Préparer le prochain hiver

L'Union européenne a jusqu'à présent surmonté la crise énergétique provoquée par l'invasion de l'Ukraine par la Russie en février 2022 et gérera l'hiver 2022/23 même si la Russie interrompt brusquement tous les flux de gaz par gazoduc. Cependant, des préparatifs doivent être faits pour l'hiver 2023-24. En particulier, les installations de stockage de gaz devraient être remplies à 90 % d'ici le 1er octobre 2023.

Nous évaluons la réduction de la demande nécessaire pour atteindre l'objectif de stockage de 90 %. Notre évaluation tient compte des importations de l'UE, des exportations pour remplir les installations de stockage de gaz en Ukraine et en Moldavie, des conditions météorologiques et de la situation sur les marchés de l'électricité, où la demande de gaz dépend fortement des sources d'énergie autres que le gaz. En supposant que les exportations russes restent limitées et que les conditions météorologiques soient normales, la demande jusqu'au 1er octobre 2023 doit rester inférieure de 13 % à la moyenne des cinq années précédentes. L'UE devrait donc prolonger son objectif de réduction de la demande, qui doit actuellement expirer le 31 mars 2023.

Deux variables détermineront la facilité avec laquelle l'objectif pourra être atteint : 1) l'offre de gaz naturel liquéfié (GNL) et 2) la nature des réductions de la demande. Les projets de déploiement rapide d'unités de regazéification atténueront les inquiétudes concernant la capacité des infrastructures d'importation de GNL. Toutefois, l'UE restera en concurrence internationale pour les cargaisons de GNL et restera vulnérable à la dynamique mondiale. Une forte croissance économique en Chine, par exemple, pourrait resserrer davantage les marchés.

La manière dont la demande sera réduite déterminera les conséquences économiques. Jusqu'à présent, les fortes réductions de la demande de gaz industriel ne se sont pas accompagnées d'une chute spectaculaire de la production industrielle, ce qui laisse présager de bonnes options de substitution. Toutefois, le secteur de l'électricité n'a pratiquement pas économisé de gaz l'année dernière, en raison de la faiblesse de la production nucléaire et hydroélectrique. Le retour de la production nucléaire française sera donc très positif. Enfin, les ménages ont réduit leur demande de gaz, en partie à cause d'un temps plus chaud que d'habitude. Un nombre record de pompes à chaleur a été déployé en 2022, ce qui suggère le début d'une évolution structurelle vers une diminution de la demande de gaz pour le chauffage.

Les politiques devraient soutenir la poursuite de cette évolution structurelle vers l'abandon du gaz. Cela implique de permettre un déploiement rapide des énergies renouvelables et de l'infrastructure de réseau correspondante, des mesures d'efficacité énergétique, une aide aux ménages qui souhaitent passer à un chauffage plus propre, et une collaboration avec l'industrie pour accélérer l'adoption de nouvelles méthodes de production à faible émission de carbone.

1 Introduction

L'Union européenne a passé la majeure partie de l'année 2022 en mode crise énergétique. L'invasion de l'Ukraine par la Russie et la réduction des exportations de gaz russe vers l'Europe qui s'en est suivie ont fait grimper les prix à des niveaux inimaginables jusqu'alors, causant des difficultés aux entreprises et aux ménages. La réponse de l'UE est restée résolue, ce qui est tout à son honneur. Jusqu'à présent, la crise a été surmontée grâce à une prise de décision rapide, au changement de combustible et à des ajustements rapides facilités par un cadre de marché solide, qui a vu l'augmentation rapide des importations de gaz naturel liquéfié (GNL) et la réduction de la demande intérieure.

L'attention se porte maintenant sur la planification du prochain hiver. Nous fournissons une analyse actualisée de la situation de l'UE, en mettant l'accent sur ce qui doit être fait pour assurer le remplissage des installations de stockage de gaz avant l'hiver 2023-24. Nous explorons différents scénarios en tenant compte des volumes de gaz que l'UE reçoit de la Russie, des conditions météorologiques et de la situation sur les marchés de l'électricité, où la demande de gaz dépend fortement des sources d'énergie autres que le gaz.

