Qui va profiter du remplacement du gaz russe?

Coincée par sa dépendance au gaz russe, l’Europe cherche par tous les moyens à remplacer son premier fournisseur depuis le début du conflit en Ukraine. Quitte à payer le prix fort, ce qui soutient l’ensemble de la filière du gaz naturel liquéfié.

Pour l’Union européenne, l’un des principaux enjeux du conflit en Ukraine est son approvisionnement en gaz. La Russie a en effet fourni 155 milliards de mètres cubes de gaz à l’Union en 2021, soit près de 40% de la consommation européenne, ce que Vladimir Poutine utilise tant comme levier diplomatique que comme ressource économique. L’invasion russe fait ainsi craindre une pénurie, propulsant les prix du gaz à des niveaux record. Sur le marché de référence néerlandais, les cours ont dépassé les 200 euros par MWh, plus de 10 fois le prix d’il y a un an, avant de refluer quelque peu.

Dans ce contexte, la Commission européenne a élaboré le plan REPowerEU qui permettra “de réduire la dépendance de l’Union au gaz russe de deux tiers avant la fin de l’année et de 100% à compter de 2027″.

Différents axes sont évoqués, comme le biométhane, l’accélération du développement de l’hydrogène, l’efficacité énergétique et le renforcement des approvisionnements par gazoduc en provenance d’Azerbaïdjan, d’Algérie et de Norvège. Mais le principal axe retenu est, de loin, le gaz naturel liquéfié (GNL), c’est-à-dire du gaz sous pression porté à -163° C afin de le liquéfier, ce qui permet d’en réduire d’en réduire le volume d’un facteur de près de 600 et de le transporter par bateau.

Le GNL a déjà “assuré la sécurité de l’approvisionnement en gaz pour l’hiver” qui s’achève. Et pour les prochaines années, “l’Union européenne pourrait importer (l’équivalent de) 50 milliards de mètres cubes supplémentaires de GNL du Qatar, des Etats-Unis, d’Egypte et d’Afrique de l’Ouest sur une base annuelle”.

Les terminaux GNL

Pour atteindre cet objectif, l’Union peut compter sur les terminaux méthaniers, permettant de regazéifier le GNL, actuellement disponibles. Selon les données du think tank Bruegel, l’Union a importé l’équivalent de 730 TWh de GNL l’année dernière, représentant à peine 39% de la capacité des terminaux. Potentiellement, les pays européens peuvent ainsi importer jusqu’à 1890 TWh de GNL, ce qui suffirait à couvrir environ 45% de leurs besoins en gaz.

Cependant, il ne s’agit que d’un maillon de l’approvisionnement et les défis demeurent considérables. Les terminaux méthaniers se concentrent sur la façade occidentale de l’Europe, loin des pays les plus dépendants au gaz russe tels que l’Allemagne ou la Pologne. Et l’infrastructure intra-européenne n’est pas faite pour absorber de tels flux d’ouest en est.

Bruegel épingle ainsi le cas de la péninsule ibérique. “La région peut importer 40 TWh de LNG par mois mais ne peut en consommer que 30 TWh. Le défi consiste à transporter l’excédent de gaz vers le reste de l’Europe, étant donné que les gazoducs existants permettent un transfert maximal de 5 TWh par mois.” En France, autre pays avec d’importantes capacités d’importation de GNL, le gaz subit “une odorisation et ne peut généralement pas être injecté sans contrainte dans les réseaux gaziers des pays voisins”. De plus, les gazoducs d’Europe centrale et orientale sont conçus pour un approvisionnement d’est en ouest (provenant de Russie) et malgré des investissements dans le “flux inversé”, les capacités de transport d’Europe occidentale vers l’est demeurent limitées.

Les terminaux flottants

Face à ce constat, des pays comme l’Allemagne et l’Italie ont annoncé vouloir développer de nouveaux terminaux méthaniers. Ils lorgnent tout particulièrement vers les unités flottantes de regazéification, connues sous le sigle FSRU (floating storage and regasification units) qui peuvent être installées en quelques mois alors qu’un terminal méthanier classique nécessite des années de construction.

Les FSRU prennent en charge les mêmes opérations, étant capables de réceptionner le GNL sous pression à -160° C et de le “réchauffer” pour le regazéifier et l’injecter dans le réseau. Le nombre de ces navires est toutefois limité à une cinquantaine dans le monde et peu sont disponibles. Karl Fredrik Staubo, CEO de Golar LNG qui exploite notamment un FSRU, déclarait ainsi dans le Financial Times que “seulement cinq navires sont disponibles et trois pourraient être libérés de leur contrat cette année”.

La forte demande a fait bondir les tarifs d’affrètement de 50%, de 150.000 à 180.000 dollars par jour. Selon Euractiv, l’Allemagne serait en discussion avec la société grecque Dynagas et le groupe norvégien Hoegh LNG, acteur majeur des FSRU avec une dizaine de navires. Cinq de ces FSRU sont logés dans la société en commandite Hoegh LNG Partners LP cotée à la Bourse de New York (ticker HMLP). Le cours a bondi de près de 70% depuis le début du conflit en Ukraine mais les analystes restent enthousiastes avec neuf conseils d’acheter sur neuf avis émis en mars. Toutefois, Hoegh LNG Partners LP ne profitera pas directement des tarifs plus élevés, ses FSRU faisant l’objet de contrats à long terme.

