Marchés GNL favorables au “Gas to Power” en Afrique

Cet ambitieux projet donnera au royaume du Maroc la possibilité de se doter d’une infrastructure lui permettant d’importer du gaz naturel en forme liquéfiée venant de zones géographiques diverses telles que la Russie, le Qatar ou les Etats-Unis, une telle diversification des sources d’approvisionnement permettant ainsi au pays de se départir de toute dépendance vis-à-vis de tout fournisseur en particulier.

L’un des principaux défis à relever pour la réussite d’un tel projet sera sans nul doute la négociation des contrats d’approvisionnement qui lieront le royaume avec les pays exportateurs de GNL. Dans ce contexte, il est utile d’analyser l’environnement et l’évolution historique de ce marché afin de préciser le contexte économique dans lequel ces négociations auront lieu.

La situation du marché mondial des GNL

Des changements fondamentaux dans le marché international du GNL ces dernières années ont pour la première fois rendu réalisables les projets "Gas to Power"dans des pays d’Afrique ne disposant pas d’un approvisionnement domestique en gaz naturel ou d’un accès à un réseau de gazoducs permettant d’importer du gaz naturel de pays producteurs. Ces changements dans le marché du GNL, couplés au développement d’unités flottantes de stockage et de regazéification (FSRU) ont considérablement amoindri les coûts et le délai de réalisation de terminaux d’importation de GNL d’envergure modeste et ont, par conséquent, conduit à une recrudescence de propositions de projets "Gas to Power" à travers l’Afrique.

Historiquement, le marché mondial du GNL a été dominé par des accords aux termes desquels les producteurs vendaient de grandes quantités de GNL à de grands opérateurs électriques ou gaziers, souvent détenus par les Etats. Ces contrats à long terme (15 à 25 ans) étaient régis par le principe du "take-or-pay" qui obligeait l’acheteur à s’acquitter du prix du GNL même s’il ne pouvait pas l’utiliser en totalité, avec de surcroît très peu de flexibilité ou d’opportunité de revendre un tel surplus. Les producteurs de GNL tenaient particulièrement à cette structure, puisqu’elle leur garantissait les revenus nécessaires pour justifier l’investissement en milliards de dollars nécessaire au développement des gisements gaziers et à la construction d’une unité de liquéfaction du gaz extrait des gisements. Ces contrats étaient également acceptables pour les acquéreurs, puisqu’ils disposaient alors d’une réserve conséquente de GNL propre à soutenir d’importants investissements en infrastructures de réception et de stockage, de gazoducs et en centrales électriques.

Alors que ces contrats "take-or-pay" de long terme ont permis d’encourager le développement de la production d’énergie au gaz au sein de grands marchés énergétiques tels que le Japon, la Corée ou, plus récemment, la Chine, les opérateurs électriques ou gaziers nationaux ou autres clients justifiant de besoins moins importants ou plus variables en gaz naturel en étaient exclus et se trouvaient limités par les solutions charbon, diesel ou autres combustibles liquides pour produire de l’énergie. En effet, les quantités de GNL éventuellement requises étaient trop faibles pour que cette typologie d’acheteurs puisse attirer les producteurs de GNL contraints par la nécessité de financer des investissements massifs.

Le GNL devenu accessible pour les projets d’envergure plus modeste

De leur côté, ces mêmes potentiels acheteurs ayant des besoins variables en gaz étaient contraints par le manque de flexibilité des conditions posées par les producteurs, flexibilité pourtant nécessaire eu égard à la typologie d’unités de production d’électricité concernée que sont les générateurs utilisés par intermittence, soit pour répondre à un pic de demande d’énergie, soit pour fournir un complément aux unités de production d’énergie solaire ou éolienne ou hydraulique, en cas de sécheresse. Enfin, le coût de construction de terminaux d’importation de GNL – qui dépasse souvent le milliard de dollars – faisait du GNL une alternative trop coûteuse pour la plupart des utilisateurs de gaz naturel.

