des infrastructures sous-marines critiques.

L’augmentation des importations en provenance de pays exportateurs desservant également d’autres marchés expose l’UE à une concurrence mondiale accrue. Alors que la Norvège et l’Algérie dirigent près de 75 % de leurs exportations de gaz vers l’UE par gazoduc, cette tendance ne se retrouve pas chez d’autres exportateurs.

En 2022, les États-Unis ont expédié environ 30 % de leurs exportations de gaz vers l’UE, tandis que le Qatar n’en a envoyé que 15 %. Cette même année, l’UE était le quatrième plus grand marché mondial du gaz après les États-Unis, la Russie et la Chine. Cependant, la consommation combinée de gaz des pays d’Asie du Sud-Est et d’Asie du Sud, à l’exclusion de la Chine, est presque 40 % supérieure à celle de l’UE.

À l’avenir, selon l’analyse d’ICIS LNG Foresight, la demande européenne de GNL devrait atteindre 136 millions de tonnes en 2024, représentant 32 % du marché mondial. En 2025, cette demande devrait augmenter à 142 millions de tonnes, tout en maintenant une part de marché de 32 %.

En 2026, avec l’anticipation d’un excédent sur les marchés mondiaux, l’Europe devrait importer 135 millions de tonnes, soit 30 % du marché mondial. Pendant ce temps, la demande asiatique de GNL devrait atteindre 235 millions de tonnes en 2024, représentant 55 % du marché mondial. En 2025, cette demande devrait atteindre 237 millions de tonnes avec une part de marché de 53 %. En 2026, lorsque l’excédent est prévu sur les marchés mondiaux, l’Asie devrait importer 242 millions de tonnes, représentant 54 % du marché mondial.

Malgré un accès limité aux plus grandes réserves de gaz du monde en Russie, l’UE peut potentiellement se tourner vers des réserves largement inexploitées dans la péninsule arabique et en Asie centrale, notamment en Iran et au Turkménistan. L’Iran possède les deuxièmes plus grandes réserves de gaz au monde avec 1 200 billions de pieds cubes, tandis que le Turkménistan détient les quatrièmes plus grandes réserves, estimées à 50 trillions de mètres cubes.

Cependant, accéder à ces réserves est difficile en raison de l’insuffisance des infrastructures, de la forte demande intérieure (comme en Iran), de la proximité de grands centres de demande tels que la Turquie et la Chine, et d’une géopolitique complexe, notamment en Iran.

Toutefois, les producteurs majeurs comme le Qatar et les États-Unis disposent d’une capacité de production importante. Le défi de développer de nouvelles voies d’accès aux réserves inexploitées souligne l’importance pour l’UE de continuer à importer du gaz de ces pays.

L’UE vise à réduire les risques associés à ses importations de gaz afin d’assurer des approvisionnements stables et dépolitisés. L’un des principaux risques est que la Russie exploite ses relations avec d’autres fournisseurs de gaz pour nuire aux intérêts de l’UE.

Bien que l’UE ait pour objectif de cesser toutes les importations de gaz russe d’ici 2027, cet objectif n’est pas juridiquement contraignant, et l’UE pourrait toujours devoir interagir avec des exportateurs liés à la Russie.

Le vote des exportateurs de gaz lors de la session d’urgence des Nations Unies en février 2023, qui appelait la Russie à retirer ses forces militaires d’Ukraine, pourrait révéler leur alignement avec la Russie. L’adhésion de certains pays au Forum des pays exportateurs de gaz (GECF), un groupe de douze membres qui coordonne partiellement les politiques d’exportation de gaz, dont la Russie et l’Iran, suggère également un risque potentiel d’alignement sur les intérêts russes.

Si la demande de gaz de l’UE en 2023 peut être satisfaite par des pays soutenant la résolution, il est impossible de répondre aux besoins actuels ou prévus par l’AIE pour 2030 sans l’approvisionnement des membres du GECF. Cela souligne la nécessité pour l’UE de développer une stratégie visant à réduire les risques liés aux relations commerciales avec les principaux fournisseurs du GECF à court et moyen terme.

En outre, le méthane, principal composant du gaz naturel, est émis par les infrastructures pétrolières et gazières et est responsable d’environ un tiers du réchauffement climatique net. Pour minimiser l’impact climatique de son industrie gazière et de ses importations de gaz, l’UE a adopté un règlement sur le méthane.