Nous examinons en détail les deux piliers de la sécurité énergétique : l'approvisionnement en GNL et la nature et le volume des réductions de la demande de gaz naturel. En ce qui concerne le GNL, les plans de déploiement rapide des infrastructures de regazéification devraient atténuer les inquiétudes concernant la capacité des infrastructures d'importation. Ces plans doivent toutefois être mis en œuvre. La concurrence pour le GNL limité sur les marchés mondiaux est un autre sujet de préoccupation. Entre-temps, la réduction de la demande dans l'UE au cours de la première moitié de l'hiver 2022-23 a été très importante. Aidée par un temps plus chaud que d'habitude, elle a contribué à une baisse significative des prix. Nous évaluons exactement comment cela a été réalisé, en mettant l'accent sur les conséquences économiques possibles. Une conclusion ferme est que l'UE devrait étendre son objectif de réduction de la demande au moins jusqu'en octobre 2023.

2 De combien la demande doit-elle être réduite ?

En août 2022, les pays de l'UE se sont mis d'accord sur un objectif de réduction de la demande de gaz naturel de 15 % entre le 1er août 2022 et le 31 mars 2023, par rapport à la moyenne de la même période au cours des cinq années précédentes[1]. Grâce à cette réduction, l'UE pourra répondre à la demande pendant l'hiver 2022-23, même sans gaz russe (McWilliams et Zachmann, 2022a). Toutefois, la crise énergétique européenne ne sera pas terminée en avril 2023.

Des décisions doivent être prises dès l'hiver 2023-24. Un règlement de l'UE sur le stockage du gaz exige que les volumes atteignent 90 % de la capacité (1 007 TWh) d'ici le 1er octobre 2023[2]. Nous avons calculé la réduction de la demande nécessaire pour l'UE afin d'atteindre cet objectif, en commençant par un stockage rempli à 71 % (800 TWh) le 1er février 2023.

Nous avons étudié trois scénarios (tableau 1) :

Un scénario de référence dans lequel les flux de gaz russe par gazoduc restent à peu près aux niveaux actuels, le gaz arrivant par le transit ukrainien et le gazoduc Turkstream (scénario UA/TS ; il s'agit des deux voies de livraison restantes pour le gaz russe vers l'UE après que les livraisons aux États baltes, par le gazoduc Yamal, et par le gazoduc Nordstream, ont été interrompues entre avril et septembre 2022). Les flux de Turkstream (TS) sont principalement destinés à la Hongrie et passent par la Serbie, tandis que le gaz de transit ukrainien passe par la Slovaquie, l'Autriche et l'Italie.
Scénario dans lequel seuls les flux de transit ukrainiens sont interrompus mais les flux Turkstream se poursuivent. Pour des raisons politiques, nous considérons que les flux Turkstream vers la Hongrie sont les moins susceptibles d'être supprimés.
Un scénario sans gazoduc russe (NRPG).

Dans tous les scénarios, les flux de gazoducs et de GNL non russes sont supposés se poursuivre au taux journalier moyen de 2022, lorsque l'UE a obtenu des volumes records de GNL (voir la section 3 pour plus de détails sur cette hypothèse ; voir également l'annexe). Nous avons calculé la réduction de la demande nécessaire en pourcentage de la demande moyenne de février à octobre des cinq années précédentes, de la même manière que l'objectif de réduction de la demande de 15 % de l'UE a été calculé[3].

 

Dans le scénario UA/TS, l'UE devrait réduire sa consommation de gaz de 13 % (320 TWh) par rapport à la moyenne des cinq années précédentes. Si le transit ukrainien est interrompu, cette réduction passe à 17 % (420 TWh) et à 20 % (490 TWh) si tous les gazoducs russes sont interrompus[4]. Les variations de température nécessiteraient des réductions plus ou moins importantes (figure 1 et tableau 2).

Figure 1 : Estimation des bilans gaziers de l'UE du 1er février 2023 au 30 septembre 2023

Source : Bruegel : Bruegel

Tableau 2 : Réduction nécessaire de la demande (%) selon différents scénarios de températures hivernales

Tableau avec 5 colonnes et 3 lignes. Affiche actuellement les lignes 1 à 3.

