Les réserves de gaz de l'UE à un plus bas de 13 ans à l'approche de l'hiver

L'Europe aborde la saison de chauffage avec des réserves de gaz à leur plus bas niveau de fin août depuis 13 ans. Les sites de stockage de l'UE étaient remplis à 63 % lors de la dernière semaine d'août, selon les données de Gas Infrastructure Europe, contre une moyenne sur cinq ans d'environ 80 % pour la même période. Le déficit représente environ un cinquième des volumes de départ habituels pour l'hiver, un écart qui a poussé les traders et les analystes à évoquer ouvertement une panique hivernale.

Comment le déficit s'est constitué

Le manque dans les stockages européens s'explique par trois causes principales. Un coup de froid à la fin de l'hiver 2025-26 a épuisé les réserves plus profondément que d'habitude. Ensuite, les canicules estivales ont contraint les centrales au gaz à fonctionner davantage pour répondre à la demande de climatisation et compenser la faible production éolienne, brûlant du gaz qui aurait normalement été injecté dans les stockages. Le troisième facteur est géopolitique : la guerre américano-israélienne contre l'Iran a gravement perturbé les exportations de pétrole et de gaz du Golfe, étouffant une voie d'approvisionnement sur laquelle l'Europe comptait pour remplir ses cavités et ses réservoirs pendant les mois de faible demande.

Greg Molnar, analyste gazier et professeur, a noté qu'au rythme d'injection actuel, aussi lent, l'UE entrera en novembre avec des stocks environ 20 % en dessous de la moyenne sur cinq ans, la position la plus faible depuis 2013. Les bas niveaux de stockage augmentent naturellement le risque d'une volatilité accrue des prix cet hiver, a-t-il écrit, un risque qui serait amplifié par des vagues de froid ou de longues périodes de vent faible qui font grimper la demande de gaz pour la production d'électricité.

Les signaux de prix clignotent déjà au rouge

Le marché n'a pas attendu l'hiver pour réagir. La référence de gros du gaz en Europe, le Title Transfer Facility (TTF), a dépassé 68 euros par mégawattheure ces dernières semaines, soit plus du double du prix du début 2026 et le niveau le plus élevé depuis la crise énergétique de 2022-23. Cette hausse reflète un consensus croissant selon lequel les acheteurs européens devront surenchérir face aux importateurs asiatiques pour chaque cargaison disponible de gaz naturel liquéfié (GNL) dès que la demande de chauffage dans l'hémisphère nord augmentera.

Bjarne Schieldrop, analyste en chef des matières premières au sein du groupe bancaire nordique SEB, a déclaré que les prix européens du gaz étaient restés relativement calmes pendant l'été en espérant que le détroit d'Ormuz rouvrirait et permettrait la reprise des exportations du Golfe. Personne ne s'attend à ce que cela se produise de sitôt, a-t-il ajouté. En conséquence, le marché européen du gaz naturel a été pris d'une sorte de panique hivernale au cours de la semaine dernière. Les analystes de Goldman Sachs calculent que sans reprise des flux du Moyen-Orient, la référence européenne devrait probablement dépasser 100 euros/MWh pour attirer suffisamment de GNL afin de répondre à la demande hivernale.

Une situation de stockage inégale au sein du bloc

Le chiffre global de l'UE masque de larges variations nationales. L'Italie et la Pologne ont réussi à remplir leurs installations à plus de 80 %, les plaçant près de l'objectif saisonnier. L'Allemagne, qui détient la plus grande capacité de stockage du continent, n'est remplie qu'à environ la moitié. La Belgique et les Pays-Bas, les deux marchés directement reliés au Royaume-Uni par des interconnexions par gazoduc, se situent respectivement à 51 % et 45 %. Cela a son importance car la sécurité d'approvisionnement britannique dépend fortement de la capacité de soutirer du gaz du continent lorsque la production nationale et les importations de GNL sont insuffisantes.

