Le prix de référence du gaz européen a brièvement touché 100 euros le mégawattheure le 28 octobre, un niveau inédit depuis 2022. À l’entrée de l’hiver, les stocks de l’Union européenne sont remplis à environ 75 %, avec de fortes disparités entre pays.
Le contrat à terme le plus proche sur le marché néerlandais TTF, référence pour les échanges européens de gaz naturel, a atteint le seuil de 100 €/MWh mercredi 28 octobre vers 13 h 35 GMT, soit une progression d’environ 4 % par rapport à la séance précédente, selon les données d’Intercontinental Exchange rapportées par Reuters. Il s’agit d’un niveau observé en séance, et non d’un prix moyen sur la journée. Le précédent passage à ce seuil remontait à décembre 2022.
Un marché du gaz sous tension avant les grands froids
Les perturbations des exportations de gaz naturel liquéfié (GNL) du Moyen-Orient, liées à la guerre autour de l’Iran et aux difficultés de navigation dans la région, réduisent les volumes disponibles sur le marché mondial. Les importateurs européens doivent rivaliser avec les acheteurs asiatiques pour attirer des cargaisons. Cette concurrence intervient au moment où la demande de chauffage commence habituellement à augmenter.
Le niveau actuel reste inférieur au sommet exceptionnel d’environ 340 €/MWh atteint en août 2022. Mais le retour à trois chiffres modifie déjà les conditions d’achat des fournisseurs et des entreprises exposées aux prix de gros. Le risque dépendra de la durée des perturbations, des températures et des volumes de GNL effectivement livrés.
Des réserves à 75 % dans l’Union, mais à 87 % en France
Le relevé de Gas Infrastructure Europe au 28 octobre fait état de 849,11 térawattheures de gaz en stock dans l’Union européenne, soit 74,96 % des capacités recensées. Les situations nationales divergent : les installations françaises sont remplies à 87,28 %, contre 61,73 % en Allemagne et 65,61 % aux Pays-Bas. Ces pourcentages décrivent le remplissage des sites de stockage, pas le nombre de jours de consommation qu’ils permettraient de couvrir.
Cette répartition rend la disponibilité des flux transfrontaliers et des terminaux méthaniers particulièrement importante. Un pays disposant de réserves plus élevées peut rester exposé à la hausse du prix européen, car les achats de gaz et les contrats à terme s’inscrivent dans un marché interconnecté.
Le directeur général d’Equinor, Anders Opedal, a averti le 28 octobre qu’une vague de froid en fin d’hiver pourrait accentuer la volatilité, lorsque les réserves seront plus basses. Son appréciation porte sur un scénario météorologique et commercial, et non sur une prévision chiffrée des cours.
Électricité et industrie : les premiers effets des cours élevés
La hausse du gaz touche directement les entreprises qui l’utilisent comme combustible ou matière première, notamment dans la chimie, les engrais et la sidérurgie. Elle pèse aussi sur les marchés électriques lorsque les centrales à gaz sont nécessaires pour satisfaire la demande. Le 28 octobre, le contrat français d’électricité en base pour l’année suivante atteignait 122,50 €/MWh, un niveau proche de son plus haut depuis deux ans, selon les cotations citées par Reuters.
Pour les particuliers français, le prix TTF de mercredi ne correspond pas au tarif facturé. La Commission de régulation de l’énergie a annoncé dès le 12 octobre un prix repère moyen de 194,90 €/MWh TTC pour novembre, en hausse de 6,6 %, calculé à partir de cotations antérieures. Les conséquences d’une nouvelle tension sur les contrats résidentiels dépendront des périodes de référence, des modalités d’indexation et de la persistance des cours élevés.
Le marché abordera ainsi les mois les plus froids avec une marge de stockage inégale entre États membres. L’évolution des livraisons de GNL et de la demande hivernale déterminera la pression sur les prochaines échéances gazières et électriques.
