Plus d'opportunités pour la chimie chinoise sans le GNL du Qatar, mais aussi des risques pour l'électricité en Asie

Le Qatar ferme sa raffinerie de GNL Ras Laffan, d’une capacité annuelle de 77 millions de tonnes, et le marché mondial du gaz naturel entre immédiatement dans une phase de forte tension. Cet événement a non seulement fait grimper le prix européen du gaz (TTF) de plus de 50 % en quelques jours, mais a également profondément remodelé l’offre et la demande dans la chaîne mondiale de l’énergie et de la chimie.

Le 7 mars, selon des sources de ZF Trading, en combinant les dernières analyses de HSBC, HSBC Qianhai et Morgan Stanley, cet événement, tout en remodelant la dynamique mondiale de l’offre et de la demande de GNL, crée également des destins très différents pour l’industrie en Asie :

Pour l’industrie électrique asiatique fortement dépendante du GNL du Moyen-Orient, la menace d’une pénurie physique d’approvisionnement est imminente ; tandis que pour l’industrie chimique chinoise sensible aux prix du gaz en Europe, la forte hausse des coûts des concurrents européens pourrait ouvrir une fenêtre d’opportunités structurelles pour les entreprises nationales.

Selon le dernier rapport de HSBC Global Research, QatarEnergy a annoncé le 2 mars l’arrêt de la production de GNL à Ras Laffan, invoquant une force majeure. Cette installation, avec une capacité annuelle de 77 millions de tonnes, représente environ 20 % de l’offre mondiale de GNL. En incluant une période de redémarrage d’environ deux semaines, en supposant une suspension de quatre semaines, le marché perdra au moins 8 millions de tonnes de GNL, soit près de 2 % de l’approvisionnement annuel.

Dans ce contexte, le prix européen du TTF a augmenté d’environ 70 % en deux jours de négociation, tandis que le prix JKM en Asie a également augmenté d’environ 50 %, atteignant un sommet de près de trois ans.

HSBC Qianhai Securities indique que la flambée des prix du gaz en Europe a accru les coûts de production des entreprises chimiques locales, offrant ainsi à l’industrie chimique chinoise, notamment dans les domaines de la MDI, TDI, vitamines et méthionine, des opportunités de croissance de parts de marché et de marges bénéficiaires accrues.

De plus, les analystes de HSBC distinguent clairement la nature des risques entre l’Europe et l’Asie : L’Europe fait face à un problème de prix, et non de disponibilité physique ; l’Asie, au contraire, doit faire face à la question de la sécurité de l’approvisionnement physique. Morgan Stanley Research APAC souligne également que la dépendance de l’industrie électrique asiatique au GNL du Moyen-Orient est d’environ 20 %, et que la continuité de l’approvisionnement des centres de données et du réseau électrique est sérieusement mise à l’épreuve, pouvant contraindre à une transition vers le charbon ou d’autres énergies de substitution.

Interruption du GNL du Qatar : le « cygne noir » du marché mondial du gaz

QatarEnergy a annoncé la fermeture de sa raffinerie de GNL à Ras Laffan, invoquant une force majeure, coupant ainsi près de 20 % de l’offre mondiale de GNL. Ras Laffan est la plus grande installation d’exportation de GNL au monde, avec une exportation prévue de 82 millions de tonnes en 2025.

HSBC indique que cette fermeture ne résulte pas uniquement du blocus du détroit d’Hormuz — en raison de l’impossibilité d’exporter les marchandises, les réservoirs sur site (d’une capacité d’environ 1 million de tonnes, insuffisante pour cinq jours de chargement normal) se sont rapidement saturés. QatarEnergy n’avait d’autre choix que de cesser la production.

Ce point est crucial : le marché ne subit pas seulement une interruption due au blocus maritime, mais doit également faire face au temps nécessaire pour la remise en service d’installations complexes de grande envergure.

Le rapport de HSBC indique que, en l’absence de dommages majeurs aux infrastructures, une remise en service en environ une semaine pourrait permettre de retrouver 40 à 50 % de la capacité, et la pleine capacité en deux semaines ; mais si des défaillances matérielles ou une instabilité régionale persistent, ce délai sera prolongé. Reuters cite des estimations selon lesquelles la remise en service elle-même nécessiterait deux semaines, et atteindre la pleine capacité encore deux semaines.

En termes de volume de perte d’approvisionnement, HSBC estime que : une suspension d’un mois entraînerait une perte d’environ 6,8 millions de tonnes, trois mois environ 20,5 millions de tonnes, et six mois jusqu’à 41,1 millions de tonnes, soit respectivement 1,5 %, 4,6 % et 9,3 % du volume annuel mondial de GNL prévu pour 2025.

HSBC souligne qu’en tenant compte de la déclaration précédente de Trump selon laquelle la guerre contre l’Iran durerait « environ quatre à cinq semaines », et en ajoutant une fenêtre de deux semaines pour la remise en service, la perte d’approvisionnement dans le scénario principal du marché ne serait pas inférieure à 8 millions de tonnes.

Cette nouvelle a provoqué une volatilité extrême sur le marché. Le prix européen de référence du gaz (TTF) a brièvement augmenté de 50 % après l’annonce, dépassant 16 dollars par million de BTU, puis a augmenté d’environ 70 % en deux jours de négociation, atteignant un sommet de trois ans. Le prix spot LNG en Asie (JKM) a également augmenté d’environ 50 %.

