L’Europe cherche 1.3 méthanier par jour

Les stocks de gaz de l’UE ne sont remplis qu’à 42 % début juin, loin de l’objectif légal de 90 %. Pour combler l’écart, il faudrait environ 4 milliards de m³ d’injections en plus par mois, soit 1,3 cargaison de GNL quotidienne. La facture sera très inégale.

Début juin, les stockages européens de gaz atteignent environ 42 % de leur capacité, soit 14 points sous la moyenne saisonnière des cinq dernières années et loin des 51 % observés il y a un an (AGSI/GIE, WBJ). L’écart oblige l’Europe à reconstituer ses réserves pour l’hiver sur un marché mondial du GNL, le gaz naturel liquéfié transporté par méthanier, déjà tendu par les perturbations au Moyen-Orient, le durcissement des sanctions contre la Russie et la demande asiatique. Le coût retombera sur les budgets publics, l’industrie énergivore puis, avec retard, sur une partie des ménages.

Le pari saisonnier ne rémunère plus le stockage

Le stockage de gaz repose sur un calcul simple : acheter au printemps, payer l’entreposage, revendre en hiver quand les prix montent. L’écart entre les prix d’été et d’hiver, appelé spread, doit couvrir ces coûts. Quand il devient trop faible, les opérateurs n’ont plus intérêt à remplir vite. C’est le blocage actuel.

Selon ICIS, si les injections restent au rythme présent, l’Europe n’atteindrait qu’environ 73 % en novembre. Pour atteindre 90 %, l’objectif légal fixé par le règlement européen sur le stockage (EUR-Lex), il faudrait ajouter près de 4 milliards de mètres cubes par mois, l’équivalent d’environ 1,3 cargaison supplémentaire de GNL chaque jour.

Bruxelles a déjà aménagé la règle. La Commission européenne indique que le règlement actualisé donne aux États membres une fenêtre de deux mois, d’octobre à décembre, pour atteindre les 90 %. Des responsables européens présentent aussi le seuil de 80 % comme suffisant pour la sécurité hivernale. Ce chiffre sert surtout à éviter la répétition des achats paniques de 2022, quand la course au remplissage avait fait exploser les prix.

Pris entre l’Asie et la sortie du gaz russe

Même 80 % deviennent plus coûteux à atteindre. L’AIE estime que le conflit au Moyen-Orient a retiré environ 120 milliards de mètres cubes d’offre mondiale de GNL d’ici 2030, entre dégâts sur les infrastructures d’exportation et perturbations du transport maritime (Energy Connects, Baltic Exchange). Dans le même temps, la loi européenne de sortie du gaz russe interdit les contrats russes de GNL à court terme depuis le 25 avril 2026, avant les contrats par gazoduc en juin puis l’ensemble des contrats de long terme d’ici fin 2027 (S&P Global). L’Europe perd donc aussi une variable d’ajustement commode lorsque les stocks sont bas.

Quand les acheteurs asiatiques paient davantage pour des cargaisons flexibles, l’Europe doit relever le prix du TTF néerlandais, la plateforme qui fixe le prix de gros du gaz européen, pour attirer les méthaniers. Le TTF se négociait autour de 50 €/MWh début juin (Berliner Zeitung), tandis que le prix espagnol journalier MIBGAS atteignait 48,80 €/MWh (MIBGAS). L’ACER, le régulateur européen de l’énergie, prévient qu’un remplissage à 90 % exigerait environ 13 % d’importations de GNL de plus qu’en 2025 (MondoVisione).

La facture dépend du pays

La moyenne européenne masque des écarts nationaux massifs. Les Pays-Bas n’avaient que 16,1 % de stockage au 1er juin (Energievergelijk), quand les terminaux de regazéification espagnols étaient remplis à 72 % (Europa Press). L’Allemagne se situait autour de 34 à 35 %, soit environ 20 points sous sa propre norme saisonnière (NDR).

Les gouvernements interviennent, mais avec des outils budgétaires très différents. L’Allemagne a supprimé sa taxe de stockage au 1er janvier 2026 et transféré le financement au budget fédéral : ce sont désormais les contribuables, plus directement les consommateurs de gaz, qui garantissent la sécurité des stocks (FGS). Les Pays-Bas disposent d’une facilité de prêt de 20 milliards d’euros permettant à l’entreprise publique EBN d’intervenir quand le remplissage commercial cale (DutchNews). En Hongrie, le système de prix fixes oblige l’électricien public MVM à absorber les surcoûts d’importation jusqu’à nouvel arbitrage du gouvernement, un amortisseur budgétaire efficace tant qu’il reste finançable (HVG).

L’industrie énergivore encaisse le choc en premier. Le directeur général de BASF a prévenu que les prix européens du gaz sont désormais structurés par le marché mondial du GNL, plus par les anciens contrats de gazoduc (Zeit). Les ménages le ressentent plus tard, selon le rythme de renouvellement des contrats et les politiques nationales. En Espagne, la transmission passe par l’électricité : lorsque les centrales à gaz fixent le prix marginal, c’est-à-dire le coût de la dernière unité nécessaire pour couvrir la demande, la hausse du gaz entre directement dans les factures. Le tarif réglementé espagnol PVPC a augmenté de 15 % en mai (OCU).

Les gagnants sont les fournisseurs de GNL, les propriétaires de cargaisons flexibles et les opérateurs de stockage, tous ceux qui peuvent vendre dans l’urgence européenne. Les perdants se concentrent parmi les industriels exposés à la concurrence mondiale et les États dont les budgets couvrent l’écart entre les prix de marché et ce que les électeurs peuvent payer. L’Europe peut sans doute éviter une pénurie physique cet hiver. Le vrai test sera le prix de cette sécurité, et la capacité des États membres les moins riches à la financer comme l’Allemagne ou les Pays-Bas.