Une décision politique structurante pour la souveraineté énergétique
L’Union européenne a formellement approuvé l’interdiction d’importer du gaz russe d’ici à la fin 2027. Le calendrier, détaillé par le Conseil, prévoit la fin des nouveaux contrats dès 2026, l’arrêt des contrats de court terme au 17 juin 2026, et la disparition complète des contrats de long terme au 1ᵉʳ janvier 2028. Ce phasage traduit une volonté d’assurer la continuité d’approvisionnement tout en réduisant l’exposition aux hydrocarbures russes.
Pour les acteurs du secteur, cette mesure constitue un signal politique aussi clair que contraignant. En 2021, la Russie représentait encore 45 % des importations de gaz de l’UE ; elle n’en pèse plus que 19 % aujourd’hui, selon Eurostat. La trajectoire REPowerEU, initialement conçue pour sortir des hydrocarbures russes après l’invasion de l’Ukraine, se concrétise désormais par un cadre réglementaire contraignant.
Le marché du GNL, pilier de substitution au gaz russe et terrain de compétition
Face à l’interdiction, la sécurisation de volumes alternatifs devient prioritaire. Les terminaux de GNL européens sont désormais au cœur de la stratégie : plus de 100 milliards m³ ont été importés en 2024, dont une part croissante depuis les États-Unis, le Qatar et le Nigeria. Cette diversification s’accompagne d’un déploiement massif d’infrastructures : l’Allemagne a mis en service cinq terminaux flottants, la Pologne double sa capacité à Świnoujście, et la France consolide ses sites de Montoir, Fos et Dunkerque.
Cependant, la transition n’est pas neutre. Le coût du GNL reste supérieur de 20 % à 30 % à celui du gaz russe acheminé par gazoduc avant 2022, selon la Commission. La concurrence mondiale, notamment avec l’Asie, accentue la volatilité des prix. Le marché européen devra donc conjuguer sécurité d’approvisionnement et compétitivité énergétique, tout en poursuivant les investissements dans le stockage et la régulation des flux.
Le cas français : entre infrastructures stratégiques et contentieux environnemental
En France, le terminal flottant de TotalEnergies au Havre illustre la complexité de cette transition. D’une capacité d’environ 5 milliards de m³/an, soit 10 % de la consommation nationale, il permettait de sécuriser les approvisionnements en période de tension. Mais, le 17 octobre 2025, le tribunal administratif de Rouen a ordonné sa désinstallation, jugeant son autorisation environnementale irrégulière.
Ce revers judiciaire intervient à contretemps. Alors que la France réduit sa consommation gazière (361 TWh en 2024, soit –20 TWh sur un an), elle doit continuer à diversifier ses sources d’importation pour accompagner la fermeture programmée des flux de gaz russe. Les terminaux de Montoir-de-Bretagne et de Fos-Cavaou demeurent essentiels, mais la perte potentielle du Havre fragilise la marge de sécurité du mix gazier français.
Un marché en recomposition rapide, mais encore fragile
Sur le plan structurel, la fin du gaz russe accélère la régionalisation du marché. La Norvège devient premier fournisseur (plus de 33 % des importations européennes), tandis que le GNL américain représente désormais près de 20 % du total. Ce réalignement modifie profondément la logistique : flux inversés sur les interconnexions Est-Ouest, besoin de flexibilité accrue sur les stockages, et coordination renforcée via ENTSOG et ACER pour éviter les goulets d’étranglement.
Pour les énergéticiens, l’horizon 2027 est autant une contrainte qu’une opportunité. L’interdiction du gaz russe devrait stabiliser le cadre réglementaire et favoriser les investissements dans les terminaux et les contrats long terme non russes. Mais elle suppose une discipline budgétaire accrue pour absorber des prix durablement plus élevés, tout en intégrant les objectifs de neutralité carbone à l’horizon 2050.
Avec la fin programmée des flux de gaz russe, les infrastructures de transport deviennent stratégiques. La montée en capacité des interconnexions entre Europe du Nord et Centrale, ainsi qu’entre la péninsule ibérique et le reste du continent, est une condition de la réussite de l’interdiction. Selon un rapport récent de l’ENTSO‑G, le taux d’utilisation des gazoducs transfrontaliers est déjà supérieur à 85 % lors des pics hivernaux.
Cela impose un double défi : accélérer les investissements dans les gazoducs et les hubs de stockage, et synchroniser les plans nationaux d’investissement afin d’éviter que certaines régions restent isolées. Dans ce contexte, le calendrier fixé par l’UE jusqu’à fin 2027 offre aux opérateurs une visée claire pour planifier les renforts de réseau, réaménager les échéances de maintenance et sécuriser les flux entrants de GNL.
