Gaz européen : l'effet Ormuz fragilise des flux déjà concentrés à l'ouest
Gaz européen : l'effet Ormuz fragilise des flux déjà concentrés à l'ouest. Prix de l'électricité dispersés et sécurité d'approvisionnement en question.
Un marché mondial du GNL sous contrainte
Le point de départ n'est pas européen mais géographique. Le Qatar, deuxième exportateur mondial de GNL, ne dispose d'aucune route d'exportation alternative au détroit d'Ormuz : toute son industrie est concentrée à Ras Laffan. En mars, une frappe iranienne y a endommagé deux des quatorze trains de liquéfaction, soit environ 17 % de la capacité d'exportation du pays. QatarEnergy évalue le manque à gagner à environ 20 milliards de dollars par an, avec trois ans de réparations.
Ce choc local s'inscrit dans un marché déjà tendu. L'Agence internationale de l'énergie prévoit une offre mondiale de GNL en recul de 3 % cette année et avertit que les tensions gazières se prolongeront en 2027. Dans un scénario de perturbation du GNL transitant par Ormuz combiné à un hiver plus froid, les stocks de l'Union européenne pourraient descendre sous 10 % en mars. Autre signal de tension, le GNL méditerranéen reste au-dessus de 30 dollars par MMBtu, au point que l'Égypte a demandé à ses producteurs d'urée de réduire de 20 % leurs taux d'activité.
Ce que montrent les flux physiques en Europe
Les données de flux transfrontaliers au 30 et au 31 octobre 2026 offrent un cliché de la manière dont l'Europe absorbe ce contexte. Le 30 octobre, le point d'entrée d'Emden EPT1, sur la liaison Norpipe entre la Norvège et l'Allemagne, enregistrait plus de 402 millions de kWh par jour. Le hub VIP TTF-THE-H, à la frontière germano-néerlandaise, affichait en entrée près de 483 millions de kWh par jour. Zeebrugge, sur l'interconnexion entre le Royaume-Uni et la Belgique, comptait environ 72,6 millions de kWh par jour en entrée.
À l'inverse, les points situés à l'est affichent zéro. Mallnow (Pologne-Allemagne, Yamal), VIP Waidhaus (Tchéquie-Allemagne) et Baumgarten TAG (Slovaquie-Autriche) sont à zéro, en entrée comme en sortie, les deux jours. Le dossier n'explique pas ces valeurs nulles et rien ne permet de les rattacher au conflit du Golfe. Elles dessinent néanmoins une géographie : l'approvisionnement observé passe par la façade nord-ouest, c'est-à-dire par la Norvège, les hubs néerlandais et les connexions britanniques, bien plus que par les routes orientales.
Le 31 octobre, les valeurs changent d'échelle. L'entrée d'Emden retombe à environ 77,6 millions de kWh par jour, soit une baisse de l'ordre de 81 %. À VIP Oberkappel, entre l'Autriche et l'Allemagne, la sortie passe de 112,5 à 22,6 millions de kWh par jour, soit environ 80 % de moins. À Tarvisio, sur l'axe TAG entre l'Autriche et l'Italie, la configuration s'inverse : l'entrée de 144 millions de kWh par jour le 30 octobre tombe à zéro, tandis qu'une sortie de 17,2 millions apparaît le lendemain. Rien n'indique que la journée du 31 octobre soit complète. Ces variations relèvent peut-être en partie de la publication des données, et il serait imprudent d'y lire un effondrement des approvisionnements.
Une prime de risque lisible dans les prix de l'électricité
Les prix day-ahead du 30 octobre révèlent une forte dispersion. La Finlande est à 77,51 euros par MWh, le Portugal à 211,19, le Danemark occidental à 250,56, la Tchéquie à 250,85 et la Suisse à 254,14. L'écart entre le marché le moins cher et le plus cher dépasse ainsi un facteur trois.
Il faut rester prudent sur la lecture. Le dossier ne fournit ni prix du gaz sur le hub TTF, ni mix de production par pays, ni niveau de stockage. Le lien entre tension gazière mondiale et prix de l'électricité en Europe centrale est une hypothèse cohérente avec les chiffres, pas une démonstration. Cette dispersion rappelle surtout que la vulnérabilité énergétique du continent n'est pas homogène.
La sécurité d'approvisionnement devient un critère de prix
Le comportement du Qatar illustre ce changement d'ère. QatarEnergy a signé un contrat de vingt ans pour 3 millions de tonnes par an auprès des installations de Woodside en Louisiane, puis des accords portant sur jusqu'à 4 millions de tonnes par an avec Cheniere, jusqu'en 2054. Les livraisons débuteront en 2030 et 2031, et le Qatar deviendrait le premier acheteur de GNL américain. Son dirigeant, Saad al-Kaabi, s'attend à signer d'autres accords cette année.
La logique est celle d'une assurance. Le GNL qatari conserve un avantage de coût, estimé entre 3 et 5 dollars par MMBtu, environ la moitié de nombreux projets américains. Mais les exportateurs américains échappent à toute dépendance vis-à-vis d'Ormuz. Depuis la guerre, les acheteurs accordent à la sécurité d'approvisionnement un poids comparable à celui du prix. Selon l'IEA, environ 300 milliards de mètres cubes de nouvelle capacité d'exportation de GNL entreront en service dans le monde entre 2025 et 2030, dont plus de la moitié aux États-Unis et environ un quart au Qatar. La compétition pour les parts de marché sera donc intense, et l'Europe en sera un terrain central.
Côté pétrole, la situation reste dégradée : les exportations de brut du Golfe tournent autour de 12 millions de barils par jour, contre environ 18 millions avant la guerre. Le Brent est passé sous 105 dollars, mais Goldman Sachs évoque un risque de pic à 140 dollars si la production du Golfe reste inférieure de 3,5 millions de barils par jour à son niveau de 2025. Ce risque pétrolier alimente l'incertitude sur l'ensemble du complexe énergétique.
Limites et lecture raisonnable
Plusieurs limites doivent être gardées en tête. L'échantillon se réduit à deux jours de données de flux. Les valeurs nulles à l'est et la variation entre le 30 et le 31 octobre ne sont pas expliquées. Les données de prix de métaux mentionnées dans le brief ne contiennent aucune valeur exploitable. Enfin, le dossier ne contient aucun chiffre sur les stocks de gaz européens actuels, seulement l'avertissement conditionnel de l'IEA.
Ce que l'on peut raisonnablement conclure est plus modeste que spectaculaire. L'Europe dépend de peu d'axes d'entrée pour son gaz, dans un marché mondial du GNL contraint par la perte de capacité qatarie et par la baisse de l'offre. L'hiver, avec des stocks potentiellement sous pression, sera le test. Pour mesurer l'effet réel du choc d'Ormuz sur l'Europe, il faudra suivre sur plusieurs semaines les flux d'entrée norvégiens et néerlandais, les stocks et l'écart entre prix gaziers et prix électriques.
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