Des changements fondamentaux sur le marché international du GNL et l’utilisation d’unités flottantes de stockage et de regazéification (navires spécialement équipés pour la regazéification et le stockage du GNL amarrés à un port d’accueil) font désormais du GNL un combustible accessible pour les projets d’envergure plus modeste ou avec des besoins variables, ce qui est très fréquent en Afrique.

Le marché a connu un premier changement significatif avec le développement d’une offre de vendeurs commercialisant du GNL provenant d’une pluralité de fournisseurs et non plus d’une seule unité de liquéfaction.  Historiquement, les fournisseurs de GNL cédaient l’ensemble de leur production à un ou deux clients, sur la base d’une relation "point to point", par exemple d’une unité de liquéfaction en Indonésie jusqu’à un usager unique au Japon. Cette tendance s’est inversée lorsque les principaux fournisseurs de GNL tels que BP ou Shell ont commencé à développer plusieurs sources d’approvisionnement, afin de commercialiser le GNL "en vrac" plutôt qu’à partir d’un point spécifique et a concerné aussi bien les producteurs historiques de GNL que sont les grandes sociétés pétrolières, les sociétés impliquées dans sa commercialisation telles que les sociétés japonaises de négoce et même certaines institutions financières. Cela a permis aux fournisseurs d’introduire une plus grande flexibilité dans leur offre et a progressivement conduit à la mise en place d’un marché spot plus dynamique, où des cargaisons de GNL inutilisées peuvent être achetés en dehors de cycles préétablis.

Toutefois, le changement le plus significatif du marché du GNL est le résultat de la croissance de l’offre, qui a dépassé la croissance de la demande. Le développement des infrastructures exportatrices de GNL aux Etats-Unis, visant à écouler les volumes croissants de gaz de schiste couplé à la mise en exploitation du projet Gorgon de Chevron et des autres grandes unités de liquéfaction de GNL en Australie, a conduit à un déséquilibre de l’offre et de la demande en faveur des acheteurs de GNL.

Cette tendance pourrait s’accentuer davantage en raison des récentes découvertes de gaz naturel en Afrique, comme par exemple au Mozambique. Ce déséquilibre a également été renforcé par le ralentissement de l’économie chinoise, les changements dans la politique énergétique coréenne, visant à se détourner du gaz naturel et le lancement de plusieurs centrales nucléaires au Japon. De plus, de nombreux acheteurs historiques de GNL provenant des terminaux d’exportation américains ont acheté plus de GNL que finalement nécessaire, soit parce que leurs besoins ont crû moins vite que prévu, soit parce qu’ils ont anticipé une hausse des prix qui leur aurait permis de revendre l’excédent avec une certaine marge. Plusieurs de ces acheteurs cherchent ainsi maintenant à revendre leur excédent de GNL sur le marché secondaire, devenant de ce fait des acteurs du marché de la commercialisation de GNL par défaut.

Une surproduction, jusqu'à quand?

En raison de l’actuelle surproduction de GNL, plusieurs fournisseurs de GNL, y compris les grands fournisseurs comme les majors pétrolières, sont à la recherche d’une nouvelle typologie de clients qu’ils n’envisageaient pas auparavant et sont désormais disposés à convenir d’une certaine flexibilité sur les volumes et le calendrier d’approvisionnement ; flexibilité qui n’était alors accessible qu’en contrepartie d’un prix très élevé, voire tout simplement exclue. Pour la première fois, ces changements ont fait du GNL une alternative envisageable pour les exploitants d’unités de production d’énergie de taille modeste et / ou sujettes à une demande variable de combustible.

Le développement du nombre de fournisseurs et la surproduction de GNL a coïncidé avec le développement d’unités flottantes de stockage et de regazéification, comme alternative aux terminaux d’importation terrestres de GNL. Bien que les FSRU actuellement sur le marché n’offrent pas de capacité de stockage assez grande pour les grands consommateurs de gaz naturel, ils n’en demeurent pas moins significativement moins coûteux que les installations terrestres (souvent trois ou quatre fois moins chers). Puisqu’ils sont construits dans des chantiers navals et installés sur mer, dans l’enceinte même du site, ils peuvent en outre être mis en service beaucoup plus rapidement qu’une installation terrestre, puisqu’ils ne nécessitent pas l’obtention des autorisations associées dont les procédures de délivrance sont souvent complexes, chronophages et sujettes à recours. Les FSRU peuvent aussi être financés conformément aux pratiques habituelles en matière de financement d’actifs, puisqu’ils conservent souvent une valeur résiduelle. En conséquence, ils peuvent offrir une solution à moyen terme aux pays souhaitant mettre en place des programmes "Gas to Power" visant à catalyser la croissance d’un marché intérieur de gaz (par exemple en Afrique du Sud) et permettant ultérieurement de calibrer efficacement la taille d’installations de regazéification, en fonction de la demande domestique en gaz.

