GNL : le Qatar achète américain, signe d'un marché durablement sous tension
GNL : le Qatar devient premier acheteur de gaz américain. 60 Mds m3 manquants, prix triplés, Ormuz bloqué. Analyse d'un marché sous tension.
Un choc d'offre sans précédent sur le GNL
Le neuvième mois de la crise d'Ormuz éclaire une réalité que le marché avait longtemps sous-estimée : le gaz liquéfié n'a pas de plan B logistique. Selon l'Agence internationale de l'énergie, le conflit a privé le monde d'environ 60 milliards de mètres cubes de GNL sur les huit mois à octobre. L'accroissement de la production américaine et africaine a comblé jusqu'à deux tiers de ce manque, mais pas davantage.
Le solde se lit dans les statistiques de production. L'AIE anticipe un recul de 3 % de la production mondiale de GNL sur l'année, et de 6 % sur la période mars-octobre. Ce serait la plus forte baisse annuelle jamais enregistrée. Les prix ont suivi : le Japan-Korea Marker, référence asiatique, a dépassé 31 dollars par million de BTU ce mois-ci, avec un pic au-dessus de 33 dollars, contre un peu plus de 9 dollars en janvier. En dix mois, le prix spot a donc été multiplié par plus de trois.
Le Qatar, exportateur devenu client de son rival
Le choc a frappé le Qatar de plein fouet. Les attaques de missiles de mars ont mis hors service 17 % de sa capacité d'exportation, soit environ 20 milliards de dollars de revenus annuels selon QatarEnergy. Sa production restante reste largement bloquée : très peu de cargaisons franchissent le détroit. Le groupe a prolongé jusqu'à fin décembre 2026 la force majeure sur ses livraisons vers l'Asie et l'Europe, et l'a déclarée jusqu'à cinq ans sur certains contrats de long terme.
Face à cela, la réponse de QatarEnergy est inattendue. Le groupe a écarté l'option du gazoduc : son PDG, Saad Sherida Al-Kaabi, estime que construire des installations redondantes « n'a aucun sens économique ». Il a préféré signer deux accords de long terme avec ses concurrents américains. Le premier porte sur jusqu'à 4 millions de tonnes par an auprès de Cheniere (Sabine Pass et Corpus Christi), avec des livraisons de 2031 à 2054. Le second porte sur 3 millions de tonnes par an auprès du projet Louisiana LNG de Woodside, sur une base FOB, à partir de 2030 pour vingt ans. Ces volumes font de QatarEnergy le premier acheteur de GNL américain.
Notre lecture est que ces contrats ne répondent pas à la pénurie actuelle, puisque les premières livraisons n'interviennent qu'en 2030. Ils constituent une assurance contre un accès durablement dégradé au détroit. Al-Kaabi affirme pourtant que le Qatar peut reprendre ses opérations normales « quelques semaines » après la réouverture d'Ormuz. Le groupe prépare donc deux scénarios : un retour rapide à la normale, ou un détroit durablement contraint.
L'Europe, entre GNL rare et flux physiques sensibles
La tension est plus aiguë en Europe qu'en Asie. L'Asie peut se reporter sur le charbon, alors que l'Europe a peu d'alternatives au GNL qatari. Elle se retrouve en concurrence directe avec l'Asie pour un nombre limité de cargaisons. Dans ce contexte, les flux de gaz aux frontières allemandes et néerlandaises sont un indicateur de dépendance utile.
Au 30 octobre, le point d'entrée Emden EPT1, côté Norpipe, enregistrait environ 402,5 millions de kWh par jour, et le point VIP TTF-THE-H environ 482,9 millions de kWh par jour en entrée, contre 180,8 millions en sortie. Tarvisio (liaison Autriche-Italie) affichait 144,4 millions de kWh par jour et Zeebrugge IZT, côté interconnecteur Royaume-Uni-Belgique, 72,6 millions. À l'inverse, les points liés aux flux d'Europe centrale et orientale (Mallnow, Waidhaus, Baumgarten TAG) restaient à zéro.
La prudence s'impose pour le 31 octobre. Emden n'affiche plus que 77,6 millions de kWh par jour en entrée, VIP Oberkappel 22,6 millions en sortie contre 112,5 millions la veille, et Zevenaar n'a pas de valeur. Il s'agit très probablement de relevés incomplets pour une journée en cours de consolidation. On ne peut y voir ni un effondrement ni une reprise.
Les prix de l'électricité du jour suivant reflètent aussi des tensions : 250,85 €/MWh en République tchèque, 254,14 en Suisse, 250,56 au Danemark-Ouest, 211,19 au Portugal, mais 77,51 en Finlande. Le gaz fixe souvent le prix marginal de l'électricité sur le continent, ce qui fournit une piste d'explication. Le dossier ne permet toutefois pas de prouver ce lien, d'autant qu'il ne contient ni prix TTF ni niveau de stockage.
Ce qui pourrait changer la donne
Plusieurs éléments nuancent le diagnostic. La demande s'ajuste déjà : la consommation mondiale de gaz a reculé de 1 % sur neuf mois, soit 35 milliards de mètres cubes, un repli bien inférieur à la contraction de l'offre, signe d'une demande peu élastique. Energy Intelligence estime néanmoins que la flambée des prix pourrait la freiner davantage, comme dans d'autres matières premières. Les perspectives de long terme restent solides : Shell anticipe une hausse de 65 % de la demande de GNL d'ici 2050, portée notamment par les centres de données.
Ce moteur est lui-même incertain. Les élections américaines ont fait émerger des candidats opposés à la construction de centres de données, et les marchés boursiers ont commencé à intégrer un ralentissement possible de l'IA. Sur le front pétrolier, la baisse des cours après le scrutin peut aussi traduire l'anticipation d'une sortie de crise. Le coût du carbone reste un autre angle mort : l'Asie se tourne vers un charbon moins cher que le gaz.
Une tension durable, une trajectoire ouverte
Ce que les faits établissent est limité mais net. L'offre mondiale de GNL est en recul historique, les prix spot ont triplé, et le premier acteur touché cherche à diversifier son exposition. Le reste dépend de la réouverture d'Ormuz, que rien dans le dossier ne permet de dater, de la vitesse de réparation des installations qataries, et de la trajectoire réelle de la demande électrique liée à l'IA. D'ici là, la sécurité d'approvisionnement reste le critère qui fixe les prix.
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