Le pourquoi du comment des prix négatifs de l'électricité

Le prix du gaz naturel n’est finalement pas devenu négatif en Europe, mais certains acteurs avaient peur qu’il ne le devienne à l’été 2020. Fin mai 2020, le prix du contrat TTF pour livraison en juin était passé en dessous de la barre des 2 euros/MWh. Un approvisionnement abondant, combiné avec une demande déprimée par l’impact du COVID-19, un hiver 2019-2020 chaud, et un remplissage rapide des stocks de gaz avaient poussé les prix à la baisse. Au final, l’utilisation des capacités de stockage ukrainiennes, habituellement boudées par les acteurs européens, a permis d’éviter les prix négatifs in extremis.

De manière générale, les producteurs gaziers (Norvège, Russie, etc.) n’ont pas forcément une incitation directe à diminuer leur production si le prix court-terme passe en dessous de leur coût de production, pour plusieurs raisons :

• Une moyenne des indices de marché. La première raison est contractuelle : une grande partie du gaz européen est vendue à travers des contrats dont le prix est basé sur un panier d’indices de marché, soit une moyenne de ces différents prix. La valeur d’une partie de ces indices étant supérieur aux prix court-terme (mensuel, day-ahead, etc.), le prix de vente final du producteur dans le cadre d’un contrat long-terme peut rester positif même si les prix court-termes sont négatifs ou inférieurs au coût de production.
• Les contraintes d’exploitation d’un puits de gaz naturel : A cette incitation financière s’ajoutent des contraintes techniques dans la baisse de la production. En effet, même lorsqu’un puits ne produit que du gaz naturel et pas de pétrole (dans le cas d’une production duale gaz/pétrole, il faut aussi considérer le prix du pétrole), il est difficile de “redémarrer” un gisement dont on a stoppé l’exploitation, et une coupure de la production peut impacter la production future. Dans un contexte où les prix long-terme restent relativement élevés, les producteurs ne sont donc pas forcément enclins à franchir ce pas.
• La pratique du flaring : Les prix du gaz sont devenus épisodiquement négatifs aux États-Unis dans certaines parties du Bassin permien. Dans cette région, le gaz naturel est essentiellement un sous-produit de l’exploitation du pétrole de schiste. Lors de congestions dans le réseau et de capacité de stockage restreintes, les producteurs “flare” le gaz, c’est-à-dire qu’ils le brûlent sans l’injecter sur le réseau. Mais pour des raisons environnementales, ce flaring est limité aux États-Unis ; les producteurs n’ont alors d’autre choix que d’évacuer leur gaz sur le réseau à des prix négatifs. Il est à noter que si des prix du carbone ou des restrictions au flaringétaient mise en place dans tous les pays producteurs de pétrole, des volumes importants devraient être vendus à prix négatifs. Selon l’Agence Internationale de l’Energie (AIE), le flaring dans le monde représentent 145 milliards de mètre cube/an, soit plus de 3 fois l’équivalent annuel de la consommation de gaz en France.
• Les difficultés de stockage, de transport et de distribution du gaz : Pourquoi ces prix négatifs ou nuls (dans le cas du flaring) ? Le stockage de gaz est limité, car il faut utiliser des cavités préexistantes (naturelles ou provenant d’anciennes exploitations) afin qu’il soit rentable. Le transport et la distribution sont aussi difficiles, la construction d’un réseau de gazoducs international est un processus long, coûteux et risqué (cela est bien illustré par le cas de Nord Stream II). La liquéfaction et la regazéification du gaz naturel et son transport par voie maritime demande des infrastructures spécifiques, des vaisseaux méthaniers spécialement conçus et occasionne des pertes énergétiques (il faut refroidir le gaz à très basse température afin qu’il se liquéfie).

Ces contraintes technico-économiques, combinées à une demande subissant différent aléas (météorologiques, macroéconomiques) entraînent alors des surplus et des déficits dans les marchés gaziers et la possibilité de formation de prix négatifs ou nuls.