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Dans de nombreuses régions du monde, le charbon et le gaz naturel se font concurrence pour fournir l’électricité. Avec la flambée du prix du gaz, le charbon force la porte en Europe, en Inde et en Chine et même aux États-Unis. Opération : éviter une pénurie d'électricité prolongée. Les flux maritimes et l’emploi des navires s’en trouvent complètement bouleversés. Et les objectifs de décarbonation temporairement oubliés.

Cette histoire-là, personne ne l’avait sans doute vu venir. L’épidémie, qui a complétement déstructuré l’approvisionnmement mondial, désorganisé les marchés de matières premières et provoqué une crise mondiale des énergies, contrarie de surcroît les objectifs décarbonation. La flambée du coût de production de l’électricité pousse les États à revenir au charbon, énergie plus accessible.

Le combustible fossile et le gaz naturel restent les deux principales sources pour produire de l'électricité, l’un prévalant sur l’autre en fonction de leurs coûts relatifs. Les prix du gaz naturel étant plus volatils que ceux de son concurrent, ils déterminent souvent la part relative de la production assurée par l’un ou l’autre. Comme les centrales électriques au gaz naturel convertissent le combustible en électricité plus efficacement, cette production peut s’avérer plus compétitive, y compris avec un gaz naturel légèrement plus onéreux que le charbon.

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Choc d’offre et de demande

Mais ce rapport est aujourd’hui influencé par d’autres forces. Les prix du gaz naturel sont devenus paraboliques, situation résultant d'une combinaison de facteurs liés à la demande et à l'offre qui se sont exercés à différents endroits du globle (hiver 2020-2021 froid, restrictions environnementales, aléas géopolitique...). Les contrats à terme à court terme ont atteint ces derniers jours 155 € par MWh, ce qui représente une hausse de 657 % depuis le début de l'année.

Témoignant de l’extrême volatilité des marchés, les prix ont considérablement corrigé à la baisse suite à l'annonce d'une augmentation imminente de l'offre russe. Les contrats à terme sont alors passés in extenso sous la barre des 100 € par MWh entraînant dans sa chute le charbon, tombé à 190 $/t et stabilisés depuis autour de 214 $ alors qu’il caracolait autour des 230-50 $.

L’Europe particulièrement exposée

L'Europe est davantage exposée aux flucuations des prix en raison de ses faibles stocks, de sa forte dépendance au gaz naturel et d’événements conjoncturels (centrales nucléaires en maintenance au Royaume-Uni et en Allemagne). La situation a incité ses États membres à relancer la production d'électricité à partir du charbon.

Les importations européennes de charbon ont ainsi augmenté de 34 % par rapport à l'année précédente au troisième trimestre, atteignant 11,6 Mt. Alors que les prix du gaz atteignent des sommets, le coût de la production d'électricité à partir du charbon était jusqu'à 50 % moins élevé que celui du gaz, compte tenu du coût de la combustion du charbon dans le cadre du système européen d'échange de quotas d'émission. 

Un capesize charbon du Kazakhstan à destination de la Chine

La Chine, qui avait émis des restrictions sur l’extraction de charbon et sur les importations, fait également marche arrière, confrontée à des pannes d’électricité géantes provoquées par des pénuries de charbon, qui assure toujours 60 % de sa production électrique. 

Les stocks des centrales électriques chinoises représentent actuellement onze jours d'approvisionnement, soit le niveau le plus bas depuis cinq ans, tandis que la fourniture en électricité des industries à forte consommation d'énergie, telles que la production de ciment et d'engrais, a été rationnée.

Bien que l'interdiction officielle du charbon australien est toujours en vigueur, les importations totales de charbon de la Chine au cours du troisième trimestre ont augmenté de 47 % par rapport à l'année précédente pour atteindre 27,2 Mt, soutenues par une augmentation des volumes en provenance des fournisseurs proches, l'Indonésie et la Russie.

Mais ces volumes n'ont pas permis de satisfaire la demande, en particulier pour les origines de qualité supérieure. Par conséquent, les importations en provenance de pays plus lointains ont bondi, comme des États-Unis (volumes multipliés par près de sept en glissement annuel au troisième trimestre, à 1,2 Mt), du Canada (+ 74 %), de la Colombie (+ 189 %) ou du Mozambique (+ 341 %). D’après Break Wave Advisors, un capesize chargé de charbon du Kazakhstan à destination de la Chine aurait été repéré. Du jamais vu. In fine, l'emploi moyen de capesize par tonne de charbon expédiée a augmenté d'environ 4 % au troisième trimestre par rapport à la même période de l'année dernière. Les longues distances profitent davantage au transport maritime.

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80 % des centrales indiennes en stocks critiques

En Inde, l'augmentation de la demande d'électricité qui coïncide avec une sortie d’un épisode épidémique, le ralentissement des importations dû aux prix mondiaux élevés (d’autant que l’Inde se fournit majoritairement sur le marché spot) et les perturbations saisonnières ont créé des pénuries de charbon sans précédent depuis des années. Selon les données de la Central Electricity Authority au 11 octobre, le nombre de centrales indiennes ayant des stocks critiques – moins de huit jours de charbon – s'élevait à 116. Ils étaient estimé à 7,33 Mt le 7 octobre contre 37,56 Mt le 31 décembre 2020.

