Brent à 111 $, gaz concentré sur la Norvège : l'Europe sous double tension

Le brut reste scotché au-dessus de 110 dollars tandis que les flux gaziers vers l'Allemagne et l'Europe centrale se resserrent sur quelques points d'entrée. Entre prime de risque au Moyen-Orient et GNL qatari sous force majeure, la vulnérabilité énergétique européenne se lit dans les chiffres.

Une prime de risque pétrolière installée

Le Brent s'échangeait à 110,10 dollars le baril le 20 octobre, après un pic à 110,70 dollars, son plus haut depuis mai. Il progressait encore de 1,54 % à 111,10 dollars le 28 octobre, le WTI atteignant 101,53 dollars. Le moteur est géopolitique : le conflit entre Washington et Téhéran dure depuis huit mois, au moins 18 navires ont été attaqués en deux semaines, un pétrolier a pris feu après avoir heurté des mines dans le détroit d'Ormuz, et les Houthis revendiquent des frappes contre des sites saoudiens.

Ce niveau traduit moins une pénurie physique qu'un prix du risque. Tant que les flux ne sont pas interrompus mais que les infrastructures restent menacées, les opérateurs maintiennent une prime élevée. Même l'hypothèse d'un assouplissement des sanctions sur l'énergie russe, dont la décision finale n'est pas arrêtée, n'a pas suffi à la faire reculer. La production russe de brut, à 8,43 millions de barils par jour en septembre, reste de surcroît inférieure d'environ 870 000 barils par jour à son niveau d'un an plus tôt.

Un gaz européen concentré sur peu de portes d'entrée

Du côté du gaz, QatarEnergy a prolongé jusqu'à fin décembre la force majeure appliquée à un client européen clé. Cette offre de GNL en moins pèse sur la flexibilité du marché et renvoie l'Europe vers ses approvisionnements par gazoduc.

Les relevés de flux physiques illustrent cette concentration. Le 23 octobre, le point d'entrée d'Emden EPT1, sur la liaison Norpipe, enregistrait 432 millions de kWh par jour. Le lendemain, il n'en affichait plus que 127,7 millions, soit environ 70 % de moins. Le même jour, la sortie du point autrichien d'Oberkappel vers l'Allemagne passait de 134,3 à 32,7 millions de kWh par jour. À l'inverse, Mallnow (PL-DE Yamal), Waidhaus (CZ-DE) et Baumgarten TAG (SK-AT) restaient à zéro dans les deux sens, sur les deux journées.

Le mécanisme est simple : quand une partie du GNL manque et que plusieurs axes d'importation sont inactifs, le système repose sur un nombre réduit de points, et toute variation y a un effet amplifié.

Des prix de l'électricité très dispersés

Le 23 octobre, les prix day-ahead allaient de 23,07 euros le MWh en Finlande et 33,90 au Danemark occidental à 124,90 en Tchéquie, 157,93 au Portugal et 227,27 en Suisse. Cet écart de près de dix fois témoigne d'un marché européen fragmenté, même si le dossier ne permet pas de rattacher cette dispersion aux seuls enjeux gaziers.

Des limites à garder en tête

Les relevés quotidiens peuvent refléter des nominations ou de la maintenance, et la journée du 24 octobre peut être incomplète. Aucun prix du gaz ni niveau de stockage n'est disponible ici, les volumes visés par la force majeure qatarie ne sont pas connus, et les données de Zevenaar sont manquantes. La prime pétrolière pourrait enfin s'éroder si les flux dans le Golfe restent fluides.

Ce que l'on peut conclure

Les chiffres décrivent une exposition cumulée : un brut sous prime de risque et un gaz dépendant de peu de points d'entrée. Ils ne démontrent pas une pénurie, mais indiquent une marge de manœuvre réduite si un nouveau choc survenait.

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