    Chaud Normal Froid Faible Secteur électrique
UA/TS -7 -13 -20 +2% pts
TS -12 -17 -24 +2% pts
NRPG -15 -20 -26 +2% pts

Source : Bruegel : Bruegel. Note : la faiblesse du secteur de l'électricité s'explique par une production nucléaire et hydroélectrique plus faible que d'habitude, ce qui accroît la demande de gaz dans le secteur de l'électricité. Voir section 4.2. Créé avec Datawrapper

La figure 2 montre l'évolution du gaz stocké dans le scénario NRPG le plus radical. Sans réduction supplémentaire de la demande, l'UE pourrait gérer l'hiver 2022/23 avec une réserve de 400 térawattheures, soit 35 % de la capacité de stockage. Mais la conséquence serait la nécessité d'une réduction de 32 % au cours de l'été 2023 pour remplir les installations de stockage. Entre-temps, avec la réduction requise de 20 %, les volumes de stockage ne tomberont pas en dessous de 55 % avant la fin de l'hiver 2022/23. La même logique s'applique aux deux autres scénarios. La politique doit veiller à ce que la tentation de réduire les volumes de stockage au cours de l'hiver 2022-23 ne l'emporte pas. Sinon, l'été 2023 verra probablement un retour à des prix du gaz très élevés au fur et à mesure que le stockage se remplit - une répétition des pics de prix de l'énergie en août et septembre 2022.

Figure 2 : Volumes de stockage de gaz projetés dans l'UE selon le scénario NRPG

Source : Bruegel : Bruegel.

2.1 Effets régionaux : les réductions de la demande doivent-elles varier selon les zones géographiques ?

Les goulets d'étranglement au niveau des infrastructures ont été l'une des principales caractéristiques de la crise énergétique en Europe. Toutefois, grâce à plusieurs évolutions, les goulets d'étranglement physiques s'atténuent progressivement. Tout d'abord, certains projets d'infrastructure planifiés sont entrés en service au cours des derniers mois, notamment le Baltic Pipe, qui achemine le gaz norvégien vers la Pologne, et les interconnexions entre la Pologne et la Slovaquie, la Bulgarie et la Grèce, et la France et l'Allemagne (flux inversé). Sans la crise, certains de ces projets n'auraient peut-être pas vu le jour aussi rapidement, voire n'auraient jamais vu le jour. Deuxièmement, le déploiement rapide d'unités flottantes de stockage et de regazéification (FSRU), en particulier en Allemagne, devrait fournir une capacité supplémentaire d'importation de GNL dans des zones géographiques stratégiquement importantes (figure 3).

Figure 3 : Nouvelles infrastructures gazières, septembre 2021 à octobre 2022

Source : Bruegel : Bruegel. Note : FID = décision finale d'investissement.

Troisièmement, et c'est important, les installations de stockage de l'UE sont exceptionnellement pleines au début de l'année 2023. Il est peu probable que les volumes de stockage soient entièrement épuisés d'ici la fin de l'hiver. Outre le fait d'avoir du gaz en réserve, une conséquence positive de cette situation est que les installations de stockage pleines fournissent un tampon au réseau gazier, ce qui signifie que la demande intérieure d'un jour donné peut être satisfaite par une combinaison de production, d'importations et de retraits de stockage. Cela relâche les contraintes d'importation et devrait entraîner une baisse des prix (Takácsné Tóth et al, 2022).

