Gaz européen : des flux concentrés sur la Norvège, l'Est à l'arrêt

**Les relevés de flux physiques des 23 et 24 octobre 2026 dessinent une carte gazière très déséquilibrée : quelques points concentrent le volume, d'autres restent à zéro. Dans un marché de l'énergie déjà fragilisé par les tensions autour du Golfe et de la Russie, cette concentration pose la question de la résilience du système.**

Une carte des flux dominée par quelques nœuds

Le 23 octobre 2026, le point d'Emden EPT1, sur la liaison norvégienne Norpipe, enregistre un flux physique en entrée de 432 030 972,9 kWh par jour. Le hub néerlandais VIP TTF-THE-H, pour le gaz à haut pouvoir calorifique, affiche 510 843 752 kWh/j en entrée, contre 97 928 411 kWh/j en sortie. À côté, l'entrée de Tarvisio, sur la route autrichienne vers l'Italie, plafonne à 40 462 338 kWh/j. L'entrée d'Emden représente donc près de onze fois celle de Tarvisio.

Cette asymétrie n'a rien d'anodin. Elle indique que, ce jour-là, une part considérable du gaz physique circulant dans la région passe par un très petit nombre de points d'interconnexion, situés à l'ouest et au nord.

Les corridors orientaux, muets

Le contraste est net avec l'est. Mallnow, sur l'axe polono-allemand Yamal, affiche zéro kWh/j en entrée comme en sortie les 23 et 24 octobre. Il en va de même pour VIP Waidhaus (transit tchéco-allemand) et pour Baumgarten TAG (liaison slovaco-autrichienne). Au hub autrichien de Baumgarten, le flux en entrée est nul le 23 octobre, tandis que 52 538 373 kWh/j sont enregistrés en sortie.

Ces zéros ne disent pas pourquoi les routes sont inactives. Il peut s'agir de choix commerciaux, de contraintes techniques ou d'une absence de nominations. Mais le fait est là : sur ces deux jours, aucun volume ne transite par ces corridors, et l'équilibre repose sur les entrées occidentales.

Le mécanisme : la concentration amplifie les aléas

La logique est simple. Quand la diversité des routes s'érode, chaque nœud restant porte une part plus grande de l'approvisionnement. Une variation à Emden ou au hub TTF-THE-H se répercute alors directement sur les volumes disponibles plus à l'est et au sud, comme à Oberkappel, qui enregistre 134 346 524 kWh/j en sortie le 23 octobre, ou à Tarvisio. Il n'existe plus de route alternative pour compenser.

Ce risque structurel s'ajoute à un environnement géopolitique chargé. Les quotas de production de l'OPEP+ sont restés « sur le papier » pendant huit mois, la production réelle étant restée en deçà du fait des perturbations dans le détroit d'Ormuz, dont les flux ont repris en août et septembre jusqu'à approcher les niveaux d'avant-guerre, hors Iran. Une attaque de drones ukrainiens a par ailleurs touché le terminal pétrolier de Saint-Pétersbourg ; les autorités russes disent avoir abattu 1 015 drones dans la nuit. Parallèlement, trois pétroliers chargés de diesel russe font route vers les États-Unis dans le cadre d'un accord d'allègement de sanctions. Ces éléments concernent surtout le pétrole, mais ils entretiennent un climat de risque sur l'ensemble des marchés énergétiques.

Des prix très dispersés

Les prix day-ahead de l'électricité du 23 octobre illustrent cette hétérogénéité. La Suisse affiche 227,27 EUR/MWh et le Portugal 157,93 EUR/MWh, la Tchéquie 124,90 EUR/MWh. À l'autre extrémité, le Danemark-1 est à 33,90 EUR/MWh et la Finlande à 23,07 EUR/MWh, soit près de dix fois moins que la Suisse. Cet écart ne se réduit pas à la question gazière : les mix de production, la disponibilité hydraulique ou éolienne et les capacités d'interconnexion y jouent leur rôle. Mais il rappelle que les zones les plus dépendantes de l'import physique et de la production thermique supportent des niveaux de prix nettement plus élevés que les zones bien dotées en production locale à bas coût.

Ce que les données ne permettent pas de conclure

Plusieurs réserves s'imposent. D'abord, l'échantillon se limite à deux journées. Ensuite, la journée du 24 octobre présente un profil suspect : les entrées d'Emden passent de 432 030 972,9 à 127 675 971,9 kWh/j (environ -70 %), la sortie d'Oberkappel de 134 346 524 à 32 701 186 kWh/j (environ -76 %) et l'entrée de Tarvisio de 40 462 338 à 11 166 437 kWh/j (environ -72 %). Une baisse aussi homogène sur trois points indépendants évoque davantage une publication partielle de la journée qu'un choc physique réel, d'autant que le flux de Zevenaar n'est pas renseigné. Il serait imprudent d'y lire une rupture d'approvisionnement.

Le dossier ne contient en outre aucun prix du gaz de référence, ce qui empêche de mesurer l'effet de ces flux sur les cotations gazières. Il ne relie pas non plus directement la situation d'Ormuz au gaz européen, et le sens précis des notions d'entrée et de sortie à chaque point n'y est pas détaillé. Enfin, les zéros observés à l'est peuvent traduire des arbitrages commerciaux et non une impossibilité physique.

Une vulnérabilité structurelle, pas une crise avérée

Ce que l'on peut raisonnablement retenir est limité mais utile. Sur les 23 et 24 octobre 2026, les flux gaziers observés reposent sur un noyau étroit de points occidentaux, la Norvège via Emden et le hub néerlandais, tandis que les corridors polonais, tchèque et slovaque restent inactifs. Cette configuration n'est pas en soi synonyme de pénurie, mais elle réduit les marges de manœuvre : en cas d'incident à Emden ou au hub TTF-THE-H, il n'existe pas de relais oriental visible dans les données. À surveiller dans les prochaines semaines : la confirmation des chiffres du 24 octobre une fois les données consolidées, la réactivation éventuelle des routes orientales, et l'évolution des écarts de prix entre zones à l'approche de l'hiver.

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