L'Europe entre dans la saison de chauffe avec une carte du stockage qui ressemble moins à une union qu'à une mosaïque. Selon Gas Infrastructure Europe, les installations souterraines de l'ensemble du bloc contenaient 744,31 térawattheures de gaz le 3 septembre, soit 65,85 % de la capacité utile. Ce chiffre global masque une fracture qui façonnera les mois à venir : l'Allemagne, qui possède le plus grand volume de stockage du continent, n'était remplie qu'à 53,67 %. Les Pays-B, l'autre plaque tournante du nord-ouest, affichaient 48,21 %. À l'inverse, l'Italie dépassait les 83 %, tandis que la Pologne et le Portugal franchissaient toutes les deux le cap des 93 %.

Pourquoi le nord-ouest est à la traîne

Cet écart n'est pas accidentel. L'Allemagne et les Pays-B représentent ensemble une part disproportionnée de la capacité de stockage de l'UE, et ces deux marchés ont épuisé leurs réserves plus vite qu'ils ne les ont reconstituées depuis le printemps. La maintenance de plusieurs cavités allemandes, des flux de gazoduc depuis la Norvège inférieurs aux prévisions estivales, et la réticence des traders à s'engager sur des achats à terme à des prix estivaux élevés y ont tous contribué. De leur côté, les installations néerlandaises ont fait l'objet de flux de réexportation importants vers l'Allemagne, épuisant les stocks locaux. Il en résulte que les deux pays les mieux placés pour amortir un coup de froid sont ceux dont la marge de manœuvre est la plus faible.

C'est important car le stockage fournit normalement entre un quart et un tiers du gaz que l'UE consomme en hiver. Lorsque les cavités sont pleines, elles atténuent la course aux importations supplémentaires lors d'un coup de froid ou d'une perturbation de l'approvisionnement. Lorsqu'elles sont à moitié vides, le marché doit dépendre de flux continus, du gaz de pipeline norvégien, de cargaisons de gaz naturel liquéfié (GNL) et des volumes russes qui transitent encore par la Turquie ou l'Ukraine, arrivant exactement au moment voulu. Toute interruption, même brève, contraint les acheteurs à se tourner vers un marché au comptant tendu où les prix peuvent flamber.

L'objectif réglementaire et ses clauses dérogatoires

La législation de l'UE fixe toujours un objectif de remplissage à 90 % à atteindre entre le 1er octobre et le 1er décembre. Mais les règles comportent des flexibilités définies : les États membres peuvent invoquer des conditions de marché difficiles, des contraintes de production nationale ou des limites techniques pour justifier un niveau inférieur. Ces clauses existent pour une bonne raison. Si chaque pays était contraint d'acheter massivement au même moment, les vendeurs augmenteraient leurs prix, sachant que les acheteurs n'ont pas d'autre choix. Le groupe de travail sur l'Union de l'énergie de la Commission a noté dans son évaluation de juillet que les objectifs restent réalisables et que la capacité d'importation de GNL inutilisée offre une flexibilité supplémentaire. Il a également souligné que les conditions mondiales restent volatiles et s'est engagé à poursuivre la surveillance.

La flexibilité, cependant, ne crée pas de molécules. Les pays qui entrent dans l'hiver avec des réserves plus faibles doivent s'appuyer davantage sur les importations continues, une demande atone et la coopération des pays voisins. Une perturbation prolongée des exportations de GNL depuis le Moyen-Orient, une vague de froid sévère ou une hausse des achats asiatiques pourraient tous mettre à l'épreuve cet équilibre. Les évaluations publiées par la Commission elle-même ont systématiquement mis en évidence ces scénarios sans déclarer l'urgence.

L'influence prépondérante de l'Allemagne sur les prix

La position de l'Allemagne a des conséquences au-delà de ses frontières. Son volume de stockage est le plus important de l'UE, et son marché se trouve au centre du réseau gazier du nord-ouest. Si les acheteurs allemands accélèrent leurs achats tard dans la saison d'injection, que ce soit pour atteindre l'objectif de 90 % ou simplement pour se couvrir contre un mois de décembre froid, ils entreront en concurrence pour les mêmes cargaisons de GNL et la même capacité de gazoduc norvégien qui approvisionnent la France, la Belgique, l'Italie et d'autres pays plus à l'est. Cette concurrence fait grimper les prix dans toute la région. Inversement, les pays bien approvisionnés pourraient faire face à une pression politique pour livrer du gaz à leurs voisins via un système interconnecté conçu autour de la solidarité plutôt que de l'autosuffisance nationale. Le mécanisme existe, mais il n'a jamais été testé à grande échelle en situation de véritable pénurie.