Par conséquent, les marchés gaziers nationaux sont aujourd'hui plus étroitement liés qu'ils ne l'étaient en 2022. Cela signifie que les variations de l'offre et de la demande dans un pays ont des répercussions plus importantes dans l'ensemble de l'UE : une augmentation de la consommation dans un pays entraînera une diminution de la consommation de gaz dans les pays voisins. Inversement, les réductions de la demande profiteront globalement à l'UE, quel que soit l'endroit où elles se produisent. Cette situation contraste avec celle du début de l'année 2022, où des arguments plausibles pouvaient être avancés pour dire que la réduction de la demande dans certaines régions n'aidait pas les pays d'Europe de l'Est en raison des contraintes d'infrastructure. En 2023, la réduction des importations espagnoles de GNL pour la production d'électricité libérera les disponibilités mondiales de GNL, dont le manque limiterait autrement l'offre européenne. Les Pays-Bas sont davantage en mesure de réduire considérablement les prix du gaz en Europe en augmentant la production du champ gazier de Groningue. Ils seraient en mesure de réduire leurs importations de GNL, tout en acheminant de plus en plus de gaz vers l'Allemagne par des gazoducs qui ne fonctionneront plus à leur capacité maximale. Ces exemples montrent qu'il existe toujours de solides arguments en faveur d'un "grand marché" à conclure entre les dirigeants de l'UE, en échangeant les avantages nationaux au profit de l'ensemble de l'UE (McWilliams et al, 2022). Des marchés plus étroitement connectés signifient que l'argument en faveur d'un achat commun de GNL et d'accords sur les subventions à l'industrie et aux ménages, et éventuellement d'un Fonds européen commun pour l'énergie (Tagliapietra et al, 2022), est encore plus fort qu'il ne l'était en 2022.

3 L'UE pourra-t-elle continuer à enregistrer des importations record de GNL ?

En 2022, les importations européennes de GNL ont augmenté de 600 TWh, soit 60 % des importations totales de 2021, 400 TWh des volumes supplémentaires provenant des États-Unis (figure 4). Cette évolution a été largement facilitée par une réorientation des flux mondiaux de GNL, l'Europe étant disposée à payer des prix plus élevés. Les importations chinoises ont diminué de 200 TWh. Dans le même temps, les exportations mondiales de GNL ont augmenté d'un peu moins de 5 %, soit 230 TWh.

Figure 4 : Évolution des importations de GNL pour certaines régions et croissance des exportations mondiales, 2022 par rapport à 2021

Source : Bruegel, d'après Bloomberg : Bruegel, d'après Bloomberg.

Ces dernières années, la capacité de liquéfaction de GNL des États-Unis a été principalement contractée par des importateurs asiatiques. En 2022, les États-Unis ont été en mesure de l'exploiter presque à pleine capacité (à l'exception de certaines installations pendant la saison des ouragans). En 2022, une partie du GNL contracté aux États-Unis par les importateurs chinois a été redirigée vers l'Europe. Cela a été possible en raison de l'augmentation de l'approvisionnement en gazoduc de la Russie vers la Chine (via le gazoduc Power of Siberia, dont les flux sont passés de 10 milliards de mètres cubes en 2021 à 15 milliards de mètres cubes en 2022), du ralentissement de la croissance économique chinoise et du changement de combustible (du gaz vers le charbon ou le pétrole). La possibilité pour l'Europe de continuer à compter sur ces volumes dépend de la capacité de la Chine à changer de combustible et de sa croissance économique. Après la levée des restrictions COVID-19, la croissance chinoise devrait dépasser les 5 %[5], soit près du double du taux de 2022.

En fin de compte, les prix sont l'arbitre entre les marchés. L'UE a pu importer autant de GNL parce qu'elle était prête à payer des prix élevés. Certains marchés asiatiques sont particulièrement sensibles aux prix mondiaux du GNL. Des prix élevés incitent à changer de combustible, ce qui pourrait libérer du GNL pour l'Europe. Les marchés du gaz américain, asiatique et européen sont tous sensibles à la température, et le GNL est couramment utilisé pour absorber les variations de la demande sur ces trois marchés. Si l'hiver n'est pas froid sur les trois marchés en même temps, une partie du GNL peut être détournée des régions où le climat est doux vers les régions où l'hiver est rude.

La Russie exporte encore 10 TWh à 15 TWh de GNL par mois vers l'UE. Ces exportations ne sont pas soumises à des sanctions, mais la Russie pourrait les réduire. Les futurs projets de liquéfaction de GNL en Russie risquent d'être retardés en raison des sanctions sur les importations d'équipements techniques.

