Début septembre 2026, le taux de remplissage des stocks de gaz en Allemagne s’élève à 53%, bien en deçà de la moyenne européenne de 67% selon la plateforme Aggregated Gas Storage Inventory. Il s’agit du niveau le plus bas enregistré pour cette période depuis quinze ans, d’après l’association sectorielle Ines. En comparaison, les réserves étaient à 71% en septembre 2025. Cette baisse de 18 points en un an soulève des inquiétudes quant à la capacité du pays à sécuriser son approvisionnement pour l’hiver.
Comparaison des capacités de stockage : Allemagne vs Europe
L’Allemagne possède l’un des plus grands volumes de stockage de gaz en Europe, avec environ 24 milliards de mètres cubes. Pourtant, son taux de remplissage actuel de 53% contraste fortement avec la moyenne européenne. La Süddeutsche Zeitung rapporte que la France dépasse 70%, l’Italie 75% et l’Espagne 68%. En un an, l’Allemagne est passée de 71% à 53%, révélant une dégradation notable.
Préparation pour l’hiver : l’objectif de 77% de remplissage
Ines considère qu’atteindre 77% de remplissage d’ici le 1er novembre 2026 est théoriquement possible, mais nécessite d’accélérer le rythme des injections. Actuellement, le taux d’injection est de 0,3 point de pourcentage par jour, insuffisant pour combler l’écart de 24 points en moins de huit semaines. Sebastian Heinermann, directeur général d’Ines, souligne l’importance d’une action rapide des fournisseurs de gaz et des régies municipales pour remplir les capacités réservées. Un rythme quotidien d’au moins 0,4 point est nécessaire, impliquant une augmentation des achats de 30% par rapport à la moyenne actuelle.
Dépendance au GNL : augmentation des importations américaines
Les exportations américaines de gaz naturel liquéfié ont augmenté de 23% au premier semestre 2026 par rapport à 2025, selon l’Energy Information Administration. Les terminaux américains ont expédié 82 millions de tonnes de GNL, dont 45% à destination de l’Europe. Depuis 2022, l’Allemagne dépend à 60% du GNL importé, principalement des États-Unis (35%), du Qatar (18%) et de la Norvège (7%). Handelsblatt note que la dépendance européenne au GNL américain a doublé en quatre ans, atteignant 30% du mix gazier.
Défis techniques et économiques du stockage de gaz
Le différentiel saisonnier entre les prix d’été et d’hiver a chuté à 4 €/MWh en août 2026, contre 12 €/MWh l’année précédente. Ce resserrement réduit la rentabilité des opérations de stockage. Les coûts liés à la réservation de capacité, à l’injection et au soutirage totalisent 1,3 €/MWh, absorbant 32% du différentiel. Sebastian Heinermann explique que les coûts de stockage consomment le potentiel de marché déjà restreint. Les négociants privilégient désormais les achats spot hivernaux plutôt que le stockage saisonnier, ce qui explique la faiblesse des injections estivales. Le prix spot du gaz début septembre est de 38 €/MWh, en hausse de 15% depuis juin, en raison de la fermeture du détroit d’Ormuz et des tensions au Moyen-Orient.
Stratégies des acteurs du secteur : Ines, Uniper, SEFE
Ines appelle à des mesures incitatives pour stimuler les injections, sans préciser les dispositifs souhaités. Le gouvernement allemand discute avec Uniper et SEFE, principaux opérateurs de stockage, de solutions pour renforcer les réserves sans acheter directement de gaz. Le Figaro évoque des garanties de prix plancher pour sécuriser la rentabilité des stockeurs et des subventions pour les coûts d’infrastructure. Le ministère fédéral de l’Économie se montre rassurant, affirmant qu’une pénurie de gaz n’est pas attendue cet hiver. Toutefois, la situation actuelle nécessite une vigilance accrue. SEFE, ex-filiale de Gazprom, gère 8 milliards de m³ de capacités et joue un rôle clé dans l’équilibrage du réseau, tandis qu’Uniper, avec 11 milliards de m³, assure 40% des injections nationales. La coordination entre ces acteurs sera décisive pour la résilience du système énergétique allemand face à un hiver potentiellement rigoureux.
