Énergie : Bouleversement dans le secteur de l’énergie – Comment les investisseurs peuvent en profiter

Net c’est bon. Afin de réduire au plus vite la forte dépendance de l’Allemagne vis-à-vis de l’approvisionnement en gaz russe, les premiers terminaux pour la livraison et la distribution de gaz liquéfié GNL doivent être construits en mer du Nord à Wilhelmshaven et à Brunsbüttel. A Brunsbüttel, le spécialiste néerlandais des terminaux Vopak LNG Holding a jeté l’éponge en décembre et a amorti ses investissements. Désormais, le gouvernement fédéral s’implique via la banque de développement KfW avec 500 millions d’euros et 50% de la société d’exploitation, 40% sont repris par l’opérateur de réseau de gaz néerlandais Gasunie et 10% par le fournisseur RWE. Gasunie sera l’exploitant de l’usine.

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Outre Brunsbüttel et Wilhelmshaven, Stade et Rostock sont également envisagés comme emplacements pour les terminaux GNL. Selon l’association énergétique VDEW, 36 terminaux GNL sont en service à travers l’Europe.

Selon le VDEW, la République fédérale d’Allemagne peut s’approvisionner en GNL via les pipelines existants depuis les terminaux de Gate aux Pays-Bas, de Dunkerque en France et de Zeebrugge en Belgique jusqu’à ce que les terminaux allemands soient opérationnels, qui selon les premières estimations se trouvent à Brunsbüttel au au plus tôt en 2025.

Le pétrole et le gaz représentaient ensemble 59% de la consommation d’énergie de l’Allemagne en 2021. Deux tiers des approvisionnements en gaz proviennent de Russie, 21 % de Norvège et un peu plus de 11 % des Pays-Bas.

Afin de sécuriser les approvisionnements en GNL de l’Allemagne, le ministre fédéral de l’Économie, Robert Habeck, s’est rendu à Doha, la capitale de l’État désertique du Qatar. Le deuxième producteur mondial de gaz liquéfié après l’Australie entend étendre considérablement ses capacités au cours des prochaines années. Habeck a réussi à conclure « un partenariat énergétique à long terme » avec le Qatar. À court terme, cependant, les accords n’aident pas l’Allemagne à remplacer le gaz russe. C’est probablement l’une des raisons pour lesquelles Habeck a averti que les travaux de planification et de construction des terminaux GNL à Brunsbüttel et Wilhelmshaven doivent être nettement plus courts que les cinq années habituelles jusqu’à présent.

Remplace 40 % du gaz de l’UE

Le 23 mars, la Russie a annoncé qu’elle n’accepterait à l’avenir que des roubles pour les exportations de gaz. Cette mesure radicale du Kremlin, qui rompt également les contrats d’approvisionnement existants, a rendu le gaz plus cher de 30% mercredi. En Europe, la Russie couvre environ 40 % des besoins en gaz. La manœuvre du Kremlin pour soutenir la monnaie nationale est susceptible d’affecter les plans de l’UE remplacer une partie importante du gaz russe par du GNL supplémentaire d’ici un an. Selon les calculs du service boursier américain Bloomberg, cela nécessiterait des importations de l’ordre de près de 40 millions de tonnes. Cela correspond presque aux besoins annuels de la Corée du Sud. Le pays est le troisième acheteur sur le marché mondial. réLa demande de l’UE dépasserait largement l’offre supplémentaire disponible. Environ 65% de la production de GNL est sécurisée par des contrats à long terme: « Cela exercerait une énorme pression à la hausse sur les prix au comptant », prévient Saul Kavonic, analyste énergie à la Bank Credit Suisse. Les approvisionnements mondiaux en gaz sont rares. Le plan GNL européen devrait stimuler les efforts des pays asiatiques pour sécuriser le gaz. « C’est très inefficace lorsque le GNL australien va en Europe, mais cela pourrait arriver. La plupart des règles des marchés de l’énergie ont été jetées par-dessus bord », déclare l’expert Kavonic.

Réorganisation du marché du gaz

Meg O’Neil, PDG de Woodside Petroleum, a déclaré: « Le monde réfléchira sobrement à la voie de la diversification énergétique et se tournera vers des pays comme les États-Unis et l’Australie pour voir comment ils peuvent soutenir des pays partageant les mêmes idées, leur approvisionnement énergétique « , elle a déclaré récemment lors d’une conférence à Sydney. Woodside Petroleum est le numéro 1 australien du gaz naturel et du GNL.

Les effets mondiaux de la guerre de la Russie en Ukraine modifieront à jamais le marché du gaz. Selon le VDEW, les terminaux GNL européens étaient utilisés à 40 % en 2020, il existe donc un potentiel pour des volumes de livraison plus élevés même sans nouveaux bâtiments. Cependant, il reste à voir dans quelle mesure le GNL supplémentaire peut être distribué via l’infrastructure en Europe. Le norvégien Equinor, deuxième fournisseur de gaz en Allemagne, devrait également augmenter sa capacité d’exportation.