Enfin, le marché mondial du GNL continuera à connaître une croissance régulière en 2023, avec une augmentation comprise entre 200 TWh et 300 TWh (AIE, 2023). La figure 5 illustre les importations minimales et maximales par les principales régions et les principaux pays de 2019 à 2022, et les compare à l'offre prévue pour 2023 (offre de 2022 plus croissance de 2023). Si la demande extracommunautaire est faible, l'UE disposera d'une capacité suffisante pour augmenter encore ses importations de GNL, tandis que si la demande extracommunautaire est forte, la concurrence et les prix mondiaux du GNL resteront serrés tout au long de l'année 2023.

Figure 5 : GNL mondial, fourchette de la demande attendue par rapport à l'offre attendue, 2023, TWh

 

Source : Bruegel : Bruegel.

4 Réductions de la demande : comment et par qui ?

En 2022, l'UE a réduit sa demande de gaz d'environ 500 TWh, soit 12 % de la moyenne 2019-21 (McWilliams et Zachmann, 2022b). La demande de gaz pour la production d'électricité a diminué de 2 %, tandis que la demande de l'industrie et des ménages a baissé de 15 %.

Les conséquences sociales et économiques d'une baisse de la consommation de gaz dépendent de la manière dont la demande de gaz est réduite. À une extrémité du spectre, des températures plus chaudes conduisent à des réductions faciles ; à l'autre, économiser du gaz en fermant des usines peut entraîner de graves perturbations. Nous explorons ici les possibilités de réduction de la demande par différents moyens, afin de donner une idée de la manière dont les objectifs globaux de réduction de la demande pourraient être atteints de la manière la moins douloureuse possible.

4.1 Bâtiments (ménages)

Le gaz consommé dans le secteur des bâtiments est essentiellement destiné au chauffage et, en tant que tel, la demande est à la fois très saisonnière et influencée par les variations météorologiques. Les écarts de température sont un paramètre clé pour déterminer la réduction nécessaire par rapport à un "hiver normal".

En utilisant les données de température et de demande journalière de 2021, nous avons estimé une relation entre la température et la demande de gaz pour un groupe de pays couvrant 80 % de la demande de gaz de l'UE[6]. Les calculs suggèrent que la demande de gaz de février à octobre 2023 sera supérieure de 9 % (210 TWh) si le temps est aussi froid que le plus froid des dix dernières années, et inférieure de 6 % (150 TWh) si le temps est aussi chaud que le plus chaud des dix dernières années. En ajustant la demande de référence, nous avons calculé que la demande par temps froid historique devrait être réduite de 20 % et la demande par temps chaud historique de 7 %, en supposant que les flux russes se maintiennent aux niveaux d'aujourd'hui. Ce chiffre est de 13 % pour la demande par temps normal. En l'absence de flux russes, la demande de gaz devrait être réduite de 26 % (par temps froid) ou de 15 % (par temps chaud).

En plus de réagir aux températures, les ménages peuvent réduire la demande grâce à une série de changements comportementaux et structurels. Les ménages réagissent à la fois à la hausse des prix et aux demandes des gouvernements d'économiser l'énergie (bien que ces demandes des gouvernements de l'UE n'aient pas été énergiques). En octobre et novembre 2022, la demande de gaz des ménages a été inférieure d'environ 30 % à la moyenne dans plusieurs pays de l'UE, dépassant ainsi les réductions qui auraient été attendues sur la base des seules conditions météorologiques.

De manière plus structurelle, les ménages de l'UE achètent et installent des pompes à chaleur à un rythme record. Les tendances du marché suggèrent que le nombre record d'installations de 2,2 millions d'unités de chauffage en 2021[7] sera largement dépassé en 2022. Par exemple, le marché polonais des pompes à chaleur a augmenté de 121 % en glissement annuel au cours des trois premiers trimestres de 2022. En 2022, les ventes de pompes à chaleur ont augmenté de 53 % en glissement annuel en Allemagne. Avec des hypothèses prudentes[8], nous estimons que le déploiement des pompes à chaleur à lui seul réduira la consommation de gaz de l'UE en 2023 de 20 TWh, soit 0,5 % de la consommation totale de gaz.