Vopak et Exmar

Plus près de chez nous, Vopak a eu la bonne idée de racheter à la fin de l’année dernière 49,99% du plus grand FSRU du monde. Cela ne représente toutefois qu’une petite partie des activités du groupe néerlandais (coté aux Pays-Bas) spécialisé du stockage portuaire en citerne. En Belgique, Exmar a profité de la demande et conclu un contrat de cinq ans avec le gérant du réseau gazier néerlandais Gasunie pour son FSRU S188 qui était libre depuis près d’un an à la suite de la résiliation anticipée du précédent contrat par Gunvor.

Selon Olivier Vandewoude, analyste chez KBC Securities, ce nouveau contrat devrait rapporter 18 millions de dollars d’excédent brut d’exploitation par an à Exmar, suffisant pour conseiller le titre à l’achat. Parmi les autres analystes, Kepler Cheuvreux est aussi à l’achat, avec l’objectif de cours le plus élevé (6,20 euros) alors qu’ING se contente d’un avis de conserver. Exmar n’est en effet pas au bout de ses peines puisqu’elle cherche également un client pour sa plateforme de liquéfaction Tango FLNG ou son méthanier Excalibur (qui pourrait être transformé en FSRU). L’environnement favorable au GNL pourrait évidemment y contribuer. Soulignons toutefois que la majorité des revenus d’Exmar proviennent de sa flotte de navires pour le LPG.

Les méthaniers

Du côté du transport, les principaux acteurs dans le secteur des méthaniers destinés au gaz naturel liquéfié sont grecs. Selon eKathimerini, ils contrôlent près d’un quart de la capacité mondiale avec 135 méthaniers sur 640. Ce qui leur ouvre des perspectives favorables puisque les méthaniers pour le GNL sont longs, complexes et chers à fabriquer, chaque navire coûtant de l’ordre de 200 à 300 millions de dollars.

Parmi les grands groupes grecs, deux sont cotés. Tsakos Energy Navigation (ticker TNP sur le Nasdaq) est toutefois plus actif dans le transport de pétrole. GasLog de Peter Livanos, magnat du secteur maritime en Grèce, exploite une flotte de 35 méthaniers, l’une des plus importantes du monde, rivalisant avec les géants pétroliers et gaziers comme ExxonMobil ou Royal Dutch Shell. En Bourse, GasLog Partners (ticker GLOP sur le Nasdaq), qui accueille près de la moitié de la flotte du groupe, a récemment rebondi mais les analystes restent plus confiants avec 10 achats et 2 conserver en mars.

En termes de valorisation, GasLog a signé un bénéfice ajusté de près de 100 millions de dollars l’année dernière grâce au bond de ses résultats en fin d’année. Les tarifs pour les méthaniers sont en effet très volatils et saisonniers. Après les records de la fin 2021, ils avaient fortement replongé, atteignant même un prix légèrement négatif pour la route transatlantique début février. Le conflit en Ukraine a complètement inversé la tendance et la volonté de l’Europe de gonfler ses stocks de gaz pourrait soutenir les tarifs tout au long de l’année.

Les producteurs de GNL

Toutefois, l’un des principaux obstacles à l’amélioration des perspectives des exploitants de méthaniers est la disponibilité de GNL à transporter. Au Qatar, la production est sous pression ces derniers mois. L’agence Bloomberg évoque ainsi un recul de la production en février et mars par rapport aux dernières années. Par conséquent, la forte demande de GNL de l’Europe a propulsé ses prix à des niveaux records, selon les données de S&P Global Platts. Ce qui profite tout particulièrement aux producteurs américains, les Etats-Unis étant devenus en décembre le premier exportateur de GNL du monde, devant le Qatar et l’Australie. Les groupes énergétiques allemands ont d’ailleurs rencontré les exportateurs américains de GNL (de schiste) à l’ambassade des Etats-Unis à Berlin fin mars, selon Bloomberg.

Le département américain de l’Energie estime que les capacités d’exportation de GNL des Etats-Unis vont à nouveau bondir de 20% d’ici la fin de cette année. Tout profit pour Cheniere Energy (ticker LNG sur la Bourse de New York), premier producteur du GNL outre-Atlantique et deuxième dans le monde. Le titre est forcément en vue depuis le début de l’année (+ 35%) mais la valorisation reste correcte à moins de 11 fois le bénéfice prévu pour cette année. Cheniere bénéficie ainsi des faveurs des analystes avec un conseil moyen d’acheter.

Les grands groupes pétroliers européens ont aussi investi dans le GNL aux Etats-Unis. Total a ainsi représenté 10% de la production américaine de GNL l’an dernier. Cette activité ne représente toutefois toujours qu’une petite partie des résultats du groupe.