Gaz européen à 97 €/MWh : un marché sans marge avant l'hiver

**Le gaz européen a touché 97 €/MWh, un niveau inédit depuis 2022. Les relevés de flux physiques montrent un système où les routes de transit orientales sont à l'arrêt et où le moindre repli aux entrées norvégiennes pèse sur l'équilibre.**

Un plus haut depuis 2022 en début de semaine

Les contrats à terme de référence ont dépassé 97 €/MWh lundi 26 octobre, avec une hausse allant jusqu'à 3,5 % en début de séance. Ce niveau n'avait pas été atteint depuis 2022. Les opérateurs invoquent trois éléments : la fragilité de l'équilibre hivernal, l'incertitude sur le conflit au Moyen-Orient et une baisse annoncée des températures sur le continent.

Des routes de transit à zéro

Les relevés de flux physiques des 23 et 24 octobre montrent un réseau très peu diversifié. Les points de transit de Mallnow (Pologne-Allemagne), de Waidhaus (Tchéquie-Allemagne) et de Baumgarten TAG (Slovaquie-Autriche) enregistrent tous 0 kWh/d, en entrée comme en sortie. Dans ces conditions, l'Europe dépend davantage de la Norvège et des cargaisons de GNL, deux sources que les acheteurs asiatiques peuvent aussi viser.

La Norvège, pivot de l'approvisionnement

À Emden (Norpipe), les entrées physiques atteignaient 432 millions de kWh par jour le 23 octobre. Elles n'étaient plus que de 127,7 millions le lendemain, soit environ 70 % de moins. Le même jour, la sortie de Oberkappel vers l'Allemagne passait de 134,3 à 32,7 millions de kWh/j (environ -76 %), et l'entrée de Tarvisio vers l'Italie de 40,5 à 11,2 millions (environ -72 %).

Le mécanisme : peu de marge, beaucoup de sensibilité

Lorsque l'offre est concentrée sur peu de routes, un froid précoce suffit à relever la demande de chauffage. Sur un marché mondial déjà tendu, cela ouvre la voie à des enchères avec l'Asie pour les cargaisons de GNL. Chaque signal de fragilité, qu'il vienne d'un flux ou du Moyen-Orient, se répercute alors rapidement sur le prix. Les 97 €/MWh traduisent en partie cette prime de risque.

Des signaux à interpréter avec prudence

La baisse du 24 octobre touche plusieurs points dans des proportions voisines, entre 70 % et 76 %. Cette uniformité plaide pour un relevé partiel ou préliminaire, ou pour un effet de week-end, plutôt que pour une rupture d'approvisionnement. Le point de Zevenaar (Pays-Bas-Allemagne) n'a d'ailleurs aucune valeur d'entrée ce jour-là. Le dossier ne comprend ni niveaux de stockage, ni série de prix du TTF, ni flux de GNL, trois éléments décisifs pour juger de la solidité de l'hiver.

Les prix de l'électricité du 23 octobre illustrent aussi l'hétérogénéité du paysage : 23,07 €/MWh en Finlande et 33,90 €/MWh au Danemark-1, mais 124,90 €/MWh en Tchéquie, 157,93 €/MWh au Portugal et 227,27 €/MWh en Suisse. Ces écarts reflètent des situations régionales très différentes et ne peuvent pas être attribués au seul gaz.

Ce que l'on peut conclure

Un gaz à 97 €/MWh correspond à un marché dépourvu de marge : transit oriental nul, forte dépendance aux entrées norvégiennes, froid attendu et concurrence asiatique. Les relevés disponibles révèlent une vulnérabilité, pas une pénurie établie. La confirmation du repli observé à Emden, Oberkappel et Tarvisio sera le premier indicateur à suivre dans les prochains jours.

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