4.2 Secteur de l'électricité

Les problèmes liés à la production nucléaire française et la faible production hydroélectrique due à l'été très sec de 2022 n'ont pas permis d'économiser de gaz dans le secteur de l'électricité. Sans ces problèmes, qui ont entraîné une réduction de la production d'électricité de plus de 120 TWh par rapport à 2021, il aurait été possible d'économiser beaucoup plus de gaz dans le secteur de l'électricité en 2022.

Dans notre scénario de référence, nous supposons que la production nucléaire française (qui a augmenté de manière significative au début de 2023) et la production hydroélectrique italienne/espagnole se rétablissent à leurs moyennes quinquennales. La "puissance faible" décrit un scénario dans lequel la production nucléaire française et la production hydroélectrique italienne/espagnole restent aux niveaux de 2022. Nous convertissons le déficit de la demande d'électricité en demande de gaz, en supposant que l'efficacité énergétique des centrales au gaz est de 50 % et que les centrales au gaz fonctionnent pendant 35 % des heures de charge pour compenser le nucléaire français, et 80 % pour l'hydroélectricité de l'UE (dominée par l'Espagne et l'Italie).

Si le nucléaire français ne retrouve pas sa moyenne quinquennale entre février et septembre 2023, la demande de gaz augmentera de 43 TWh, tandis que si la production hydroélectrique espagnole et italienne ne se rétablit pas, 29 TWh de gaz supplémentaires seront consommés. En résumé, une autre période de faiblesse du nucléaire et de l'hydroélectricité nécessiterait une réduction supplémentaire de 2 % de la demande de gaz dans d'autres pays.

Au-delà de ces facteurs, l'accélération du déploiement des sources d'énergie renouvelables reste essentielle. En 2022, l'UE a ajouté une quantité record de capacité renouvelable. Ce record devrait être à nouveau battu en 2023.

4.3 L'industrie

Les chaînes de valeur industrielles utilisent le gaz pour fabriquer des produits finaux. Le gaz est soit une matière première, et est transformé chimiquement, soit une source d'énergie - il est brûlé pour générer de la chaleur industrielle. Les conséquences d'une réduction de la demande de gaz par l'industrie sur la production industrielle finale dépendent de la possibilité pour l'industrie de remplacer le gaz et de poursuivre la production, ou de l'éventualité d'une pénurie de gaz qui entraînerait la fermeture complète des installations industrielles et la perte d'emplois.

Une méthode simple pour surveiller les effets est de suivre la production industrielle. Dans l'ensemble, les problèmes d'approvisionnement en gaz n'ont jusqu'à présent pas affecté la production industrielle au niveau global des pays (figure 6), mais certains pays et secteurs ont été touchés.

Figure 6 : Production industrielle manufacturière totale par pays

Source : Eurostat : Eurostat. Note : indice, 100 = moyenne 2015.

Les faibles effets au niveau agrégé ne sont pas surprenants étant donné que les quatre plus grandes classifications industrielles consommatrices de gaz dans l'UE consomment 74 % du gaz industriel fourni, tout en représentant 26 % des emplois dans l'industrie manufacturière (tableau 3).

Tableau 3 : Principaux secteurs consommateurs de gaz dans une sélection d'économies de l'UE, indicateurs économiques

Tableau à 5 colonnes et 6 lignes. Affiche actuellement les lignes 1 à 6.

Secteur Emplois % des emplois manufacturiers % de tous les emplois % de la demande de gaz industriel
Fabrication de produits alimentaires, de boissons et de produits à base de tabac (C10-C12) 2 306 100 15 2 18
Industrie chimique (C20) 678 300 4 1 28
Fabrication d'autres produits minéraux non métalliques (C23) 546 200 4 1 15
Métallurgie (C24) 505 100 3 1 13
Total des quatre secteurs 4 035 700 26 4 74
                

Source : Eurostat : Eurostat. Note : nous avons compilé les données des bases de données d'Eurostat NAMA_10_A64_E (en considérant THS_PER) et NRG_D_INDQ_N pour 2020. Données pour l'Allemagne, la France, l'Italie, la Belgique et les Pays-Bas. Les données pour tous les pays ne sont pas disponibles. Créé avec Datawrapper

