Plafonnement des prix du pétrole en Russie, perspectives du gaz naturel, SMR nucléaires

Une image montre deux pipelines surélevés

Dans l’analyse de l’industrie énergétique de cette semaine, nous examinons la dernière sanction de l’Union européenne contre le pétrole russe, les perspectives du gaz naturel de l’Energy Information Administration et les plans du premier petit réacteur modulaire d’Amérique du Nord.

La dernière sanction de l’UE contre le pétrole russe

L’Union européenne a imposé le 5 février une sanction interdisant l’importation de tout produit pétrolier russe. Cette sanction totale s’est accompagnée de l’imposition par les pays du G7 d’un plafonnement des prix des produits pétroliers premium et à prix réduit ; les produits se négociant avec une prime par rapport au brut, comme le diesel et le carburéacteur, étaient plafonnés à 100 $ le baril et les produits se négociant avec une décote par rapport au brut, comme le mazout, étaient plafonnés à 45 $ le baril.

Ce dernier plafond de prix fonctionnera de la même manière que le premier, en s’appuyant sur les compagnies maritimes et d’assurance pour refuser de transporter ou d’assurer tout produit brut ou pétrolier dont la valeur dépasse le plafond.

L’impact le plus important sera la perturbation que le boycott de l’UE causera sur le marché du diesel alors que l’Europe continue de dépendre fortement de la Russie pour que le diesel fasse fonctionner son économie industrielle (environ la moitié des importations européennes de diesel proviennent de Russie, selon Bloomberg). Il est encore trop tôt pour discerner l’impact ultime de ces plafonds, qui ont de nombreuses implications. Certains aspects à considérer incluent :

  • La réaction de la Russie« L’objectif du boycott de l’UE et du plafonnement des prix du G7 est de réduire considérablement les revenus pétroliers de la Russie tout en maintenant l’approvisionnement mondial, mais la Russie a clairement indiqué qu’elle imposerait des contre-mesures et trouverait des solutions de contournement qui rendraient cet objectif plus difficile à atteindre. Le gouvernement russe a interdit aux exportateurs de pétrole russes de respecter les plafonds de prix, signalant en outre leur position ferme pour défier les sanctions. Compte tenu du rôle important de la Russie sur les marchés mondiaux de l’énergie, une autre considération est le potentiel de représailles du pays. Un résultat potentiel est que la Russie arrête le flux de son oléoduc vers l’Europe, actuellement d’environ 700 000 barils par jour, selon Bloomberg.
  • Efficacité du plafonnement des prix« L’interdiction des produits pétroliers aura probablement plus d’impact que le plafonnement des prix. Le plafond est probablement trop élevé pour être pertinent, car les produits se vendent actuellement à des prix plus élevés. Un plafond de prix de 100 $ sur le diesel signifiera probablement que le marché – plutôt que la sanction – continuera de fixer le prix, car le produit se vend bien au-dessus de 100 $ le baril.
  • Solutions de contournement coûteuses« L’UE doit remplacer le pétrole brut et les produits pétroliers qu’elle obtenait de la Russie avant l’interdiction. De plus, la Russie cherchera d’autres marchés vers lesquels exporter en dehors de l’UE. Cela signifiera un remaniement majeur des chaînes d’approvisionnement, à la fois pour le pétrole brut et ses produits comme le diesel. Par exemple, le diesel russe une fois destiné à l’UE peut aller en Afrique et l’UE se tournera vers les sources du Moyen-Orient pour répondre à la demande. Un autre scénario récent est que la Russie vend du brut à prix réduit en Asie, où il sera raffiné en diesel et vendu aux pays du G7, en contournant le plafond des prix. Bien que ces scénarios contournent les sanctions, ils réalisent aussi quelque peu la mission de réduire les revenus pétroliers russes.

Bien qu’il puisse y avoir une hausse des prix à mesure que le marché s’adapte à la nouvelle chaîne d’approvisionnement et aux nouveaux itinéraires, l’impact à long terme est, à notre avis, minime.

Perspectives du gaz naturel de l’EIA

Les exportations américaines de gaz naturel devraient continuer d’augmenter jusqu’en 2023, même si la volatilité des prix s’est poursuivie ces derniers mois. L’Energy Information Administration s’attend à ce que « les prix de gros du gaz naturel aux États-Unis au cours du dernier trimestre 2022 et du premier trimestre 2023 soient en moyenne inférieurs de plus de 40% » aux prévisions d’octobre de l’agence, selon un rapport de l’EIA publié le 7 février.