L'exposition du Royaume-Uni est structurelle, et non conjoncturelle

La vulnérabilité du Royaume-Uni est plus aiguë que celle de la plupart des autres pays. Il est l'un des plus grands consommateurs de gaz en Europe, mais ne possède quasiment aucune capacité de stockage intérieure. L'installation de Rough, au large des côtes du Yorkshire, autrefois pilier du stockage saisonnier britannique, a été fermée en 2017 et n'a été que partiellement rouverte à capacité réduite. Chris O'Shea, directeur général de Centrica, la société mère de British Gas, a déclaré cette semaine que le Royaume-Uni n'avait presque plus de gaz en stock pour l'hiver à venir. Le pays s'appuie généralement sur les importations par gazoduc en provenance de Norvège, de Belgique et des Pays-Bas, complétées par des cargaisons de GNL en provenance des États-Unis, du Qatar et de la côte du golfe américain.

Cette dépendance devrait s'approfondir. La production en mer du Nord décline plus rapidement que prévu, et la production norvégienne devrait entamer un déclin structurel à partir de 2030. Le gouvernement britannique consulte actuellement sur l'octroi d'un soutien financier direct aux exploitants de stockage de gaz et aux propriétaires de gazoducs pour maintenir la viabilité économique des infrastructures au cours des années 2030, reconnaissant ainsi que le marché à lui seul ne maintiendra pas des actifs qui restent inactifs une grande partie de l'année mais qui sont cruciaux lors des pénuries d'approvisionnement.

Les factures des ménages augmentent déjà

La pression des prix touche déjà les consommateurs. Ofgem, le régulateur britannique de l'énergie, a confirmé cette semaine que la facture type de bi-énergie augmentera de 4 % à partir d'octobre en vertu de son plafond trimestriel des prix, suite à une hausse de 13 % début juillet. Le régulateur a explicitement cité la hausse des prix sur le marché mondial de l'énergie causée par la guerre en Iran comme moteur de cette augmentation. Pour un ménage soumis à un tarif variable standard payant par prélèvement automatique, la facture annualisée passera de 1 717 à environ 1 786 livres sterling, bien que les coûts réels dépendent de la consommation.

Le rôle du GNL et l'attrait asiatique

La capacité de l'Europe à traverser l'hiver dépend du marché mondial du GNL. En 2025, l'UE a importé un volume record de GNL, dont une grande partie provenait des États-Unis, ce qui a permis de compenser la perte de gaz russe par gazoduc. Mais les mêmes cargaisons sont désormais convoitées par des acheteurs au Japon, en Corée du Sud et en Chine, où la demande augmente à mesure que les économies rouvrent et que les redémarrages nucléaires prennent du retard. Les traders européens doivent offrir une prime par rapport aux prix de livraison asiatiques pour s'assurer chaque expédition. Cette prime est actuellement intégrée dans la courbe de terme du TTF, mais elle pourrait ne pas être suffisante si les températures hivernales chutent brusquement sur les deux continents simultanément.

Il y a aussi un problème de calendrier. La capacité de liquéfaction du GNL est pratiquement vendue jusqu'en 2027, les nouveaux projets américains tels que Plaquemines et Golden Pass étant toujours en phase de montée en puissance. Toute perturbation, un ouragan dans le golfe du Mexique, une panne technique sur un train de liquéfaction qatari, un retard de navigation sur le canal de Panama, retirerait instantanément des cargaisons du marché, sans substitut à court terme. Le stockage est le seul tampon physique contre de tels chocs, et ce tampon est maintenant particulièrement mince.

Des réponses politiques se dessinent

La Commission européenne a exhorté les États membres à accélérer les rythmes d'injection et à coordonner les mesures de réduction de la demande lorsque cela est possible. Le règlement de l'UE sur le stockage du gaz, révisé en 2024, fixe un objectif de remplissage de 90 % au 1er novembre, mais la trajectoire actuelle suggère que de nombreux pays ne l'atteindront pas. La Commission peut déclencher un mécanisme de solidarité si un État membre fait face à une urgence d'approvisionnement, mais il s'agit d'un dernier recours, et non d'un outil de planification. Au Royaume-Uni, la consultation du gouvernement sur le soutien aux infrastructures gazières stratégiques se clôture en octobre, avec des décisions attendues avant la fin de l'année. Les options incluent des paiements de capacité pour les exploitants de stockage, des modèles de base d'actifs réglementés pour les gazoducs, ou des subventions en capital directes pour la rénovation.