Un certain débat anime les professionnels du secteur sur la question de savoir combien de temps encore la situation de surproduction perdurera. Une récente étude publiée par Barclays Capital prévoit que la demande en GNL dépassera de nouveau l’offre en 2019. D’autres experts du secteur soutiennent que le déséquilibre actuel durera plus longtemps. En réalité, il est une variable très difficile à prévoir qu’est le nombre d’unités de liquéfaction de GNL en cours de processus de délivrance des autorisations requises aux Etats-Unis, ainsi que le nombre de projets envisagés au Canada et confrontés à des contentieux soulevés par des populations autochtones, qui seront effectivement construites. Il demeure également incertain de savoir si seront prises les décisions finales d’investissement relatives au développement des réserves de gaz naturel découvertes en Afrique de l’Est et la construction de leurs unités de liquéfaction associées.

De nouveaux entrants dans le marché du GNL

Le prix du GNL est actuellement 50% inférieur qu’il y’a juste quelques années. En raison de l’indexation du prix du GNL sur celui du pétrole (en utilisant souvent l’index Brent), la raison principale de cette baisse des prix est liée à la chute du prix du pétrole qui est passé de 126$ en 2012 à 29$ (plus bas cours) et fluctue aujourd’hui autour de 50$. Toutefois, l’entrée des Etats-Unis sur le marché de l’exportation de GNL pourrait radicalement changer la structuration des prix.

En effet, les prix des exportations américaines de GNL sont indexés sur les prix du marché domestique de gaz naturel plutôt que sur celui du pétrole et, en raison du développement rapide du gaz de schiste, les prix américains du gaz (base énergie équivalente) sont mécaniquement demeurés beaucoup plus bas que ceux du pétrole, même au cours de toute la période de déclin du prix du pétrole.  Par conséquent, sur la période 2010 à aujourd’hui et à l’exception de quelques mois seulement, si des exportations de GNL depuis les États-Unis avaient été disponibles, elles auraient été beaucoup moins chères que les volumes disponibles de GNL indexés sur le prix du pétrole, même en tenant compte du coût de liquéfaction et de transport.

Les changements dans le marché du GNL et le développement des unités flottantes de stockage et de regazéification rend ainsi possible la réalisation de centrales à gaz (GNL) en Afrique, même pour des unités de production de taille modeste servant des marchés locaux ou régionaux, en raison d’une absence de réseau de transmission électrique suffisamment développé. Une série de projets "Gas (LNG) to Power" sont actuellement à différent stades de développement dans plusieurs pays du continent comme le Maroc, la Côte d’Ivoire, le Ghana, la Namibie ou l’Afrique du Sud.

Pour certains d’entre eux, comme en Côte d’Ivoire, au Ghana ou en Namibie, leur viabilité financière suppose la mise en place d’unités flottantes de stockage et de regazéification. Pour d’autres, comme le projet actuellement envisagé au Maroc, leur envergure est assez importante pour justifier la construction d’un terminal terrestre d’importation.  C’est ainsi que, pour la première fois, les solutions "Gas (LNG) to Power" sont devenues une opportunité alternative à la fois attractive et viable aux solutions habituellement utilisées pour satisfaire aux besoins énergétiques en Afrique.

Dans un tel contexte hétérogène, complexe et peu prévisible, la négociation des contrats d’approvisionnement sera un levier essentiel de protection des intérêts des nouveaux entrants dans le marché du GNL et une garantie de viabilité de ces projets sur le long terme.