Gaz européen à 93 €/MWh : l'hiver s'ouvre sur un marché sous tension

**Le TTF atteint son plus haut niveau depuis fin 2022 alors que les stocks européens plafonnent sous 75 % et que le GNL qatari manque à l'appel. À l'inverse, le gaz américain s'enfonce vers 2,66 $/MMBtu. Les flux physiques et les prix de l'électricité du mois d'octobre dessinent une Europe exposée, sans que les données permettent de trancher sur la suite.**

Un marché européen qui paie le prix de sa dépendance au GNL

Le benchmark TTF a franchi 93 €/MWh, soit environ 30 $ par MMBtu. C'est le niveau le plus élevé depuis décembre 2022. Trois éléments se sont combinés : une offre de GNL qatari restreinte, un temps plus froid et un remplissage des stockages qui plafonne sous 75 %. À l'approche de l'hiver, la marge de manœuvre est donc faible.

Le mécanisme est simple. Quand une partie du GNL du Golfe ne parvient plus au marché, l'Europe, acheteuse marginale de cargaisons flexibles, doit payer plus cher pour les attirer. Plus les stocks sont bas, moins elle peut attendre une détente des prix. Le TTF intègre ainsi à la fois la rareté physique et la crainte d'un hiver rigoureux.

Washington et Bruxelles, deux marchés que tout oppose

Le contraste avec les États-Unis est frappant. Le Henry Hub est tombé à 2,66 $/MMBtu, un plus bas de deux mois, malgré une demande record de GNL. Le contrat calendaire 2027 est descendu à 3,09 $, un plus bas de cinq ans. Une météo clémente, une production offshore qui se rétablit et des stocks supérieurs à la moyenne expliquent ce recul.

L'écart avec le TTF dépasse un rapport de onze pour un, en convertissant le prix européen en dollars par MMBtu. Il montre que le surplus américain ne se transmet pas mécaniquement à l'Europe : tant que les capacités d'exportation sont saturées, le gaz américain à bas prix ne peut pas combler le déficit. QatarEnergy tente de reconstituer sa base d'approvisionnement. Après un premier accord avec Cheniere portant sur 4 millions de tonnes de GNL par an jusqu'en 2054, elle cherche d'autres cargaisons de long terme aux États-Unis et peut-être en Asie. Ce signal est structurel, mais il ne produit aucun effet immédiat sur l'hiver qui s'ouvre.

Ce que disent les flux physiques d'octobre

Les données de flux physiques sur les points d'interconnexion allemands montrent une forte volatilité. Le 16 octobre 2026, la sortie physique au point VIP Oberkappel (Autriche-Allemagne) atteignait 109,83 millions de kWh par jour. Le lendemain, elle ne représentait plus que 33,25 millions, soit un recul d'environ 70 %. Sur Emden EPT1, point d'entrée de la liaison Norpipe depuis la Norvège, l'entrée passe de 378,14 millions de kWh par jour le 16 octobre à 122,51 millions le 17, soit une baisse d'environ 68 %.

Ces chiffres sont à manier avec précaution. Une seule journée ne fait pas une tendance, et les valeurs du 17 octobre peuvent être des relevés partiels. La valeur d'entrée à Zevenaar (Pays-Bas-Allemagne) est d'ailleurs absente pour les deux jours, alors que la sortie y atteignait 41,2 millions de kWh le 16 octobre. Plusieurs points sont à zéro dans les deux sens (Mallnow, Baumgarten TAG), ce qui correspond à l'absence de flux sur ces axes. À Tarvisio (liaison Autriche-Italie), la sortie passe de 11,95 millions à environ 66 000 kWh par jour. Ce que ces mouvements illustrent, c'est la sensibilité des flux à des variations de court terme. Ils ne prouvent pas une rupture d'approvisionnement.

Une électricité à deux vitesses

Le 16 octobre, les prix day-ahead de l'électricité étaient très dispersés : 217,94 €/MWh en Suisse, 179,22 en Tchéquie, 153,07 au Danemark-Ouest (DK-1), 124,83 au Portugal, mais seulement 25,58 en Finlande. L'écart entre la Suisse et la Finlande dépasse huit fois.

Une partie de cette dispersion tient sans doute au rôle du gaz comme énergie marginale dans les marchés où il fixe le prix. Là où la production bas-carbone domine, le prix reste bas. Ce lien est toutefois une inférence : le dossier ne fournit ni le mix de production marginal ni les capacités d'interconnexion. Il invite à la prudence plutôt qu'à une conclusion mécanique.

Le pétrole, un signal brouillé

Le contexte du brut ajoute de l'incertitude. Le Brent se situe autour de 117 dollars le baril, nourri par l'escalade du conflit entre l'Arabie saoudite et les Houthis, alors que les fondamentaux physiques n'ont guère changé. Les bruts physiques du Moyen-Orient se sont même assouplis : le Basrah Medium irakien s'est récemment vendu avec une décote d'environ 10 dollars par rapport au Dubaï, contre une quasi-parité un mois plus tôt. La prime de l'Oman sur le Dubaï est tombée à son plus bas depuis fin juillet, à mesure que les flux par Ormuz se rétablissent. Les marchés à terme intègrent donc surtout la crainte d'une nouvelle perturbation, tandis que le marché physique reflète des volumes en hausse. Pour le gaz européen, la leçon est comparable : une part du prix actuel traduit la prime de risque autant que la rareté constatée.

Ce que l'on peut raisonnablement conclure

Les faits établis convergent : un TTF à plus de 93 €/MWh, un stockage sous 75 %, une offre qatarie contrainte et un écart considérable avec le Henry Hub. Ensemble, ils décrivent une Europe exposée à tout choc de température ou d'offre. En revanche, les données disponibles ne permettent pas de prévoir la trajectoire des prix, de mesurer l'ampleur d'un éventuel déficit hivernal ni d'interpréter avec certitude les variations quotidiennes des flux physiques. Les prochaines publications de stocks, et surtout des données de flux sur plusieurs jours consécutifs, diront si la tension actuelle relève d'une fragilité durable ou d'un simple pic saisonnier.

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