Gaz européen à 100 €/MWh : l'Allemagne, maillon faible de l'hiver
TTF à 100 €/MWh, stocks allemands à 61,73 % et flux d'entrée en recul à Emden : l'hiver gazier européen s'annonce à deux vitesses.
Un seuil symbolique, un marché sous tension
Le contrat à terme le plus proche du TTF a touché 100 €/MWh en séance le 28 octobre, soit environ 4 % de plus que la veille. Le marché n'avait pas vu ce niveau depuis décembre 2022. On reste loin des quelque 340 €/MWh d'août 2022. La cause immédiate est extérieure : les perturbations des exportations de GNL du Moyen-Orient, liées à la guerre autour de l'Iran, réduisent les volumes disponibles. Les importateurs européens doivent donc rivaliser avec les acheteurs asiatiques.
Des stocks à deux vitesses
Au 28 octobre, 849,11 TWh sont stockés dans l'Union, soit 74,96 % des capacités. Cette moyenne masque de forts écarts : 87,28 % en France, 65,61 % aux Pays-Bas et 61,73 % en Allemagne. Un marché interconnecté diffuse le prix à tous les pays. En revanche, les pays les moins remplis dépendent le plus des flux entrants pour passer l'hiver.
Des flux physiques qui reculent
Les relevés de transit vont dans ce sens. À Emden, point d'arrivée de la liaison Norpipe entre la Norvège et l'Allemagne, l'entrée physique est passée de 432,03 GWh/j le 23 octobre à 127,68 GWh/j le 24, soit environ 70 % de moins. À VIP Oberkappel, entre l'Autriche et l'Allemagne, la sortie a chuté de 134,35 à 32,70 GWh/j, environ 76 % de moins. Les points Waidhaus, Mallnow et Baumgarten TAG restent à zéro, comme la veille. Zevenaar, entre les Pays-Bas et l'Allemagne, n'affiche aucune valeur pour le 24.
Le mécanisme : peu de marge, beaucoup de dépendance
La chaîne causale est simple. Moins de GNL disponible tire le prix vers le haut. Quand les stocks sont bas, comme en Allemagne, chaque molécule importée compte davantage. Un recul des arrivées par gazoduc renforce alors la prime de risque. Le directeur général d'Equinor, Anders Opedal, a d'ailleurs averti qu'une vague de froid en fin d'hiver, lorsque les réserves seront plus basses, accentuerait la volatilité.
La tension gagne aussi l'électricité. Le contrat français en base pour l'année suivante atteignait 122,50 €/MWh le 28 octobre, près de son plus haut depuis deux ans. Le 23 octobre, les prix day-ahead allaient de 23,07 €/MWh en Finlande à 227,27 €/MWh en Suisse, ce qui montre la fragmentation des marchés.
Ce que les données ne disent pas
Les limites sont nettes. Les flux ne couvrent que deux jours, et le dossier n'explique pas leur baisse : maintenance, nominations ou données provisoires restent possibles. Le prix de 100 €/MWh a été atteint en séance, pas en moyenne journalière. Un taux de remplissage ne dit pas non plus combien de jours de consommation les stocks permettent de couvrir. L'avertissement d'Equinor décrit un scénario, pas une prévision chiffrée.
Une vigilance ciblée
On peut raisonnablement conclure que le risque hivernal est inégalement réparti. L'Allemagne cumule les stocks les plus bas et des entrées physiques en net recul le 24 octobre. Savoir si ce recul est un accident ou une tendance dépendra des prochains relevés, des livraisons de GNL et des températures.
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