À quelques mois du retour du froid, l’Europe se retrouve de nouveau dans une position énergétique inconfortable. Les réserves de gaz naturel du continent demeurent exceptionnellement faibles pour la saison, tandis que la guerre au Moyen-Orient, l’arrêt d’une grande partie des exportations qataries de gaz naturel liquéfié et une demande estivale élevée compliquent le remplissage des installations de stockage.
Une situation qui fait désormais craindre à certains analystes le retour d’une crise énergétique comparable, par certains aspects, à celle vécue après l’invasion russe de l’Ukraine.
Selon France 24, citant Gas Infrastructure Europe et le cabinet Kpler, les installations européennes de stockage n’étaient remplies qu’à environ 58 % au début du mois d’août, leur niveau le plus faible à cette période depuis 2021.
Dans une année normale, elles devraient plutôt se situer autour de 75 à 80 %, estime Anne-Sophie Corbeau, chercheuse au Center on Global Energy Policy de l’Université Columbia.
Le problème remonte en partie à l’hiver dernier.
L’Europe en est sortie avec ses réserves souterraines remplies à seulement 28 %, selon Ronald Pinto, analyste chez Kpler First. Le continent devait donc effectuer d’importantes injections de gaz durant le printemps et l’été afin de reconstituer ses stocks avant l’hiver 2026-2027.
Mais cette opération a été bouleversée par la guerre contre l’Iran et la fermeture effective du détroit d’Ormuz au trafic énergétique du Golfe.
Le Qatar retiré du marché
Le détroit d’Ormuz constitue l’une des principales artères énergétiques de la planète. Sa fermeture a notamment empêché le Qatar d’exporter normalement son gaz naturel liquéfié.
Selon RBN Energy, Doha a déclaré un cas de force majeure et interrompu une partie importante de sa production de GNL après le déclenchement du conflit, retranchant approximativement 20 % de l’offre mondiale de GNL.
La situation s’est aggravée lorsque l’Iran a frappé en mars deux unités de liquéfaction du complexe de Ras Laffan copropriées par ExxonMobil, retirant environ 12,8 millions de tonnes par année de capacité de production pour plusieurs années, selon RBN.
Le choc est particulièrement important pour l’Europe.
L’Italie, la Pologne et la Belgique comptaient notamment parmi les acheteurs sous contrat de GNL qatari. Selon Kpler, cité par France 24, aucun volume qatari n’aurait atteint ces clients depuis le début d’avril.
L’Europe a certes énormément développé ses infrastructures d’importation de GNL depuis 2022 afin de remplacer le gaz russe. Mais elle se retrouve maintenant davantage exposée à un marché mondial où les cargaisons vont au plus offrant.
Et actuellement, l’Asie paie davantage.
«Pour l’instant, nous voyons le GNL aller davantage vers l’Asie que chez nous, parce que les prix y sont encore plus élevés», résumait Anne-Sophie Corbeau à France 24.
RBN Energy observe d’ailleurs que les exportations américaines de GNL vers l’Europe sont tombées à des niveaux particulièrement faibles cette année, tandis que les expéditions vers l’Asie atteignent des sommets.
En juin, seulement 54 cargaisons américaines auraient pris la direction de l’Europe, soit 17 de moins qu’un an auparavant et le plus faible niveau depuis août 2024.
Le prix du gaz remonte brutalement
Cette tension commence déjà à apparaître sur les marchés.
Selon le Financial Times, le contrat européen de référence TTF a brièvement dépassé 62 euros le mégawattheure mardi, s’approchant du sommet de 63 euros atteint le 24 juillet, qui représentait lui-même le niveau le plus élevé depuis janvier 2023.
Avant le déclenchement de la guerre au Moyen-Orient, le prix tournait autour de 30 euros le mégawattheure, selon les données rapportées par France 24.
Avant la crise énergétique provoquée par la guerre en Ukraine, il pouvait se négocier autour de 15 à 20 euros.
La flambée actuelle n’est cependant pas uniquement attribuable au manque de GNL.
Les vagues de chaleur qui frappent l’Europe ont fait bondir la consommation d’électricité liée à la climatisation, tout en réduisant la production de certaines centrales nucléaires et au charbon.
Lorsque l’eau des rivières devient trop chaude ou que leur niveau baisse trop fortement, certaines centrales ne peuvent plus utiliser normalement leurs systèmes de refroidissement.
En Roumanie, le producteur public Nuclearelectrica a ainsi averti qu’il pourrait devoir arrêter une deuxième unité de la centrale nucléaire de Cernavodă en raison du faible niveau du Danube. Une première unité avait déjà été mise à l’arrêt le 31 juillet.
Ce manque de production doit alors être compensé, notamment par des centrales fonctionnant au gaz naturel.
Tom Marzec-Manser, directeur du gaz européen et du GNL chez Wood Mackenzie, estime que la consommation de gaz destinée à la production d’électricité en Europe occidentale a été environ 714 millions de mètres cubes plus élevée en juillet que ce qui aurait normalement été attendu.
«La capacité nucléaire limitée augmente le recours à la production au gaz, tandis que la demande d’électricité est plus élevée à cause de la chaleur», a-t-il expliqué au Financial Times.
Même une éclipse devient un problème
La fragilité du réseau énergétique européen est telle que même l’éclipse solaire prévue mercredi devrait provoquer une augmentation temporaire de la demande de gaz.
Le gestionnaire français RTE prévoit une perte d’environ 9,7 gigawatts de production solaire en Europe pendant plusieurs heures.
Les marchés se préparent donc à compenser cette baisse par d’autres moyens de production, notamment les centrales au gaz.
