Pourquoi le prix du gaz TTF européen reste proche de 75 €/MWh malgré des stocks à 65 %

Le marché européen du gaz se rapproche de 75 €/MWh non parce que l’Europe serait déjà à court de gaz, mais parce qu’il paie une forme d’assurance contre un hiver difficile. Les stocks doivent encore être reconstitués, tandis que les perturbations autour du détroit d’Ormuz menacent les disponibilités mondiales de gaz naturel liquéfié (GNL), en particulier les cargaisons liées au Qatar. Dans le même temps, les acheteurs asiatiques disputent à l’Europe les volumes flexibles disponibles. 119

Le vrai problème : une marge de sécurité trop faible avant l’hiver

Au 1er septembre, les stockages de l’Union européenne représentaient environ 65,4 % de leur capacité utile, selon un suivi fondé sur les données de Gas Infrastructure Europe. L’Allemagne, l’un des marchés de stockage les plus importants du continent, n’était qu’à 54,0 % le 5 septembre. 1315

Ces niveaux ne signifient pas une rupture physique d’approvisionnement imminente. La Commission européenne affirmait encore en août ne pas avoir de préoccupation immédiate lorsque les stocks se situaient à 62 %. Mais des réserves plus faibles réduisent le coussin de sécurité et rendent les prix bien plus sensibles au moindre choc. 2

Le calendrier accentue la tension. Les réserves sont habituellement remplies pendant les mois doux pour être soutirées en hiver. Au 4 septembre, une estimation évaluait les stocks européens à 66,3 % et calculait qu’il faudrait encore ajouter 24 points de pourcentage pour atteindre 90 % au 1er novembre. 10 Si l’Europe doit acheter davantage de GNL en plein hiver, elle risque de le faire au moment où le froid et la demande asiatique tirent les prix vers le haut.

Pourquoi le détroit d’Ormuz pèse sur le TTF

Le TTF néerlandais est la référence du gaz de gros en Europe. Or le détroit d’Ormuz est une voie de transit déterminante pour le GNL : selon Reuters, sa fermeture a retiré du marché des volumes normalement fournis par le Qatar équivalant à environ 20 % du commerce mondial de GNL. 1

Les combats renouvelés près du détroit ont porté le contrat TTF d’octobre jusqu’à 70,85 €/MWh en séance le 31 août. Une série de marché indiquait ensuite 72,73 €/MWh le 4 septembre. 19

Le mécanisme est direct :

1. Des cargaisons du Golfe moins nombreuses ou moins fiables réduisent l’offre mondiale disponible.
2. L’Europe et l’Asie se retrouvent en concurrence pour les cargaisons alternatives, notamment sur le marché spot atlantique.
3. Les énergéticiens européens doivent payer davantage pour sécuriser du GNL, à la fois pour l’injection en stockage et pour les besoins hivernaux.
4. Le TTF augmente avant même qu’une pénurie ne se matérialise, car il reflète le risque d’aborder les pics de demande avec des réserves insuffisantes.

La Banque centrale européenne (BCE) relevait elle aussi que les tensions géopolitiques, les faibles niveaux de stockage européens et une demande asiatique soutenue avaient fait monter le prix du gaz européen de 16 % entre ses réunions de juin et de juillet 2026.

Une hausse de 130 % à interpréter correctement

Le mouvement de 2026 est spectaculaire, mais la période de comparaison compte. En août, le TTF dépassait 65 €/MWh, soit plus de 130 % de hausse depuis le début de l’année, contre environ 29 €/MWh au départ. 1718 Une autre série de marché faisait état d’une progression annuelle de 127,5 % au 4 septembre.

Un prix proche de 75 €/MWh reste donc très supérieur aux niveaux récents. Il ne faut toutefois pas le confondre avec le pic extrême de 2022. Il s’agit plus précisément d’un retour d’une forte prime de risque de type crise, liée au GNL contraint et à une couverture de stockage insuffisante.

À quoi pourrait ressembler l’hiver ?