Pourtant, dans de nombreux cas, même au sein de ces secteurs, les effets sont atténués (figure 7). Il y a plusieurs raisons possibles à cela. Les producteurs peuvent remplacer le gaz par d'autres combustibles. Par exemple, les fours peuvent être chauffés avec du mazout léger au lieu du gaz. L'Agence internationale de l'énergie estime qu'environ la moitié de la réduction de la demande industrielle de gaz en 2022 a été obtenue en changeant de combustible (AIE, 2023). Les prix élevés encouragent également les améliorations progressives de l'efficacité énergétique. La réduction la plus importante de la production a été enregistrée dans le secteur des produits chimiques, où le gaz naturel est généralement utilisé comme matière première et est plus difficile à remplacer.

Figure 7 : Production manufacturière de l'UE27 par secteur

Source : Eurostat : Eurostat. Note : Indice 100 = 2015

La substitution est également possible par le biais des importations. Les chaînes de valeur mondiales ne permettent de remplacer que l'étape primaire d'une chaîne de valeur. L'industrie européenne aurait donc dû pouvoir s'orienter vers l'importation de produits primaires à forte intensité de gaz, en déplaçant cette demande de gaz au niveau national tout en conservant les étapes de production ultérieures et à plus forte valeur ajoutée. Mertens et Müller (2022) ont constaté que si l'Allemagne importait des produits à forte intensité de gaz et substituables aux importations, l'industrie pourrait réduire la demande de gaz de 26 %, tout en ne perdant que 3 % des ventes finales. Depuis ses usines aux États-Unis, BASF est en mesure d'augmenter ses importations d'ammoniac, qui peut ensuite être utilisé pour fabriquer des engrais en Europe[9]. L'analyse montre la flexibilité de l'industrie des engrais à réagir de cette manière sans nuire à la production nationale d'engrais (Clemens et al, 2022).

Les données suggèrent que l'industrie réduit avec succès la demande de gaz sans avoir d'impact substantiel sur la production industrielle ou l'emploi. Les trois quarts des entreprises allemandes ont déclaré avoir réduit leur consommation de gaz naturel, ce qui n'a eu qu'un impact mineur sur la production[10].

5 Que peut-on faire ? Des options sans regret

Un hiver exceptionnellement chaud, la remise en service des centrales nucléaires françaises, la faible demande énergétique chinoise et l'absence de surprises négatives sur les marchés mondiaux du GNL et en termes d'approvisionnement des gazoducs européens ont considérablement amélioré l'équilibre entre l'offre et la demande de gaz en Europe. Toutefois, si les prix ont reculé par rapport à leurs niveaux record, ils restent trois à quatre fois plus élevés que la fourchette habituelle des dix dernières années. L'équilibre entre l'offre et la demande de gaz en Europe restera un exercice de funambulisme au cours des deux prochaines années. Le système ne dispose que d'une redondance très limitée pour compenser tout risque d'approvisionnement non russe qui pourrait survenir. Les décideurs politiques doivent continuer à prendre des mesures fortes et décisives. Nous présentons une série de domaines prioritaires.

Tout d'abord, les FSRU prévus devraient être installés et commencer à fonctionner selon le calendrier promis. Deuxièmement, le gaz importé - principalement le GNL - doit être sécurisé. Des questions se posent sur le volume des contrats à long terme que les entreprises européennes devraient signer pour le GNL, et sur le rôle des gouvernements dans la facilitation de ces accords. Les nouveaux contrats à long terme ne compromettent pas nécessairement les objectifs climatiques. En 2021, les pays de l'UE avaient conclu avec la Russie des contrats à long terme d'une capacité nominale de 100 milliards de mètres cubes par an, jusqu'en 2030 (ACER, 2022). La plupart de ces contrats sont désormais superflus. Étant donné que la demande de gaz devrait diminuer plus rapidement que prévu dans l'UE, il n'est pas nécessaire de remplacer toute cette capacité par de nouveaux contrats à long terme, mais des volumes limités pourraient s'avérer nécessaires. Tout contrat doit respecter les objectifs climatiques de l'UE et être conclu avant 2049.