Ce règlement impose aux opérateurs de réduire les émissions de méthane, de surveiller et de déclarer les émissions provenant de sources nationales et importées, et de respecter des limites d’émissions pour les importations de gaz à partir de 2030. En outre, l’UE soutient le Global Methane Pledge, un engagement volontaire de 157 pays visant à réduire collectivement les émissions mondiales de méthane.

Afin de satisfaire la demande de gaz (en supposant qu’elle reste au même niveau qu’en 2023) tout en minimisant les émissions de méthane, l’UE devrait prioriser les importations de gaz en provenance de Trinité-et-Tobago, de Norvège, du Qatar, d’Oman et des États-Unis.

Si la demande de gaz diminue comme prévu par l’AIE et que la production intérieure de gaz de l’UE reste aux niveaux de 2023, l’UE n’aurait plus besoin d’importer du gaz des États-Unis.

Ensuite, avant la guerre en Ukraine, la demande de gaz de l’UE était en grande partie satisfaite par des sources qui dépendaient fortement du marché gazier de l’UE. La Norvège et la Russie envoyaient chacune environ 70 % de leurs exportations de gaz vers l’UE.

Cette interdépendance a donné lieu à une coopération et à un engagement à plusieurs niveaux dans les secteurs gaziers de l’autre partie, ce qui était particulièrement évident pour l’Allemagne.

La crise du gaz, déclenchée par la forte baisse des livraisons de gaz russe, a mis fin au modèle de coopération qui prévalait jusque-là avec les principaux partenaires. Elle a confirmé les craintes, notamment en Europe centrale et orientale, selon lesquelles l’interdépendance augmenterait les risques lorsqu’un fournisseur majeur défie la logique du marché.

Les acteurs du marché de l’UE ont désormais diversifié leurs sources d’approvisionnement, en important auprès de fournisseurs moins dépendants du marché de l’UE. En 2023, plus de 70 % de la demande de l’UE pourrait théoriquement être satisfaite par des approvisionnements provenant de sources exportant plus de 70 % de leur propre gaz vers l’UE.

Pourtant, le rôle des fournisseurs moins dépendants du marché de l’UE, notamment les États-Unis (29 % de ses exportations de gaz), le Qatar (15 %) et Oman (4 %), est en augmentation.

L’absence de dépendance des petits exportateurs de gaz à l’égard de l’UE pourrait se traduire par un engagement moindre envers l’UE, en particulier si les contrats à long terme ne soutiennent pas l’approvisionnement.

Le choix de sources alternatives implique des compromis, notamment en termes de nouvelles vulnérabilités liées à un approvisionnement en gaz diversifié, telles que la sécurité des routes maritimes et la dépendance à des fournisseurs moins intégrés au marché de l’UE.

Actuellement, le mix des importations de gaz est largement déterminé par les forces du marché. Ce sont principalement les décisions des entreprises, plutôt que les objectifs stratégiques nationaux ou les décisions prises au niveau de l’UE, qui déterminent la provenance des importations de gaz en Europe.

Les prix continueront de jouer un rôle prédominant dans la détermination du mix des importations de gaz. Cependant, l’expérience récente montre qu’il est nécessaire de suivre et d’anticiper plus attentivement les évolutions du marché et d’élaborer éventuellement une politique d’importation de gaz plus explicite, soutenue par une législation.

L’UE pourrait fixer un niveau maximum de dépendance à l’égard d’une source d’importation unique, en complément des exigences existantes du règlement sur la sécurité de l’approvisionnement en gaz. Ce règlement vise à garantir que les pays disposent d’infrastructures gazières suffisantes pour répondre à la demande même en cas de perturbation de leur principale source d’approvisionnement.

Le règlement sur la sécurité de l’approvisionnement en gaz devrait être révisé en 2025 afin de s’adapter aux changements du marché du gaz. Cette révision répondra aux nouveaux défis en matière de sécurité découlant de la décarbonisation du marché du gaz de l’UE et de l’évolution des structures d’importation en raison de la guerre en Ukraine. Cette révision offre l’occasion de réévaluer les nouvelles dépendances et d’atténuer les risques associés.