Les sources disponibles ne présentent pas 100 €/MWh comme le scénario central. Ce seuil doit plutôt être envisagé comme un scénario de tension : il deviendrait plausible si les perturbations du GNL du Golfe se prolongeaient, si la normalisation du transport maritime tardait, si la demande asiatique restait élevée et si l’Europe devait acheter massivement en hiver plutôt qu’alimenter ses stocks avant cette période.

Les prévisions de stockage illustrent l’ampleur du risque :

• La modélisation de Montel, citée par Euronews, situe les stocks de l’UE entre 69 % et 84 % au 1er novembre, selon la disponibilité du GNL et le rythme des injections. 4
• Wood Mackenzie estime que, même dans un scénario théorique favorable où le Qatar retrouverait sa pleine capacité opérationnelle fin septembre, l’Europe n’atteindrait au mieux que 75 % au 1er novembre. Si le détroit restait fermé deux mois de plus, les stocks pourraient finir sous 70 %. 11
• Une analyse de marché plaçait le TTF à échéance rapprochée dans une fourchette de base de 60 à 72 €/MWh, ce qui montre que les niveaux actuels intègrent déjà des perspectives d’approvisionnement difficiles. 7

Les deux scénarios à surveiller

Désescalade et reprise des flux de GNL. Une réouverture crédible des routes de transit et une remontée des chargements dans le Golfe augmenteraient l’offre de GNL, faciliteraient les injections en stockage et réduiraient la prime géopolitique inscrite dans le TTF.

Perturbation durable. Des restrictions persistantes sur le GNL, des achats asiatiques soutenus ou d’autres incidents d’offre obligeraient l’Europe à entrer dans l’hiver avec un coussin plus mince. Le marché deviendrait alors beaucoup plus vulnérable aux vagues de froid, aux pannes et aux pics de demande électrique.

Inflation, factures et BCE

La hausse du gaz de gros se transmet aux coûts de l’électricité, du chauffage et de l’industrie, avec une intensité et une rapidité variables selon les pays et les contrats des consommateurs. Elle alourdit également la facture énergétique d’une région fortement dépendante des importations de combustibles.

L’effet sur l’inflation est déjà visible. La BCE a indiqué que le conflit au Moyen-Orient et la fermeture d’Ormuz avaient fait grimper les prix de l’énergie et porté l’inflation globale de la zone euro à 3,2 % en mai 2026. Elle est ensuite retombée à 2,8 % en juin, tandis que l’inflation énergétique a ralenti à 8,5 %, contre 10,8 % en mai.

Le dilemme est classique : une énergie plus chère fait remonter l’inflation globale tout en réduisant le pouvoir d’achat des ménages et en pesant sur l’activité des entreprises. Le 23 juillet, la BCE a laissé ses principaux taux directeurs inchangés. Si l’inflation énergétique persiste, elle pourrait rendre l’institut plus prudent sur un assouplissement ; tout dépendra de la durée du choc et de sa diffusion éventuelle aux salaires et aux anticipations d’inflation.

La dépendance au GNL, nouveau risque stratégique

La réduction de la dépendance de l’Europe au gaz russe acheminé par gazoduc a diminué une vulnérabilité, mais a renforcé l’importance de l’accès au GNL mondial. Le GNL offre de la flexibilité : les cargaisons peuvent être redirigées vers les marchés prêts à payer le plus. En période de crise, cette flexibilité devient aussi un point faible, car l’Europe doit rivaliser avec d’autres acheteurs sur un marché exposé aux goulets d’étranglement maritimes, aux arrêts d’unités de liquéfaction et aux tensions géopolitiques.

C’est pourquoi Ormuz compte pour les consommateurs européens, malgré la distance. Le TTF reflète un calcul simple : si le GNL se raréfie alors que les stocks sont faibles, l’Europe est moins protégée contre un hiver difficile.

Plutôt qu’un objectif de prix isolé, les indicateurs les plus utiles sont désormais les conditions de transit du GNL, le rythme des injections en stockage et la concurrence asiatique pour les cargaisons. Une amélioration sur ces trois fronts réduirait la prime de rareté ; une dégradation maintiendrait le risque de nouvelles flambées. 1411