Destruction de la demande et nouveau seuil de référence

Si la Commission peut se montrer sereine, c'est en partie parce que la consommation de gaz de l'UE a nettement reculé depuis la crise de 2022. La destruction de la demande industrielle, les gains d'efficacité, un hiver 2023-2024 clément et le déploiement accéléré des pompes à chaleur et de l'électricité renouvelable ont tous abaissé le niveau de référence. L'Agence internationale de l'énergie estime que la demande de gaz de l'UE en 2025 était d'environ 20 % inférieure à son niveau de 2021. Cette réduction signifie que le même volume de stockage et d'importations couvre désormais une part plus importante des besoins. Mais elle signifie aussi que la demande restante est moins élastique : une grande partie des substitutions faciles a déjà eu lieu, et le consommateur marginal, qu'il s'agisse d'une usine d'engrais ou d'un réseau de chauffage urbain, dispose de moins d'alternatives.

Le dernier rapport sur le marché du gaz de l'AIE souligne que la croissance de l'offre mondiale de GNL reste concentrée aux États-Unis et au Qatar, les nouveaux projets n'atteignant pas des volumes significatifs avant la fin des années 2020. D'ici là, le marché est suffisamment tendu pour qu'une seule panne, dans un terminal d'exportation américain, un train de liquéfaction qatari ou un gazoduc clé, puisse faire fluctuer les prix européens de plusieurs euros par mégawattheure en une journée.

Exposition industrielle et réponse politique

Les fabricants énergivores sont les canaris dans la mine. Un complexe chimique à Ludwigshafen ou une verrerie dans le nord de la France ne peut pas simplement réduire sa production lorsque les prix du gaz flambent ; ses procédés nécessitent une chaleur continue à haute température. La production d'engrais, qui utilise le gaz comme combustible et matière première, est directement liée aux coûts alimentaires. Lors de la crise 2022-2023, plusieurs usines d'engrais européennes ont réduit leur activité ou fermé définitivement. Le risque d'un tel scénario n'est pas théorique. Les gouvernements ont discuté de soutiens ciblés, de contrats de différence, d'allègements fiscaux temporaires, d'aides directes aux secteurs exposés, mais la coordination au niveau de l'UE reste limitée. Le cadre de gouvernance économique de l'UE limite les subventions nationales, et les règles relatives aux aides d'État exigent une notification et des tests de proportionnalité qui prennent du temps.

Les ménages font face à un autre calcul. Les plafonds de prix généralisés ou les subventions de gros, largement déployés en 2022, sont coûteux pour les finances publiques et émoussent l'incitation à isoler les logements ou à changer de système de chauffage. L'aide ciblée, les bons d'achat sous conditions de ressources, la protection contre les coupures, la rénovation accélérée des passoires thermiques, est plus efficace, mais administrativement plus difficile à mettre en œuvre rapidement. La Commission européenne a encouragé les États membres à préparer de tels dispositifs à l'avance, mais leur mise en œuvre varie considérablement.

L'inconnue du GNL

La capacité d'importation de GNL de l'Europe s'est considérablement développée depuis 2022. Les unités flottantes de stockage et de regazéification (FSRU) déployées en Allemagne, en Italie, en Finlande et ailleurs ont ajouté environ 40 milliards de mètres cubes de capacité annualisée. Mais la capacité n'est pas l'utilisation. Les terminaux ont besoin de cargaisons, et les cargaisons suivent les prix. Si les acheteurs asiatiques, en particulier le Japon, la Corée du Sud et la Chine, surenchérissent plus agressivement sur le GNL au comptant cet hiver, les créneaux de regazéification européens resteront inutilisés. L'évaluation de la Commission en juillet a noté que la capacité d'importation inutilisée était une source de flexibilité ; elle n'a pas garanti que le gaz pour la remplir serait disponible à des prix abordables.

Les flux de gazoduc norvégien, l'autre pilier de l'approvisionnement non russe, ont été stables mais ne sont pas infiniment extensibles. Equinor et ses partenaires produisent à un niveau proche de leur plafond, et les calendriers de maintenance sur le plateau continental norvégien sont fixés des années à l'avance. Toute interruption non planifiée sur un gisement majeur comme Troll ou Oseberg priverait le marché de volumes que le stockage remplacerait normalement, précisément les volumes qui font actuellement défaut en Allemagne et aux Pays-Bas.

Trajectoire à long terme : moins de gaz, pas plus de stockage

La réponse structurelle à l'anxiété liée au stockage n'est pas de construire davantage de cavités, la géologie adéquate est finie et les autorisations sont lentes, mais de réduire la quantité de gaz importé dont le système a besoin. Une meilleure isolation des bâtiments, des procédés industriels efficaces, l'électricité renouvelable et un chauffage propre réduisent à la fois les émissions et l'exposition aux perturbations géopolitiques. Les pompes à chaleur, qui remplacent le combustible importé dans des millions de foyers, sont de plus en plus pertinentes pour la sécurité énergétique ainsi que pour la politique climatique. Le plan REPowerEU de la Commission européenne a fixé un objectif de 60 millions de pompes à chaleur supplémentaires d'ici 2030 ; le déploiement s'accélère mais reste inégal selon les États membres.

Organisations

European Commission · Gas Infrastructure Europe