Parallèlement à la croissance de la production nationale et à la volatilité continue des prix, l’EIA a identifié plusieurs tendances du marché dans son rapport de prévision mis à jour pour le reste de 2023 et jusqu’en 2024 :

  • « La croissance de la consommation intérieure ralentit, d’autant plus que les sources d’énergie renouvelables remplacent le gaz naturel utilisé pour produire de l’électricité.
  • Le commerce américain du gaz naturel reste stable, les prix internationaux élevés en Asie et en Europe soutenant les exportations.
  • Le stockage de gaz naturel continue d’équilibrer l’offre et la demande, reflète les tendances à plus long terme et influence fortement les prix.

Avec la croissance de la production et le ralentissement de la croissance de la consommation intérieure, les États-Unis sont devenus l’année dernière le plus grand exportateur mondial de gaz naturel liquéfié. Ces exportations sont devenues une source importante pour l’Europe dans le contexte de la crise énergétique mondiale en cours provoquée par la guerre russo-ukrainienne en 2022, étant donné que les pays européens ont toujours compté sur la Russie pour le gaz naturel. De plus, la demande de la Chine devrait également augmenter avec la réouverture de l’économie.

Alors que les sociétés énergétiques en Amérique du Nord évaluent la production et les exportations de gaz naturel, le prix est certainement un facteur à prendre en compte. Alors que les prix intérieurs sont fortement influencés par l’offre, la demande et les conditions météorologiques saisonnières, les prix mondiaux du GNL ne sont pas aussi cycliques en ce qui concerne les conditions météorologiques saisonnières, même s’il s’agit d’une considération importante. Les conditions météorologiques extrêmes jouent un rôle plus important avec les impacts connexes sur les installations. Les entreprises énergétiques devraient surveiller de près l’équilibre entre la croissance de la production, la consommation intérieure et la demande mondiale, en particulier en Europe et en Asie, lors de la prise de décisions sur 2023.

Premier petit réacteur modulaire en Amérique du Nord

Des nouvelles du Canada en janvier concernant le premier contrat en Amérique du Nord pour la fourniture de petits réacteurs modulaires – une forme d’énergie nucléaire – indiquent un changement de perception du nucléaire en tant que source d’énergie.

Les SMR sont généralement un cinquième de la taille des réacteurs nucléaires traditionnels, produisant 300 mégawatts d’électricité ou moins, ce qui est suffisant pour alimenter environ 300 000 foyers. Les SMR peuvent faire partie intégrante des feuilles de route nettes zéro car ils ne produisent aucune émission de gaz à effet de serre et incluent des fonctionnalités qui leur permettent de fonctionner en toute sécurité sans intervention humaine. Alors que la production d’énergie solaire ou éolienne peut être intermittente, les SMR sont plus fiables et cohérents, et peuvent facilement approvisionner les zones rurales en raison de leur taille réduite et de leur facilité de transport. L’Agence internationale de l’énergie estime que le coût de production d’un mégawatt d’électricité à partir de l’énergie nucléaire est le plus bas de toutes les technologies renouvelables lorsqu’on considère le fonctionnement à vie.

À la suite de la catastrophe nucléaire de Fukushima en 2011, un mouvement mondial de transition vers l’abandon de l’énergie nucléaire a commencé. Le Japon et l’Allemagne ont fermé bon nombre de leurs centrales nucléaires, et au Canada, la province de Québec a mis hors service sa seule centrale en 2012. Depuis lors, les pénuries mondiales d’approvisionnement en pétrole et en gaz naturel ont amené le Japon à inverser sa politique et à redémarrer les centrales fermées pour sécurité énergétique, et l’Allemagne est à la recherche d’alternatives après avoir été forcée de compter sur plus de charbon pour la production d’électricité qu’elle ne l’a fait depuis des décennies. Aux États-Unis, la Nuclear Regulatory Commission a annoncé le mois dernier qu’elle avait approuvé la première conception de SMR pour une utilisation aux États-Unis.

L’opinion publique sur l’énergie nucléaire s’est également améliorée ; un sondage publié par l’Institut Angus Reid en janvier a révélé que 57 % des Canadiens appuyaient la poursuite du développement de l’énergie nucléaire au pays, contre 51 % en 2021. Le Canada compte actuellement quatre centrales nucléaires, trois en Ontario et une au Nouveau-Brunswick, et environ 15% de l’électricité du pays est fournie par la production nucléaire, se classant au sixième rang mondial pour la production totale. Avec les deuxièmes plus grandes réserves d’uranium au monde, qui est nécessaire pour alimenter les réacteurs, le Canada est bien placé pour devenir un chef de file mondial dans la réduction des émissions énergétiques grâce aux PRM.

Considérant que ce premier SMR en Amérique du Nord a été en partie financé par 970 millions de dollars canadiens de financement du gouvernement fédéral canadien, les entreprises du secteur de l’énergie devraient prévoir de tirer parti des incitatifs gouvernementaux disponibles pour atteindre les objectifs de zéro émission nette.

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