Gaz européen à 101 €/MWh : un hiver abordé sans coussin
Gaz européen : le TTF dépasse 101 €/MWh, stockages à 74,89 %, GNL incertain. Analyse d'un hiver sans marge de sécurité.
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Un prix qui a retrouvé les sommets de 2022
Le contrat à terme néerlandais de référence s'établissait à 101,82 €/MWh le 30 octobre, en hausse de 4 % sur la séance et d'environ 8 % sur la semaine. Aucun niveau aussi élevé n'avait été touché depuis le choc provoqué par l'arrêt des livraisons de gaz russe par gazoduc. Mais la configuration diffère : la tension vient aujourd'hui d'un déficit de marge, plus que d'une rupture unique.
Un stockage amputé de onze points
Les réservoirs de l'Union n'étaient remplis qu'à 74,89 % au 29 octobre, contre une moyenne quinquennale d'environ 86 % à la même période. Cet écart d'environ onze points compte d'autant plus que la saison des soutirages a commencé dans plusieurs pays : le stockage ne devrait plus guère progresser. Le gaz qui manque dans les cuves devra donc arriver en flux courant tout l'hiver.
Une offre qui se dérobe
C'est là que la mécanique se grippe. QatarEnergy a prolongé jusqu'à la fin de l'année la force majeure sur ses livraisons de GNL, et les craintes d'une escalade au Moyen-Orient pèsent sur les cargaisons qui transitent par le détroit d'Ormuz. L'Europe et l'Asie se retrouvent sans approvisionnement contractuel certain. S'y ajoutent plusieurs arrêts non planifiés en Norvège. Pour attirer des cargaisons, les acheteurs européens doivent surenchérir, ce qui tire le TTF vers le haut.
Ce que montrent les gazoducs
Les relevés de flux physiques vont dans le même sens. À Emden, point d'entrée des volumes norvégiens en Allemagne, le débit est tombé de 432,0 millions de kWh/j le 23 octobre à 127,7 millions le 24, soit environ 70 % de moins. À Oberkappel, à la frontière austro-allemande, la sortie est passée de 134,3 à 32,7 millions de kWh/j, soit une baisse d'environ 76 %.
Les limites de la lecture
Ces chiffres appellent de la prudence. Deux journées ne font pas une tendance : une maintenance, un décalage de nomination ou une journée incomplète peuvent produire de tels écarts, et la donnée d'entrée de Zevenaar est manquante. Les flux datent du 24 octobre, les prix du 30, et nous ne disposons d'aucune série longue du TTF. Le lien entre les deux reste donc une inférence. Les prix de l'électricité à J+1 du 23 octobre rappellent aussi que la tension gazière n'explique pas tout : 227,27 €/MWh en Suisse et 157,93 au Portugal, mais 23,07 en Finlande et 33,90 au Danemark Ouest.
Une marge de sécurité plutôt qu'une panique
La conclusion raisonnable est que le marché valorise la rareté d'une marge : un stockage inférieur à sa norme, un GNL incertain et une Norvège moins fiable laissent peu de place à l'imprévu. La suite dépendra des flux du Golfe et de la régularité des livraisons norvégiennes, deux variables que ce dossier ne permet pas d'anticiper.
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