En Allemagne, les prix de l’électricité pour certaines périodes de mercredi soir ont déjà dépassé 460 euros le mégawattheure, environ 200 euros de plus que la veille, selon les données de Montel Analytics rapportées par le Financial Times.
À cela s’ajoutent des problèmes d’approvisionnement plus traditionnels.
Le gestionnaire norvégien Gassco a annoncé cette semaine que la production du champ gazier offshore Ormen Lange, exploité par Shell, demeurerait réduite plus longtemps que prévu en raison de problèmes techniques.
Dans un marché disposant de peu de marge de manœuvre, ce genre d’incident relativement banal peut désormais provoquer des mouvements importants de prix.
«Dans cet environnement, même de petits changements dans l’équilibre peuvent avoir un effet disproportionné sur les prix», expliquait Natasha Fielding, responsable des prix des combustibles de production chez Argus.
Le temps commence à manquer
Le véritable problème se trouve toutefois dans les réservoirs européens.
L’Union européenne avait initialement fixé comme objectif de remplir ses installations de stockage à 90 % d’ici le 1er novembre, une règle adoptée après la crise énergétique de 2022.
Devant les difficultés rencontrées cette année, Bruxelles a toutefois assoupli son objectif à 80 %.
Même ce seuil pourrait être difficile à atteindre.
Selon RBN Energy, si les injections de gaz se poursuivaient simplement au rythme moyen des dix dernières années jusqu’à la fin de la saison, les réserves européennes n’atteindraient qu’environ 75 % de leur capacité.
Pour atteindre 80 %, il faudrait retrouver un rythme de remplissage comparable à celui extrêmement agressif de 2022.
Mais cette stratégie avait alors eu un coût colossal.
Durant la saison de remplissage de 2022, le gaz européen TTF s’était négocié en moyenne au-dessus de 45 dollars américains par million de BTU, rappelle RBN, pendant que les gouvernements européens imposaient diverses mesures de réduction de la consommation.
Le paradoxe actuel est que le marché encourage presque l’Europe à attendre.
Les prix à terme du gaz demeurent en «backwardation» : le gaz livré cet hiver est actuellement moins cher que le gaz acheté immédiatement.
Pour les entreprises, acheter du gaz très cher maintenant afin de le placer en stockage pour le revendre potentiellement moins cher dans quelques mois représente donc une opération peu attrayante.
Mais attendre comporte son propre danger.
Si les prix ne baissent pas rapidement ou si le marché mondial se resserre davantage à l’automne, l’Europe pourrait devoir se précipiter pour acheter du GNL en même temps que les pays asiatiques.
Elle risquerait alors de faire monter encore davantage les prix.
Un pari sur la fin de la guerre
L’Europe semble donc essentiellement parier sur une amélioration rapide de la situation internationale.
Une réouverture du détroit d’Ormuz ferait probablement redescendre les prix mondiaux et faciliterait le retour d’une partie du GNL qatari sur les marchés.
Mais plus l’été avance, moins le continent dispose de temps pour reconstituer ses stocks.
RBN Energy décrit la situation comme une véritable partie de «chicken» : l’Union européenne peut laisser le marché évoluer en espérant une détente des prix, au risque d’arriver à l’hiver avec des réserves insuffisantes, ou intervenir pour accélérer les achats, ce qui ferait immédiatement monter la demande et probablement les prix.
La Commission européenne se veut rassurante.
Un porte-parole cité par France 24 affirme qu’un niveau de stockage de 80 % serait suffisant pour assurer l’approvisionnement hivernal et demeure techniquement atteignable.
Bruxelles rappelle également que la consommation européenne de gaz a diminué d’environ 17 % par rapport aux niveaux précédant la crise énergétique de 2022.
Mais plusieurs analystes se montrent moins confiants.
Antonia Syn, de Rystad Energy, estime que les risques d’approvisionnement demeurent élevés en raison de la disponibilité réduite du GNL provenant du Moyen-Orient.
À cela s’ajoute la possibilité d’un hiver particulièrement froid aux États-Unis. Le pays est devenu le principal fournisseur individuel de gaz de l’Europe, mais une vague de froid américaine pourrait augmenter fortement la demande intérieure et réduire les volumes disponibles pour l’exportation.
Et si l’Asie continue parallèlement de remplacer ses cargaisons qataries par du GNL américain, la compétition pourrait devenir féroce.
Ronald Pinto estime que les prix européens pourraient demeurer entre 55 et 62 euros le mégawattheure en moyenne mensuelle pour le reste de l’année.
Le spectre de 2022 revient
Il serait prématuré d’affirmer que l’Europe revivra nécessairement la crise énergétique de 2022.
Le continent dispose aujourd’hui de davantage de terminaux de GNL, a réduit sa consommation et a diversifié ses fournisseurs depuis la rupture avec la Russie.
Mais ses marges de sécurité diminuent rapidement.
Les réserves sont faibles, le gaz qatari manque au marché mondial, l’Asie concurrence directement l’Europe pour les cargaisons américaines, la chaleur augmente la consommation de gaz pour produire de l’électricité et les prix remontent déjà vers leurs sommets atteints depuis le début de la guerre contre l’Iran.
Le scénario dangereux serait celui d’un automne arrivant avec des stocks toujours insuffisants, suivi d’un hiver froid et d’un nouvel incident affectant un grand fournisseur.
Dans ces circonstances, l’Europe pourrait de nouveau devoir choisir entre payer très cher son gaz ou réduire sa consommation.
«Si les stocks sont bas, si l’hiver est difficile et qu’un autre problème survient, nous devrons commencer à réfléchir à des mesures de conservation», prévient Anne-Sophie Corbeau.
À quelques semaines du début de l’automne, le continent n’est donc pas encore en crise énergétique.
Mais il commence dangereusement à manquer de temps pour s’en prémunir.
