(Zonebourse.com) - AlphaValue a publier une étude sectorielle sur le marché du LNG : "2050: A Gas Odyssey". La demande mondiale de GNL (gaz naturel liquéfié) devrait passer de 422 Mtpa (millions de tonnes par an) en 2025 à près de 700 Mtpa d'ici 2050, soit une augmentation de 65% sur cette période. L'Asie du Sud et du Sud-Est représentent environ 40% de cette croissance.
Alors que la demande de pétrole plafonne vers 2030, celle de gaz continue de croître tout au long de la période. Le paradoxe est que cette trajectoire de croissance se dessine au moment même où les perturbations dans le détroit d'Ormuz coupent l'approvisionnement qatarien, ce qui pourrait faire de 2026 la toute première année de contraction du GNL mondial jamais enregistrée.
Pour Fréderic Lorec, analyste actions pour AlphaValue estime que "le point clé ici n'est pas seulement le chiffre de 700 millions de tonnes en soi, mais la divergence avec le pétrole". Selon l'analyste, deux trajectoires tirent dans des directions opposées.
Concernant le pétrole, la demande devrait plafonner à 102 Mb/j (millions de barils par jour) vers 2030, suivi d'un déclin lent selon le scénario STEPS (politiques énoncées) du World Energy Outlook 2025 de l'AIE. A l'inverse, le World Oil Outlook 2026 de l'OPEP (publié le 18 juin) ne voit quant à lui aucun plafond, prévoyant une demande grimpant à 124 Mb/j d'ici 2050. Toutefois, l'offre semble déjà en position de dépasser largement la demande, quoi qu'il en soit.
"Nous privilégions la vision de l'AIE, qui est plus cohérente avec le comportement réel des grandes compagnies pétrolières (les majors). La demande de pétrole atteindrait un plateau vers 2030 avant de décliner lentement (malgré la demande indienne), tandis que le GNL continuerait de croître jusqu'en 2050", indique Frédéric Lorec.
Cette croissance serait soutenue par trois moteurs principaux :
- la production d'électricité : en particulier le passage du charbon au gaz en Asie, ainsi que les capacités de production construites pour répondre à la demande d'électricité des centres de données et de l'IA ;
- la pétrochimie : où le gaz sert de matière première (feedstock) pour l'expansion des capacités d'éthylène et d'ammoniac ;
- le transport lourd et maritime : le soutage (bunkering) de GNL gagnant des parts de marché dans le secteur maritime.
Cette asymétrie redéfinit l'allocation des capitaux chez les majors intégrées : d'un côté, une discipline sur les volumes de pétrole et une logique de la valeur plutôt que du volume ; de l'autre, une croissance ciblée du GNL. Les cessions d'actifs pétroliers à faible rendement continuent de s'enchaîner :
- bp négocierait une sortie de ses gisements matures de la mer du Nord britannique (des discussions sont en cours avec Ithaca Energy, autour de 2,7 milliards de dollars).
- TotalEnergies a finalisé la vente de ses actifs à l'ouest des Shetland au Royaume-Uni et se désengage de gisements matures au Nigeria et au Congo. Le géant pétrolier français a formalisé sa stratégie autour de deux piliers : le pétrole et le gaz (principalement le GNL) d'un côté, et l'électricité intégrée de l'autre, ciblant une croissance énergétique d'environ 4% par an jusqu'en 2030 ;
- Shell a fait du gaz le coeur de sa croissance à court terme, visant une croissance annuelle de 4 à 5% jusqu'en 2030 et jusqu'à 12 millions de tonnes de capacité supplémentaire.
Pétrole : un plateau sous pression, une prime géopolitique à court terme
Pour Frédéric Lorec, le pétrole offre le miroir inversé du gaz : "La demande devrait atteindre un plateau vers 2030 avant de décliner lentement, mais le court terme reste dominé par la prime géopolitique liée au détroit d'Ormuz. Dans un scénario d'apaisement lent, le Brent s'échangerait dans une fourchette plus haute, de l'ordre de 70 à 80 dollars le baril, avant de refluer vers son plateau structurel à mesure que les capacités excédentaires et l'offre non-OPEP s'imposent à nouveau. Une nouvelle escalade, y compris un blocus renouvelé, reste une possibilité bien réelle et propulserait cette fourchette à la hausse.
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