Lors de son voyage dans le golfe Persique, le ministre de l’Économie Habeck s’est également rendu aux Émirats arabes unis avec une délégation de représentants d’entreprises allemandes, dont le patron de RWE Markus Krebber et la directrice de Thyssenkrupp Martina Merz, pour négocier une coopération en matière d’hydrogène à Abu Dhabi.

L’hydrogène est une activité à fort potentiel tant pour RWE que pour Thyssenkrupp. RWE, autrefois deuxième fournisseur allemand d’électricité à partir de gaz et de charbon, aligne désormais son modèle commercial sur les énergies renouvelables et l’hydrogène. Après avoir changé de domaine d’activité avec l’ex-concurrent Eon, aujourd’hui le plus grand opérateur de réseau d’Europe, RWE est le plus grand fournisseur d’électricité verte d’Allemagne.

A Brunsbüttel, RWE construit également un terminal pour l’ammoniac vert parallèlement à sa participation au terminal GNL. Vert car le gaz est produit à partir de trois molécules d’hydrogène et d’une molécule d’azote à partir d’électricité issue d’énergies renouvelables.

L’ammoniac, matière première convoitée pour les engrais azotés, est également un moyen de transport pratique pour l’hydrogène. A partir de 2026, 300 000 tonnes d’ammoniac vert doivent être livrées chaque année à Brunsbüttel afin de le distribuer aux clients de RWE. Dans la prochaine étape d’expansion, de l’hydrogène vert doit également être produit à partir de l’ammoniac. RWE veut livrer la source d’énergie directement aux clients industriels via des pipelines. À cette fin, jusqu’à deux millions de tonnes d’ammoniac doivent être livrées chaque année à Brunsbüttel.

Le potentiel de l’hydrogène

Pendant ce temps, le groupe industriel et sidérurgique Thyssenkrupp prépare l’introduction en bourse de sa filiale hydrogène Nucera. L’entreprise a développé une nouvelle technologie d’électrolyse alcaline de l’eau pour produire de l’hydrogène vert à l’échelle industrielle. Au tournant de l’année, le carnet de commandes de Nucera s’élevait à 900 millions d’euros. Fin décembre, le fabricant américain de gaz industriels Air Products a commandé une centrale d’une capacité de deux gigawatts pour l’un des plus grands projets d’hydrogène vert.

Le potentiel de marché pour des entreprises comme Nucera de Dortmund, NEL Asa de Norvège et Plug Power des États-Unis est énorme. Les prix élevés du gaz devraient accélérer le changement technologique du gris au vert dans la production d’hydrogène, c’est-à-dire le remplacement du gaz naturel par l’électrolyse de l’eau par l’électricité du soleil et du vent. Selon Nucera, 110 milliards de dollars ont été récemment vendus dans le monde avec de l’hydrogène gris. Avec l’utilisation de l’électrolyse de l’eau pour l’hydrogène vert, les experts s’attendent à multiplier par sept le volume des ventes d’ici 2050. Le plus grand groupe mondial de gaz industriels, Linde, qui réalise environ 7 % de ses ventes avec de l’hydrogène, fait également partie des grands gagnants.

La puissance du soleil et du vent

L’électricité produite par le vent et le soleil est la base non seulement de l’hydrogène, mais de toute la conversion de l’économie en faveur du climat, c’est-à-dire également du passage du gris au vert dans la production d’ammoniac, de méthanol et de produits de raffinage. Dans l’UE, 50 milliards de mètres cubes de gaz sont utilisés à cette fin chaque année. Passer à l’électrolyse avec de l’électricité verte réduirait la consommation de gaz en Europe d’un impressionnant 12 %. Ici aussi, les prix élevés du gaz devraient accélérer le passage au vert et donc aussi l’expansion des capacités d’électricité solaire et éolienne.

Un bon cinquième de l’approvisionnement en gaz russe, qui, selon le programme RePowerEU de la Commission européenne, sera remplacé d’ici un an, doit être compensé par de l’électricité verte provenant de parcs éoliens et solaires. C’est une bonne nouvelle pour RWE et le plus grand opérateur mondial de parcs éoliens offshore, le danois Ørsted.

Étant donné que les parcs éoliens et les parcs solaires peuvent être mis en place beaucoup plus rapidement sur terre que les centrales électriques vertes en mer, les activités de la société de services publics Energiekontor, basée à Brême, devraient également reprendre. En Allemagne, la Ligue hanséatique fournit de l’électricité à partir de 28 parcs éoliens et d’un parc solaire. Afin de croître rapidement et d’approvisionner directement les entreprises en électricité verte à l’avenir, Energiekontor reprend désormais la moitié de ses projets dans son propre portefeuille.

L’activité des grands fournisseurs devrait également s’accélérer : par exemple chez le développeur d’éoliennes danois Vestas ou chez First Solar, dont les modules solaires à couches minces sont légèrement plus chers mais plus efficaces que les produits fabriqués en série en provenance de Chine. Enphase Energy, également des États-Unis, lance des tendances avec ses micro-onduleurs. Les modules qui convertissent le courant continu des cellules solaires en courant alternatif pour le réseau sont beaucoup plus petits que les onduleurs concurrents et connectent les modules solaires individuels directement au réseau. Cela rend leur utilisation flexible.

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