Gaz européen : l'Est à zéro, un axe nord-ouest qui vacille
Flux gaziers européens des 30-31 octobre : l'Est à zéro, l'axe nord-ouest vacille. Analyse des chiffres clés et impact sur le GNL et l'électricité.
Une carte des flux réduite à quelques artères
Le relevé des flux physiques de gaz au 30 octobre 2026 est instructif par ce qu'il montre, mais aussi par ce qu'il ne montre pas. À Emden EPT1, point d'entrée de la liaison norvégienne Norpipe, l'entrée physique atteint 402,5 GWh par jour. Au point VIP TTF-THE-H, entre Pays-Bas et Allemagne, l'entrée s'élève à 482,9 GWh/j, contre 180,8 GWh/j en sortie. Zeebrugge IZT, sur l'interconnexion Royaume-Uni-Belgique, enregistre 72,6 GWh/j en entrée. À Tarvisio, sur l'axe TAG entre Autriche et Italie, l'entrée atteint 144,4 GWh/j.
En face, plusieurs points restent obstinément à zéro, en entrée comme en sortie, aux deux dates observées : Mallnow (Pologne-Allemagne, Yamal), VIP Waidhaus (République tchèque-Allemagne) et Baumgarten TAG (Slovaquie-Autriche). Les relevés ne disent rien des causes de ces zéros. Ils établissent seulement que, à ces points, aucune molécule n'a circulé les 30 et 31 octobre.
Un recul de 80 % en vingt-quatre heures
Le lendemain, la physionomie change brutalement. L'entrée à Emden EPT1 tombe à 77,6 GWh/j, soit environ 81 % de moins. La sortie à VIP Oberkappel, entre Autriche et Allemagne, passe de 112,5 à 22,6 GWh/j, soit un recul voisin de 80 %. À Tarvisio, l'entrée affichée de 144,4 GWh/j disparaît, et c'est une sortie de 17,2 GWh/j qui apparaît. Les chiffres du jour sont donc non seulement plus faibles, ils sont aussi différents dans leur sens apparent.
Il faut éviter la surinterprétation. Le 31 octobre est un samedi, et le dossier ne permet pas d'écarter un effet de calendrier ou des valeurs provisoires. Plusieurs lignes manquent d'ailleurs : l'entrée de Zevenaar, côté Pays-Bas-Allemagne, reste « N/A » aux deux dates, et sa sortie n'est renseignée que pour le 30 octobre (52,7 GWh/j). Une valeur absente ne vaut pas un flux nul.
Du détroit d'Ormuz au prix du gaz
Ce tableau physique prend son sens dans le contexte de marché. Depuis le déclenchement de la guerre contre l'Iran le 28 février, la fermeture du détroit d'Ormuz a désorganisé les flux de pétrole et de gaz du Golfe. La mécanique est connue : quand une part de l'offre de GNL disparaît, les acheteurs asiatiques et européens se disputent les cargaisons restantes, et les producteurs hors Golfe captent la différence.
Le cas de Cheniere l'illustre. Le groupe américain a relevé pour la troisième fois cette année sa prévision d'EBITDA 2026, désormais fixée entre 8,75 et 9,25 milliards de dollars. Environ 250 millions de dollars de cette hausse proviennent de netbacks plus que doublés, un effet directement relié à la crise d'Ormuz. QatarEnergy a de son côté accepté d'acheter 4 millions de tonnes par an à Cheniere, avec des livraisons à partir des années 2030. L'acheteur est lui-même un grand vendeur de GNL, ce qui en dit long sur la valeur de la diversification.
C'est là que la carte des flux compte. Si les corridors de l'Est restent à zéro, l'Europe ne dispose pas de gazoducs alternatifs pour amortir un choc sur le GNL. Elle dépend de la Norvège, dont le flux à Emden varie de plus de 300 GWh/j en une journée dans le relevé, et du GNL, payé au prix mondial. Dans ce cadre, le franchissement des 101 euros par le gaz européen, pour la première fois depuis 2022, paraît cohérent avec l'enchaînement décrit. Le titre qui l'annonce ne précise toutefois ni l'indice ni l'unité, et il ne suffit pas à prouver le lien.
Électricité : un écart de un à trois
Les prix de l'électricité du 30 octobre vont dans le même sens, sans le démontrer. Le day-ahead s'établit à 254,14 EUR/MWh en Suisse, 250,85 en République tchèque, 250,56 au Danemark (zone DK-1) et 211,19 au Portugal. La Finlande, à 77,51 EUR/MWh, se paie environ 3,3 fois moins cher que la Suisse. Dans les marchés où le gaz fixe souvent le prix marginal, un gaz cher se répercute sur l'électricité. Le dossier ne fournit pas le mix de production de ces zones : l'écart avec la Finlande est donc compatible avec cette lecture, sans en être la preuve.
Ce que les données ne disent pas
Plusieurs éléments invitent à la retenue. Le premier est la brièveté de la série : deux jours de flux ne font pas une tendance, et la chute de 80 % du 31 octobre peut refléter un samedi, des nominations révisées ou une publication incomplète. Le deuxième est l'absence de données de stockage, indispensables pour juger de la sécurité d'approvisionnement hivernale. Le troisième est le message du PDG de TotalEnergies, qui n'attend aucune pénurie de gaz en Europe cet hiver. Le quatrième est l'évolution du pétrole : le Brent a perdu 7,63 % le 2 novembre pour clôturer à 104,77 dollars le baril, sur l'espoir de pourparlers américano-iraniens. Le dossier n'indique pas si le gaz a suivi.
Une fragilité de structure, pas une pénurie annoncée
Ce que l'on peut raisonnablement conclure tient en trois points. L'architecture des flux est étroite : quelques points concentrent les volumes, d'autres sont nuls. Elle est volatile : des artères majeures peuvent perdre 80 % de leur débit d'un jour à l'autre, quelle qu'en soit la raison. Enfin, elle est exposée à un marché du GNL que la guerre en Iran a durablement renchéri, comme en témoignent les résultats de Cheniere. Cela suffit pour parler de vulnérabilité aux prix. Cela ne suffit pas pour annoncer une rupture physique, que ni les stockages ni les prévisions du dossier ne soutiennent. La suite dépendra de la confirmation des flux sur plusieurs semaines et de l'évolution des pourparlers autour d'Ormuz.
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