Gaz européen : le nord-ouest porte seul les flux, l'Est est à l'arrêt
Flux gaziers des 16-17 octobre 2026 : le nord-ouest concentre les entrées, l'Est est à l'arrêt, et les prix électriques varient de 25 à 218 EUR/MWh.
Une carte des flux réduite à l'axe nord-ouest
Les relevés de flux physiques de gaz au 16 octobre 2026 désignent un point d'entrée dominant : Emden EPT1, terminal du gazoduc Norpipe reliant la Norvège à l'Allemagne. Il y affiche 378 139 442 kWh/j, soit environ 378,1 GWh/j, le plus gros volume d'entrée du jeu de données. Juste derrière vient le point virtuel TTF-THE-H, à la frontière germano-néerlandaise pour le gaz à haut pouvoir calorifique, avec 347 545 399 kWh/j en entrée contre 72 321 220 kWh/j en sortie. L'interconnecteur entre le Royaume-Uni et la Belgique, à Zeebrugge IZT, enregistre pour sa part 159 998 150 kWh/j en entrée, sans aucune sortie.
Ces trois points totalisent environ 885,7 GWh/j d'entrées pour la seule journée du 16 octobre. Leur poids relatif dit l'essentiel : l'architecture d'approvisionnement observée est tournée vers la mer du Nord et les places de marché néerlandaise et belge.
Des flux à sens unique
Plusieurs points présentent une asymétrie nette. À Emden, la sortie est nulle les deux jours alors que l'entrée est massive. À Zeebrugge IZT, la sortie est nulle et l'entrée dépasse 159 GWh/j. Au VIP Oberkappel, entre l'Autriche et l'Allemagne, l'entrée est nulle et la sortie atteint 109 834 979 kWh/j le 16 octobre. Le gaz suit donc des trajectoires unidirectionnelles, et non des échanges équilibrés entre systèmes voisins.
À l'Est, des corridors figés
Le contraste est frappant avec les axes orientaux. À Mallnow, point du corridor Yamal entre la Pologne et l'Allemagne, l'entrée comme la sortie sont à zéro les 16 et 17 octobre. À Baumgarten TAG, sur la liaison Slovaquie-Autriche, les deux sens sont également à zéro sur les deux jours. Au VIP Waidhaus, sur le transit tchéco-allemand, seuls 5 050 kWh/j sont enregistrés en entrée le 16 octobre, une quantité négligeable à côté des centaines de GWh du nord-ouest, puis plus rien le 17.
Tarvisio, sur l'axe TAG entre l'Autriche et l'Italie, fait figure d'exception partielle : 11 950 000 kWh/j de sortie le 16 octobre, soit environ 11,95 GWh/j. Cette valeur reste très inférieure aux volumes d'entrée du nord-ouest.
Le mécanisme : la dépendance se concentre sur quelques nœuds
La logique est mécanique. Lorsque les corridors orientaux ne véhiculent plus de gaz, la couverture de la demande allemande et centre-européenne ne peut passer que par les points d'entrée restants. Le gazoduc norvégien, le hub néerlandais et l'interconnecteur britannique-belge deviennent alors les maillons critiques. Une baisse de flux à Emden ou au VIP TTF-THE-H n'a plus d'alternative orientale pour être compensée et se transmet directement vers l'aval, par exemple vers la sortie d'Oberkappel ou les flux vers l'Italie. Cette concentration augmente la sensibilité du système à tout incident technique ou commercial sur ces quelques nœuds.
Un signal à lire avec prudence : la chute du 17 octobre
Le 17 octobre, les volumes sont nettement plus faibles : l'entrée à Emden tombe à 122 505 414 kWh/j, soit environ 67,6 % de moins que la veille. La sortie d'Oberkappel passe de 109 834 979 à 33 245 639 kWh/j (environ -69,7 %), et celle de Tarvisio de 11 950 000 à 65 997 kWh/j. Une telle synchronisation des baisses sur des points indépendants suggère un décalage de publication, avec des relevés journaliers encore incomplets, plutôt qu'un choc physique simultané. Le dossier ne le confirme pas, et il serait imprudent d'y lire une rupture d'approvisionnement.
Autre lacune : Zevenaar, point d'entrée NL-DE, n'a aucune valeur d'entrée renseignée les deux jours. Seule sa sortie du 16 octobre est disponible, à 41 201 412 kWh/j. L'image des flux néerlandais reste donc partielle.
Électricité : une Europe aux prix très dispersés
Le 16 octobre, les prix day-ahead de l'électricité s'échelonnent sur une plage considérable. La Suisse affiche 217,94 EUR/MWh et la République tchèque 179,22 EUR/MWh. Le Danemark occidental (DK-1) est à 153,07 EUR/MWh et le Portugal à 124,83 EUR/MWh. La Finlande se situe à 25,58 EUR/MWh, soit un niveau environ 8,5 fois inférieur à celui de la Suisse.
Dans le système italien du nord, la production hydraulique de pompage atteint 8 567,5 MWh ce jour-là, contre 5 536 MWh pour la filière B25. Ces chiffres témoignent de l'importance de la flexibilité dans le mix local. Le dossier ne permet cependant pas d'établir que la dispersion des prix découle de la configuration des flux gaziers : aucun prix du gaz n'y figure, et la corrélation ne vaut pas causalité. Il documente en revanche un marché électrique fragmenté, où l'écart entre zones reste très élevé en une seule journée.
Ce que l'on peut raisonnablement conclure
Sur la base de ces deux journées, trois constats sont solides. Les volumes gaziers entrants sont concentrés sur Emden, le VIP TTF-THE-H et Zeebrugge IZT. Les corridors orientaux, de Mallnow à Baumgarten TAG, sont à l'arrêt, avec un flux résiduel de 5 050 kWh/j à Waidhaus. Les prix de l'électricité varient d'un facteur supérieur à huit entre la Finlande et la Suisse.
Plusieurs questions restent ouvertes : la réalité de la baisse du 17 octobre, l'origine de l'arrêt des corridors orientaux et le lien éventuel entre configuration gazière et prix électriques. Elles appellent une série de données plus longue et l'ajout des prix du gaz pour être tranchées. En l'état, le message des chiffres est clair mais circonscrit : l'approvisionnement observé dépend d'un petit nombre de points d'entrée du nord-ouest.
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