« Si tous les projets thermiques sont fermés pour cause d'insolvabilité et de préoccupations environnementales, cela entraîne un problème plus important, car les énergies renouvelables ne peuvent à elles seules répondre à la demande de consommation. Il faut donc trouver un équilibre entre les deux », a exhorté Harry Dhaul, directeur général de l'Independent Power Producers Association of India. Le gouvernement indien voudrait s’affranchir complètement des importations de charbon d'ici 2024 et Coal India, le producteur public du pays, qui représente environ 80 % de la production nationale, a réitéré son engagement à produire 1 Mdt d'ici 2023-24. 

Crise de l'énergie : les vrais gagnants

Retour en grâce du charbon aux États-Unis

Dans ses Perspectives énergétiques à court terme (Short-Term Energy Outlook), l’Energy information administration (EIA) prévoit une augmentation de 22 % de la production d'électricité au charbon aux États-Unis en 2021 par rapport à 2020. « Le secteur américain de l'électricité a produit davantage d'électricité à partir de centrales au charbon cette année, en raison de la forte hausse des prix du gaz naturel et de la relative stabilité des prix du charbon », indique l’agence américaine de l’énergie. C’est la première hausse annuelle depuis 2014.

Entre 2015 et 2020, le coût du gaz naturel livré aux producteurs d'électricité américains est resté relativement bas et stable. Or depuis le début de l'année, il a atteint en moyenne 4,93 $ par million d'unités thermiques britanniques (Btu), soit plus du double du prix de l'année dernière.

Cette année, le taux d'utilisation (connu sous le nom de facteur de charge) des générateurs au charbon est remonté à 51 %, ce qui correspond presque à la moyenne de 2018. Le secteur de l'électricité avait pourtant retiré environ 30 % de sa capacité de production dans les centrales au charbon depuis 2010, et aucune nouvelle capacité de production au charbon n'a été mise en service aux États-Unis depuis 2013. En outre, les stocks de charbon des centrales électriques américaines sont relativement faibles. 

Les vraquiers en flèche

Dans le contexte de cette ruée vers le charbon, les taux de fret ont grimpé en flèche pour les plus grands vraquiers, les taux d'utilisation des capesize atteignant désormais les niveaux extrêmement élevés, juqu’ à 86 870 $ par jour enregistrés début octobre. Un niveau qui n’avait pas été atteint depuis 2009. À l’augmentation de la demande de charbon sont venus se greffer les importants volumes du minerai de fer à transporter et un problème de congestion portuaire, qui « consomme » actuellement environ 6,6 % de l'offre. Affréter ces géants des mers pour 100 000 $ par jour n'est désormais plus exclue, estiment les analystes. 

Le marché des contrats FFA a également connu une frénésie d'achats, bien que les prix aient vacillé ces deux derniers jours dans un contexte d'extrême volatilité des marchés de l'énergie. Les contrats à terme pour les capesize réservés en octobre ont bondi de 22 000 $ en l'espace d'une semaine pour dépasser 80 000 $ avant de retomber à 73 500 $. Dans le même temps, les contrats différés pour  2022 ont bondi de 12,5 % en une semaine pour atteindre 29 500 $ soit plus du double du prix auquel ils se négociaient en janvier.

Si la demande de charbon reste forte, explique Break Wave Advisors, « il faudra trouver une offre maritime supplémentaire. A fortiori si l’approvisionnement vient des États-Unis, qui mobilisera bien plus de capesize qu’il n’en faudrait si le combustible était fourni par la Russie ou l’Indonésie. De la même manière, si la Chine s’achalande davantage en Afrique du Sud, ces volumes pourraient retirer quelques navires nécessaires au transport du minerai de fer brésilien et contribuer à resserrer le marché dans le bassin atlantique. »

Adeline Descamps

Jusqu’à quand ?

« Nous prévoyons que les prix du gaz naturel atteindront un pic d'ici le printemps 2022 dans une fourchette comprise entre 110 et 130 € (Natural Gas TTF NL 1st Future Monthly), en fonction de l'intensité de l'hiver, assure Euler Hermes qui, dans sa dernière étude, dresse un panorama des secteurs et zones géographiques les plus exposés. Si l'hiver est très froid dans l'hémisphère nord, nous pourrions assister à de nouvelles poussées temporaires sur les marchés des produits énergétiques et de l'électricité. Globalement, nous pensons que la demande devrait rester forte jusqu'au printemps 2022. Néanmoins, nous ne nous attendons pas à une crise énergétique prolongée, principalement parce que l'offre finira par se normaliser et, surtout, parce que dans la plupart des régions, la demande est saisonnière et diminuera au printemps ». 

La société d'assurance-crédit française du groupe Allianz appelle à une réforme du marché de l'énergie de l'UE « d'autant plus que la transition verte créera une volatilité accrue sur les marchés de l'énergie ». Selon l'Agence internationale pour les énergies renouvelables (IRENA), la production d'électricité doit doubler pour soutenir la transition verte. Or, les énergies renouvelables sont des sources de production d'électricité difficiles à gérer en l’absence de capacités de stockage encore insuffisantes.

« Comme le changement climatique pourrait rendre les phénomènes météorologiques extrêmes plus fréquents et modifier les cycles éoliens à long terme, nous devons nous attendre à une plus grande volatilité de l'approvisionnement en électricité à l'avenir. Dans l'intervalle, en cas de fréquentes pénuries d'électricité, si les prix du carbone restent relativement bas, nous pourrions même assister à des revers en termes d'objectifs d'émissions de gaz à effet de serre, car les producteurs d'électricité se tourneraient vers le charbon ou le pétrole », indique encore l’assureur-crédit. C’est exactement qui se passe aujourd'hui.

A.D.