Il est important de noter que, le marché mondial du GNL disposait déjà de très peu de réserves pour compenser cette perte. Les États-Unis, premier exportateur mondial de GNL, disposent actuellement d’environ 5 % de capacité de réserve (environ 6 millions de tonnes). Le ministre norvégien de l’Énergie a indiqué que la production nationale tourne presque à pleine capacité. L’Australie, plus grand fournisseur de GNL pour l’Asie, voit également ses capacités de réserve limitées.

Pour l’Europe, bien que sa dépendance directe au GNL du Qatar ait été réduite à 4 % (grâce à l’augmentation des importations américaines), ses stocks de gaz ne s’élèvent actuellement qu’à 30 %, et devraient descendre à 26 % à la fin de l’hiver. Lors du remplissage estival, l’Europe devra faire face à une concurrence féroce avec l’Asie pour le GNL. La principale difficulté pour l’Europe est une « question de prix » — elle devra payer une prime plus élevée pour attirer les cargaisons de GNL de l’Atlantique.

Quant à l’Asie, le problème est celui de la « disponibilité physique » critique. En 2025, 26 % du GNL importé en Asie proviendra du Qatar et des Émirats arabes unis. Des pays comme le Pakistan et le Bangladesh, fortement dépendants du GNL qatari pour la production électrique, font face à un risque élevé de coupure.

Opportunités pour la chimie chinoise : expansion de parts de marché sous coûts élevés en Europe

La flambée des prix du gaz en Europe, causée par la coupure du GNL qatari, a directement impacté la structure des coûts de l’industrie chimique européenne.

Selon l’analyse de HSBC Qianhai Securities, la vitamine, la méthionine et le polyuréthane (MDI/TDI) sont les segments les plus sensibles à la hausse des prix du gaz en Europe. L’Europe occupe une position clé dans la capacité mondiale de ces produits à forte marge.

Face à la pression des coûts en Europe, les entreprises chimiques chinoises ont commencé à profiter de cette situation pour augmenter leurs parts de marché. Dans un contexte de tensions géopolitiques, les producteurs ont déjà commencé à augmenter leurs prix, et les distributeurs accumulent des stocks de MDI/TDI et d’additifs pour l’alimentation afin de faire face à la hausse des prix.

La sensibilité à la rentabilité et l’expansion structurelle : bien que le prix du gaz en Europe ne soit pas encore au niveau de provoquer des arrêts massifs, la mécanique de fixation des prix liée à l’événement s’est confrontée à une tendance structurelle de marché plus ample. Pour les entreprises chimiques chinoises, la hausse des prix se traduit directement par une augmentation des bénéfices.

Le rapport cite l’exemple de la méthionine : si le prix augmente de 5 000 RMB/tonne à 25 000 RMB/tonne, le bénéfice par action des entreprises concernées pourrait augmenter d’environ 29 %.

Dans le domaine du polyuréthane, une hausse de 1 000 RMB/tonne du prix de la MDI brute pourrait augmenter le bénéfice des entreprises d’environ 15 % ; pour le TDI et la MDI purs, cette hausse de 1 000 RMB/tonne pourrait entraîner respectivement une augmentation de 7 % et 9 %. Ce niveau de rentabilité élevé pourrait soutenir l’expansion structurelle de l’offre des entreprises chimiques chinoises dans ces secteurs.

Risques pour l’électricité en Asie : pénurie de carburant et hausse des coûts

Morgan Stanley indique que la dépendance de l’industrie électrique et du secteur gazier en Asie au GNL du Moyen-Orient est d’environ 20 %. La coupure de force majeure du GNL qatari pose de graves défis pour les centres de données et le réseau électrique en Asie.

Le rapport souligne que, parmi les pays asiatiques, l’Inde et la Thaïlande ont les plus grands risques liés au marché spot du GNL.

• Environ un sixième de la demande de gaz en Inde provient du détroit d’Hormuz ;
• En Thaïlande, 11 % du gaz naturel de Gulf Development provient du détroit d’Hormuz, avec une exposition nette de 6 % ;
• La Manila Electric aux Philippines dépend à hauteur de 50 % du GNL passant par le détroit d’Hormuz ;
• En revanche, la Malaisie et l’Indonésie, avec leurs entreprises publiques, sont moins affectées par la disponibilité du carburant ;
• Le Japon et la Corée du Sud, avec respectivement 11 % et 20 % de leurs importations de GNL en provenance du Moyen-Orient, utilisent principalement le GNL pour la production électrique, et peuvent atténuer les impacts à court terme en mobilisant leurs réserves.

Morgan Stanley indique que l’élargissement de l’écart de prix de l’étincelle (spark spread) et la hausse des prix du charbon pour remplacer le GNL entraînent une augmentation directe de ces écarts dans le marché électrique, notamment à Manille, Singapour et dans d’autres marchés électriques commerciaux, où les opérateurs efficaces bénéficient d’une marge accrue.

Face à l’incertitude de l’approvisionnement en GNL et à ses coûts élevés, le charbon redevient une énergie de substitution clé pour assurer une alimentation électrique continue.

Les analyses de Morgan Stanley montrent qu’à un prix du GNL à 15 dollars par million de BTU, le coût de la production d’électricité à cycle combiné à gaz dépasse largement celui du charbon, accélérant ainsi la transition.

Dans la région de l’Asie du Sud, grâce à une capacité flexible disponible et à la mise en service de nouvelles centrales à charbon, la transition du gaz vers le charbon s’accélère. La forte décote du charbon par rapport aux autres combustibles renforce cette tendance.

Le rapport de HSBC indique également qu’à court terme, l’offre supplémentaire sera limitée, et que la réponse de la demande sera le principal mécanisme d’équilibre du marché, notamment par le basculement de la production électrique du gaz vers le charbon.

Ces analyses proviennent de ZF Trading.

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