Le gaz à 87 € frappe d’abord les importateurs

Le gaz pour livraison en novembre a atteint 87,20 euros le MWh le 13 octobre, au plus haut depuis fin 2022. La baisse des livraisons qatariennes et des stocks européens renchérit les achats de remplacement, dont les importateurs supportent le coût avant les ménages.

C’est sur le marché de gros que la tension se traduit d’abord en prix. Le contrat pour livraison en novembre s’échangeait à 87,20 euros par mégawattheure dans l’après-midi du 13 octobre, en hausse d’environ 3 % sur la journée et à son plus haut depuis fin 2022, selon Der Standard/APA. En février, le même indice se situait autour de 32 euros, selon Brussels Times. La baisse des approvisionnements qataris et le niveau plus faible des stocks européens expliquent la hausse ; les premières à en supporter le coût sont les entreprises qui doivent acheter du gaz de remplacement dès maintenant.

Le prix de référence est celui du TTF, une place de marché néerlandaise dont les contrats à terme servent de référence au prix du gaz en Europe (ICE). Un contrat à terme fixe aujourd’hui le prix d’une livraison future. Ce prix monte quand les acheteurs anticipent un hiver tendu, même si aucun foyer ni aucune usine ne manque de gaz aujourd’hui. C’est un prix de gros ; il ne se répercute pas automatiquement sur les factures.

Moins de gaz qatari, des stocks plus faibles

Dans un discours prononcé le 13 octobre, l’émir du Qatar, cheikh Tamim ben Hamad Al Thani, a déclaré que son pays fournissait environ un cinquième du commerce mondial de GNL avant les perturbations (Amiri Diwan). Le GNL est du gaz refroidi jusqu’à l’état liquide pour être transporté par navire. L’émir a indiqué qu’une part importante des exportations qatariennes était perturbée et en a donné deux causes : la fermeture du détroit d’Ormuz, voie maritime empruntée par les méthaniers qataris, et les dégâts subis par Ras Laffan, le principal site d’exportation du pays.

Une partie des dégâts pèsera durablement sur l’offre. Les frappes de mars ont mis hors service environ 17 % de la capacité d’exportation du Qatar, et QatarEnergy estimait qu’il faudrait trois à cinq ans pour réparer les installations (S&P Global). Les acheteurs européens se disputent désormais avec leurs concurrents asiatiques les cargaisons encore disponibles, ce qui renchérit le gaz pour les uns comme pour les autres.

L’Europe dispose aussi de réserves plus faibles. Les stocks de gaz de l’UE étaient remplis à 72 % au 1er octobre, contre 83 % un an plus tôt (ENTSOG). La Commission européenne estime que les gazoducs et les terminaux d’importation peuvent répondre aux besoins d’un hiver ordinaire malgré ces stocks plus bas (European Commission).

ENTSOG, l’association des gestionnaires de réseaux de gaz européens, a également testé plusieurs scénarios, qui décrivent des résultats possibles sans constituer des prévisions. Dans un hiver ordinaire, les stocks tomberaient à environ 29 % fin mars. Si l’Europe recevait 20 % de GNL en moins, ils s’établiraient autour de 13 % (ENTSOG). Acheter le gaz d’hiver plus cher dès maintenant revient, pour les acheteurs, à se couvrir contre ce second scénario.

Ce tableau explique pourquoi le gaz d’hiver est cher. Il ne dit pas pourquoi les prix ont grimpé cet après-midi-là : les articles cités ne rattachent cette hausse quotidienne à aucun déclencheur unique.

Les importateurs paient les premiers

La facture immédiate revient aux entreprises qui doivent remplacer le gaz qui n’est pas arrivé. L’italienne Edison a déclaré que le Qatar n’avait pas livré 35 cargaisons destinées à son terminal d’importation sur l’Adriatique, soit environ 4,6 milliards de mètres cubes de gaz, et qu’elle en avait remplacé 23 fin septembre (Edison). Edison n’a pas précisé le prix payé. Toute entreprise dans cette situation achète aux prix du marché, tandis que les producteurs et négociants disposant de gaz à vendre bénéficient de la hausse.

Les factures des ménages évoluent plus tard et de façon inégale

Les ménages n’achètent pas de contrats à terme sur le TTF. Leurs fournisseurs achètent le gaz à l’avance et répercutent les coûts de trois façons principales. Certains clients ont des contrats à prix fixe ; d’autres des offres indexées, dont le tarif suit un indice publié ; d’autres encore paient des tarifs réglementés, fixés ou plafonnés par l’État. Ces tarifs évoluent chacun à leur propre rythme.

La France illustre ce décalage. La Commission de régulation de l’énergie (CRE) publie l’indice de référence suivi par les offres indexées. Il augmentera de 6,6 % au 1er novembre, soit environ 12 euros de plus sur la facture moyenne de novembre pour ces clients (CRE). La CRE a calculé ce montant à partir des prix de septembre : la hausse de cette semaine n’y figure donc pas.

L’Espagne reporte une partie du coût. Le pays a plafonné à 35 % la hausse d’octobre de la composante gaz de son tarif réglementé. À partir de janvier 2027, les ménages rembourseront la différence reportée, avec intérêts (BOE). Le plafond allège les factures cet automne, mais alourdit celles à venir.

Le marché intègre une marge de sécurité plus faible pour l’hiver. Les importateurs comme Edison, qui doivent trouver des cargaisons de remplacement, supportent le coût immédiat. Pour les ménages, le calendrier dépend des contrats et des règles tarifaires de chaque pays : un client français dont le prix est indexé et un ménage espagnol au tarif réglementé subiront la même hausse du marché de gros à des moments différents. On ne sait pas encore quelle part de cette hausse de la semaine se retrouvera sur les factures. Cela dépendra de la rigueur de l’hiver et des volumes de GNL livrés en Europe.