Gaz : l'Allemagne entre dans l'hiver avec 61 % de stocks et un TTF à 100 euros

Avec des cavernes remplies à 61 % pour un objectif de 80 % et un gaz européen au-dessus de 100 EUR/MWh jusqu'en février, Berlin n'a plus de marge de manœuvre. Les flux physiques aux frontières et les prix de l'électricité en Europe centrale montrent déjà où se loge la tension.

Un déficit de stockage qui change la nature du risque

Chaque État membre de l'Union européenne doit remplir 80 % de ses capacités de stockage de gaz avant l'hiver. L'Allemagne n'a atteint qu'environ 61 %, soit un écart de près de 19 points. Le chiffre pèse d'autant plus que le pays détient plus d'un cinquième de la capacité de stockage de l'UE et en est le premier consommateur de gaz. En septembre, l'association du secteur INES prévoyait déjà 77 % au mieux au 1er novembre. Même cette estimation s'est révélée trop optimiste.

Le risque change de nature. Un stockage plein transforme l'hiver en simple question de coût, alors qu'un stockage incomplet le transforme en question de disponibilité physique. L'Allemagne devra couvrir davantage de sa demande de pointe avec du gaz qui arrive au moment où il est consommé.

Pourquoi le marché n'a pas rempli les cavernes

Une attente de paix déçue

Le mécanisme est économique avant d'être politique. Remplir un stockage suppose d'acheter du gaz à un prix que l'on juge acceptable. Or le conflit entre les États-Unis et l'Iran, ouvert fin février, a fortement réduit le trafic par le détroit d'Ormuz, qui acheminait environ un cinquième du pétrole et du gaz mondiaux. Beaucoup d'acheteurs ont attendu un accord qui ferait baisser les prix. Ils ont obtenu la prolongation de la force majeure de QatarEnergy sur ses exportations de GNL et la menace d'une escalade après les élections américaines de mi-mandat.

Une courbe à terme qui ne récompense pas l'attente

Les contrats TTF de décembre 2026, janvier 2027 et février 2027 s'échangent tous au-dessus de 100 EUR/MWh. Une courbe aussi plate signale que les opérateurs n'attendent ni percée diplomatique ni afflux de GNL à court terme. Dans ce contexte, différer les achats n'offre plus de gain évident, et l'État pourrait devoir intervenir. INES plaide pour une obligation de stockage imposée aux fournisseurs, à inscrire dans la loi sans délai, et le ministère fédéral de l'Économie se dit ouvert à cette piste. Le régulateur Klaus Mueller juge pour sa part qu'atteindre les cibles n'est plus indispensable et que des achats de GNL en cours d'hiver suffiraient, tout en reconnaissant que les prix ont nettement monté.

Ce que montrent les flux physiques

Les données de flux aux points d'interconnexion donnent une image de l'approvisionnement. Le 30 octobre, le point d'entrée d'Emden EPT1, côté Norpipe, enregistrait environ 402,5 GWh par jour. Le point VIP TTF-THE-H, à la frontière germano-néerlandaise, affichait 482,9 GWh/j en entrée et 180,8 GWh/j en sortie. Le point de Zeebrugge, sur l'interconnexion Royaume-Uni–Belgique, recevait pour sa part 72,6 GWh/j.

Les valeurs du 31 octobre sont sensiblement plus basses. Emden EPT1 tombe à 77,6 GWh/j, soit environ 80 % de moins en une journée, et le flux de sortie de VIP Oberkappel (AT-DE) passe de 112,5 à 22,6 GWh/j, une baisse du même ordre. La valeur d'entrée de Zevenaar (NL-DE) est absente, et de nombreux autres points, comme Mallnow, Waidhaus ou Baumgarten TAG, affichent zéro.

Il serait imprudent d'y lire une rupture d'approvisionnement. Des baisses presque identiques sur deux points distincts évoquent plutôt une journée de données incomplète au moment de la collecte. Ces chiffres illustrent surtout une réalité : dans un système où les stocks ne jouent plus le rôle de tampon, chaque variation de flux compte davantage, et leur suivi quotidien devient un indicateur de vigilance.

Du gaz au charbon, puis à l'électricité

Le gaz cher se répercute sur la production d'électricité. Des analystes anticipaient dès septembre une hausse d'environ 25 % de la production au charbon dans l'UE sur les six mois jusqu'en mars 2027. Le charbon redevient rentable malgré le coût du carbone, qui frappe le plus durement ces centrales. Mais une partie du parc a été fermée au nom de la transition, et un analyste du secteur soulignait que, même avec un gaz à 100 EUR/MWh, l'électricité ne pourrait guère s'ajuster davantage. Des températures plus froides que d'habitude sont attendues en Allemagne dans les prochains jours, ce qui accentue la contrainte, tandis que l'hiver offre peu de soleil et de vent.

Les prix de l'électricité du 30 octobre reflètent cette tension. Le day-ahead s'établit à 254,14 EUR/MWh en Suisse, 250,85 en République tchèque et 250,56 au Danemark (zone DK-1), et à 211,19 au Portugal. La Finlande, à 77,51 EUR/MWh, offre un contraste net : elle illustre l'écart entre un système dépendant du gaz et du charbon, et un marché moins exposé. Cette photographie d'une seule journée ne dit rien de la tendance, mais elle montre que le renchérissement du gaz se propage au-delà du seul marché gazier.

Un environnement géopolitique instable

Les cours du pétrole traduisent la même incertitude. Le Brent a clôturé lundi à 104,77 USD le baril, en baisse de 7,63 %, avant de rebondir de 0,5 % à 105,25 USD en début d'échanges asiatiques mardi, à la suite de rapports sur des frappes américaines visant l'île iranienne de Qeshm. Le président américain évoque la possibilité d'un accord avec Téhéran, et l'Iran affirme que son plan de réouverture du détroit pourrait être appliqué en deux jours si ses conditions étaient remplies. Ces signaux sont contradictoires, et c'est précisément leur incertitude qui maintient les prix à ces niveaux.

Ce que l'on peut raisonnablement conclure

Les faits établis sont un déficit de 19 points par rapport à l'objectif, une courbe TTF supérieure à 100 EUR/MWh jusqu'en février et des prix électriques élevés en Europe centrale. Ils dessinent un hiver où l'Allemagne doit acheter son gaz au prix fort, au moment où elle le consomme, avec une marge de substitution par le charbon limitée par la capacité disponible. Le dossier ne permet pas d'affirmer qu'une pénurie physique est probable, ni de mesurer précisément l'évolution des prix depuis l'été. La thèse du régulateur, selon laquelle des achats de GNL en cours d'hiver peuvent suffire, reste plausible, mais elle suppose que le GNL soit disponible, et cela dépend en grande partie de l'évolution du conflit autour d'Ormuz. D'ici là, l'arbitrage reste entre un gaz imposé à prix élevé et un surcroît de charbon, que Berlin préférerait éviter.

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