Gaz en Allemagne : un réseau suspendu au nord-ouest alors qu'Ormuz tend le GNL
Mi-octobre 2026, le gaz allemand dépend des entrées du nord-ouest, routes orientales à zéro, alors qu'Ormuz tend le marché du GNL.
Une mécanique d'approvisionnement qui repose sur trois portes d'entrée
Les données de flux physiques publiées pour la journée du 16 octobre 2026 montrent où passe réellement le gaz qui alimente le réseau allemand. Trois points concentrent l'essentiel de l'activité : Emden EPT1, terminal de la liaison norvégienne Norpipe, avec 378,1 GWh par jour en entrée ; le point virtuel TTF-THE-H, à la frontière néerlandaise pour le gaz haute calorie, avec 347,5 GWh/j ; et Zeebrugge IZT, interconnecteur entre le Royaume-Uni et la Belgique, avec 160,0 GWh/j. Ensemble, ces trois entrées représentent environ 885,7 GWh/j.
En face, les routes orientales sont à l'arrêt. Mallnow (Pologne-Allemagne, axe Yamal) et Baumgarten TAG (Slovaquie-Autriche) affichent zéro, en entrée comme en sortie, les 16 et 17 octobre. VIP Waidhaus, à la frontière tchèque, enregistre un résidu de 5 050 kWh/j en entrée le 16 octobre, soit une quantité négligeable, puis zéro le lendemain. Le dossier n'explique pas ces arrêts : il les constate.
Un flux norvégien capable de chuter de deux tiers en vingt-quatre heures
Le fait le plus frappant est la volatilité du premier point d'entrée. À Emden EPT1, le flux passe de 378,1 GWh/j le 16 octobre à 122,5 GWh/j le 17, soit une baisse d'environ 68 %. Une telle variation peut tenir à une opération de maintenance, à un décalage de nominations ou à une journée de relevé incomplète ; les données ne permettent pas de trancher. Elles rappellent toutefois qu'un système qui dépend d'un nombre restreint de portes d'entrée subit directement les variations de chacune d'elles.
Le sud-est du réseau n'est pas plus stable. À VIP Oberkappel, entre l'Autriche et l'Allemagne, le flux mesuré en sortie atteint 39,5 GWh/j le 10 octobre, 109,8 GWh/j le 16 octobre, puis 33,2 GWh/j le 17. Le flux en entrée y reste nul. À Tarvisio, sur l'axe TAG entre l'Autriche et l'Italie, la sortie passe de 11,95 GWh/j le 16 octobre à quelque 66 000 kWh/j le lendemain. L'ensemble décrit un système où les volumes bougent fortement d'un jour à l'autre.
Le GNL ne peut plus jouer pleinement son rôle d'amortisseur
Ce que ces flux révèlent prend une autre dimension à la lumière du marché mondial. La fermeture du détroit d'Ormuz a provoqué une flambée du fret : les taux spot des très grands pétroliers (VLCC) dépassent 1 million de dollars par jour, selon les analyses récentes du secteur. Dans le même temps, le marché mondial du GNL fait face à des réductions de demande alors que les perturbations pèsent sur l'offre.
Le mécanisme est simple. Lorsque les routes maritimes sont perturbées et que le transport devient prohibitif, les cargaisons spot que l'Europe mobilise d'ordinaire pour compenser une baisse des flux par gazoduc deviennent plus chères et moins disponibles. Le système dépend alors davantage de ses entrées terrestres : le gaz norvégien, les hubs néerlandais, l'interconnexion belge. Or, ces entrées sont précisément celles dont les relevés d'octobre montrent la volatilité.
Les acheteurs asiatiques réagissent par la sécurisation de l'amont
Les grands acheteurs de GNL ne restent pas passifs face à cette tension. Le japonais JERA vient de porter à 50,1 % sa participation dans Pan Pacific Energy, la société par laquelle il détient ses intérêts dans le projet Wheatstone LNG, opéré par Chevron en Australie. Il s'y approvisionne en environ 5,2 millions de tonnes de GNL par an. L'entreprise dit vouloir bâtir un portefeuille diversifié entre Asie-Pacifique, Moyen-Orient, États-Unis et autres sources. Cette course à l'accès sécurisé au gaz, menée par un concurrent direct de l'Europe sur le marché du GNL, indique que l'offre flexible n'est pas abondante.
Des prix électriques qui racontent un système contraint
Le tableau électrique du 16 octobre est cohérent avec cette lecture, sans en constituer une preuve. Les prix day-ahead s'étagent de 25,58 EUR/MWh en Finlande à 217,94 EUR/MWh en Suisse, avec 179,22 EUR/MWh en République tchèque, 153,07 EUR/MWh au Danemark-Ouest et 124,83 EUR/MWh au Portugal. Le prix suisse représente environ 8,5 fois le prix finlandais. Un tel écart signale des contraintes d'interconnexion et des mix de production très différents. Dans les zones où le gaz règle le prix marginal, toute tension sur l'approvisionnement se transmet au prix de l'électricité.
Ce que les données ne disent pas
Il faut rester prudent. Le dossier ne contient ni prix du gaz, ni niveaux de stockage, ni volumes de GNL réellement importés en Europe : le lien entre la crise d'Ormuz et les flux allemands est donc un raisonnement, pas une mesure. La baisse d'Emden le 17 octobre peut être purement technique ou statistique. Les flux d'entrée à Zevenaar (Pays-Bas-Allemagne) sont indisponibles, ce qui laisse un trou dans le bilan néerlandais, alors que la sortie y atteint 41,2 GWh/j le 16 octobre. Enfin, deux journées de relevés ne forment pas une tendance, et les prix de l'électricité dépendent aussi de la météo, de l'hydraulique et des échanges transfrontaliers.
Une vulnérabilité à surveiller, pas une alerte
La conclusion raisonnable est donc mesurée. Les relevés d'octobre 2026 décrivent un réseau gazier allemand alimenté surtout par le nord-ouest, avec des routes orientales à zéro et des flux qui peuvent varier de façon très marquée en un jour. Dans un marché du GNL tendu par Ormuz, cette concentration réduit la marge de manœuvre. Rien dans les données ne prouve une pénurie. Elles justifient en revanche de suivre de près la stabilité des entrées norvégiennes et néerlandaises, ainsi que les écarts de prix entre zones, pour mesurer si la fragilité observée s'installe ou se résorbe.
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