Notre analyse de scénario montre qu'indépendamment des flux russes, il est essentiel pour l'UE de continuer à réduire la demande jusqu'en octobre 2023. Dans des conditions météorologiques normales, la réduction requise varie de 14 % à 20 %, en fonction des importations russes par gazoduc. Au minimum, l'UE devrait accepter de prolonger son objectif de réduction de la demande de 15 % de mars à octobre 2023. En outre, il convient de poursuivre les efforts pour s'assurer que la réduction de la demande est structurelle et s'accompagne d'un minimum de dommages économiques. Le déploiement rapide des énergies renouvelables, l'électrification du chauffage et l'efficacité énergétique peuvent tous être accélérés pour réduire le fardeau de la réduction de la demande, qui doit être supporté par la réduction industrielle. Les campagnes gouvernementales doivent continuer à informer les citoyens sur l'importance des économies d'énergie et sur la manière de les réaliser avec le moins d'impact possible sur le bien-être des ménages.

Les subventions à la consommation de gaz continueront à provoquer des tensions tout en absorbant des ressources fiscales substantielles. L'amélioration de la position des différents groupes de consommateurs sur le marché restera un jeu à somme nulle tant que l'offre sera limitée. Permettre à certains consommateurs d'une zone ou d'un secteur européen d'accéder à du gaz moins cher implique de rendre le gaz plus cher pour tous les autres consommateurs. Les gouvernements devraient supprimer progressivement les subventions de manière coordonnée, en les remplaçant par des accords au niveau de l'UE si nécessaire[11].

Un autre défi dans un marché plus détendu est de savoir comment passer du régime d'urgence de 2022 pour le remplissage des réservoirs à une approche plus efficace basée sur le marché. Cela pourrait nécessiter une certaine coordination européenne, car les pays qui supprimeraient trop rapidement les interventions des pouvoirs publics pourraient avoir du mal à attirer du gaz pour le stockage. L'achat conjoint de gaz par l'intermédiaire de la plateforme énergétique de l'UE, qui exige que les pays l'utilisent pour remplir 15 % de leurs obligations de stockage (13,5 milliards de m3 au total), est un pas dans la bonne direction[12]. Comme il est probable que les stocks de gaz soient relativement pleins à la fin de l'hiver 2022-23, la plateforme pourrait finir par être responsable d'une part substantielle (plus de 50 %) du gaz pompé dans le stockage à l'été 2023.

Une question connexe est de savoir comment faire face aux coûts de remplissage du stockage d'urgence et de l'infrastructure. Les compagnies gazières ou les gros consommateurs peuvent maintenant disposer de gaz qu'ils ont acheté à des prix beaucoup plus élevés que le prix actuel du marché, et la vente ou l'utilisation de ce gaz entraînera des pertes substantielles.

Enfin, malgré toute l'analyse de la réussite de l'UE à se passer du gaz russe, il n'y a toujours pas de sanctions au niveau de l'UE sur les livraisons de gaz en provenance de Russie. Au lieu de cela, la Russie a réduit les flux vers l'UE. Le risque demeure que la Russie, après avoir constaté que son vaste embargo n'a pas eu l'effet escompté, tente d'augmenter de manière sélective les flux de gaz vers certains pays en échange de faveurs politiques. De nombreux contrats à long terme sont encore en place pour faciliter cette démarche. La militarisation de l'énergie peut fonctionner dans les deux sens : non seulement réduire la demande, mais aussi envoyer de l'énergie bon marché à des amis. Un tel scénario peut sembler farfelu, mais il reste juridiquement possible. Malgré la baisse récente des prix du gaz, la situation gazière de l'UE reste tendue et pourrait rapidement s'aggraver, en fonction des événements. Les approvisionnements en gaz via le gazoduc Nord Stream (détruit, saboté en septembre 2022) et le gazoduc Yamal (très peu susceptible d'être autorisé par la Pologne) semblent irréalisables, mais il existe un potentiel d'augmentation via le transit ukrainien et Turkstream. L'UE doit donc mettre en œuvre rapidement un outil politique commun, tel que des sanctions ou des achats conjoints, afin de désamorcer ce risque et d'anticiper toute action future de la Russie.