Gaz européen : 12 points de retard de stockage face au choc d'Ormuz

**À 74 % de remplissage, les stockages européens affichent un net retard sur leur moyenne quinquennale, alors que le GNL du Golfe reste largement paralysé. Les flux physiques d'octobre montrent un continent tributaire de quelques corridors, avec la Norvège en tête. Entre demande chinoise assagie et météo clémente, l'hiver reste une équation à deux inconnues.**

Un hiver abordé avec au moins douze points de retard

Les sites de stockage européens étaient remplis à 74 % la semaine du 16 octobre, contre plus de 86 % en moyenne à la même date sur les cinq dernières années. L'écart dépasse donc douze points de pourcentage, à quelques semaines de la période où les soutirages s'accélèrent. Ce déficit n'est pas un simple décalage de calendrier : il intervient dans un marché où les prix du gaz restent, selon les analystes, aux niveaux de la crise de 2022-2023.

La cause tient en grande partie à l'offre. Les flux de GNL en provenance du Moyen-Orient sont environ 80 % inférieurs à ceux de l'an dernier, alors que le détroit d'Ormuz, par lequel transitait avant la guerre environ un cinquième de l'énergie mondiale, reste fermé. Le responsable de la stratégie matières premières d'ING a souligné que le gaz n'a pas connu la reprise partielle observée sur le pétrole.

Le mécanisme : une compétition pour les cargaisons hors Ormuz

La chaîne causale est simple. La fermeture d'Ormuz retire du marché une grande partie du GNL qatari. Les acheteurs d'Asie et d'Europe se retrouvent à convoquer les mêmes cargaisons, celles qui n'ont pas besoin de transiter par le détroit. Cette concurrence maintient les prix spot à des niveaux élevés. L'Europe, plus en retard dans ses stocks, est la plus exposée à ce renchérissement.

Le contexte pétrolier montre à quel point la guerre pèse sur les prix de l'énergie. Le Brent s'échangeait autour de 72 dollars le baril en février, avant le conflit. Il a atteint environ 126 dollars fin avril, puis est revenu à 115,15 dollars le 27 octobre, près de ses plus hauts de six mois. Les nouvelles attaques des Houthis contre l'Arabie saoudite, dont le siège d'Aramco à Dhahran, entretiennent la prime de risque, tandis que les discussions diplomatiques à Téhéran la tempèrent un peu.

Ce que révèlent les flux physiques d'octobre

Les données de flux physiques aux points d'interconnexion donnent une photographie de la dépendance européenne. Le 23 octobre, les entrées à Emden EPT1, sur le gazoduc norvégien Norpipe vers l'Allemagne, atteignaient 432,0 millions de kWh par jour. Le lendemain, elles n'étaient plus que de 127,7 millions, soit une baisse d'environ 70 %. À VIP Oberkappel, la sortie vers l'Allemagne est passée de 134,3 à 32,7 millions de kWh par jour sur la même période, un recul d'environ 76 %.

Ces variations rappellent qu'un système dépendant de peu de corridors est exposé à leur volatilité. Le point VIP TTF-THE-H, entre Pays-Bas et Allemagne, affichait le 23 octobre 510,8 millions de kWh par jour en entrée contre 97,9 millions en sortie. À l'inverse, les points de transit d'Europe centrale et orientale, Mallnow (Pologne-Allemagne, Yamal), VIP Waidhaus et Baumgarten TAG, enregistraient des flux nuls aux deux dates. Le dossier constate ces zéros sans en expliquer l'origine. Ils indiquent toutefois que les volumes physiques passant par ces points ne contribuent pas à combler le déficit de stockage.

La fragmentation se lit aussi dans l'électricité. Le 23 octobre, le prix day-ahead atteignait 227,27 euros par MWh en Suisse et 157,93 au Portugal, contre 124,90 en République tchèque, 33,90 au Danemark (DK-1) et 23,07 en Finlande. L'écart entre la Suisse et la Finlande est d'environ un à dix. Ce spectre de prix traduit des situations régionales très différentes, même si le dossier ne permet pas d'attribuer cet écart au seul gaz.

Les amortisseurs : la Chine et la météo

Un soulagement partiel pourrait venir d'Asie. Les acheteurs chinois de GNL ont constitué leurs stocks tôt, au début du conflit : fin septembre, le stockage souterrain chinois était rempli à 80 %, selon un analyste de Rystad Energy. Une moindre demande chinoise sur le spot allégerait la compétition pour les cargaisons et pourrait en laisser davantage à l'Europe et aux autres importateurs asiatiques.

La météo pourrait jouer dans le même sens. Les modèles actuels, avec un fort El Niño, laissent attendre des températures hivernales plus clémentes en Corée du Sud, au Japon et dans certaines régions de Chine, ainsi qu'un hiver légèrement plus doux en Europe au moins jusqu'en janvier 2027. Cela réduirait les besoins de chauffage des deux côtés.

Les limites de l'analyse

Plusieurs réserves s'imposent. Le dossier ne fournit ni cours du TTF ni volume absolu de gaz en stock, seulement des pourcentages et le constat que les prix restent au niveau de 2022-2023. Les flux physiques ne couvrent que quelques jours : la chute du 24 octobre à Emden et à Oberkappel peut refléter des données partielles ou des opérations de maintenance, dont rien n'indique la cause. Enfin, des prévisions météo ne sont pas des certitudes, et un épisode de froid ou une nouvelle escalade, comme celles de ce mois sur les navires dans la zone d'Ormuz, annulerait l'effet d'amortisseur. Les rebonds de prix du gaz européen signalés le 26 octobre sur les craintes d'approvisionnement hivernal rappellent la sensibilité du marché.

Une vulnérabilité réelle, pas une pénurie annoncée

Les faits établis dessinent une vulnérabilité : un retard de stockage d'au moins douze points, un GNL du Golfe réduit d'environ 80 % et une dépendance à quelques corridors dont les flux peuvent varier fortement d'un jour à l'autre. Les facteurs qui la tempèrent, stocks chinois élevés et météo douce, sont réels mais incertains. L'issue de l'hiver dépendra autant de l'évolution du conflit dans le Golfe que de la météo, et le dossier ne permet pas d'aller plus loin sans extrapoler.

Cet article a ete redige avec l assistance de l intelligence artificielle et verifie par notre equipe editoriale.