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Le TTF gaz s’est stabilisé autour de 44,50 €/MWh lundi, alors que les négociations américano-iraniennes restaient au point mort pour le deuxième week-end consécutif. Au 26 avril, le stockage gazier de l’UE affichait 31,47 %, soit le plus bas niveau en début de saison d’injection depuis 2018. L’Europe doit combler 60 points de pourcentage de capacité en six mois. L’équation est insoluble sans le GNL — qui ne viendra pas.
Le Brent a atteint 111,16 $ mardi, en hausse de 75,7 % sur un an et de 19,7 % par rapport au seul 17 avril, selon Trading Economics. Le détroit d’Ormuz reste de facto fermé. Neuf semaines après le début du conflit, environ un cinquième du commerce maritime mondial de pétrole et de GNL demeure bloqué. L’AIE a coordonné le 11 mars la plus importante libération d’urgence de son histoire, avec 32 pays membres engageant 400 millions de barils de réserves stratégiques. Fatih Birol a qualifié la perturbation de « sans précédent par son ampleur ». Ces barils ont aidé, mais ils n’ont pas suffi.
Ce que révèlent les chiffres du stockage
Les données de stockage gazier de l’UE publiées sur l’AGSI racontent toute l’histoire. Au 26 avril, les installations européennes étaient remplies à 31,47 %. Un an plus tôt, ce chiffre atteignait 36,1 %. En 2024, il avoisinait les 60 %. Le Center on Global Energy Policy de l’Université Columbia a publié le 24 avril une analyse détaillée affirmant sans détour que l’Europe aborde la saison d’injection 2026 avec ses plus bas niveaux de gaz depuis 2018, à environ 31 milliards de mètres cubes. À l’époque, le niveau était descendu à 19 mdc avant de déclencher les sept mois d’injections les plus importants jamais enregistrés. L’équipe de Columbia a conclu que remplacer simultanément les volumes perdus du gazoduc russe et le GNL qatari rend « essentiellement impossible » de reproduire cet exploit.
L’UE exige que les opérateurs de stockage atteignent 90 % d’ici le 1er novembre. Cet objectif est d’ores et déjà caduc. La commissaire Jørgensen a adressé début avril un courrier aux États membres les invitant à abaisser le seuil à 80 %, selon le communiqué du Gas Coordination Group de la Commission européenne du 9 avril. Il ne s’agit pas d’un ajustement technique — c’est l’aveu que l’objectif réglementaire est irréalisable dans les conditions d’approvisionnement actuelles.
La ventilation par pays noircit encore le tableau. L’Allemagne, qui consomme environ 82 mdc par an, doit injecter 14 mdc rien que pour atteindre 80 % de sa capacité de stockage, selon l’analyse de Columbia. Les Pays-Bas ont terminé le mois de mars avec 0,69 mdc en réserve, flirtant avec les limites de leur capacité de gaz utile. L’Italie et la France s’en sortent mieux grâce à des mandats de remplissage plus stricts, mais elles ne peuvent compenser le déficit structurel des deux plus grands marchés gaziers du bloc.
L’approvisionnement qui s’est volatilisé
Deux artères d’approvisionnement ont été coupées simultanément. Le gaz russe acheminé par gazoduc, qui représentait environ 40 % des importations de l’UE avant 2022, est aujourd’hui tombé sous les 15 %. La situation restait gérable tant que le GNL mondial était abondant et que les flux qataris demeuraient fiables. Puis le détroit s’est fermé.
Les frappes de missiles iraniennes sur la cité industrielle de Ras Laffan au Qatar, les 18 et 19 mars, ont causé ce que QatarEnergy a qualifié de « dommages considérables » sur la plus grande installation de production de GNL au monde. Selon Al Jazeera, Ras Laffan représentait environ 20 % de l’offre mondiale de GNL avant l’arrêt de la production. QatarEnergy a déclaré la force majeure auprès de ses acheteurs. Le GMK Center, citant le PDG de QatarEnergy, a rapporté que les attaques avaient mis hors service environ 17 % de la capacité d’exportation du groupe, avec des réparations estimées à trois à cinq ans. Une seconde vague de frappes par missiles de croisière a eu lieu le 1er avril, selon la chronologie du conflit sur Wikipedia. Le Qatar a expulsé les attachés militaires et de sécurité iraniens dans les 24 heures suivant la première attaque.
Le calendrier ne pouvait pas être plus défavorable pour les acheteurs européens. La saison d’injection s’étend d’avril à octobre — c’est la fenêtre durant laquelle les banques centrales et les planificateurs énergétiques du monde entier ont besoin que les marchés coopèrent. Au lieu de quoi, les exportations de GNL depuis le golfe Persique sont à l’arrêt. Le Summer Supply Outlook 2026 d’ENTSOG avertit que l’atteinte de niveaux de stockage adéquats nécessitera des importations de GNL supérieures à celles de toute année précédente. Gas Infrastructure Europe a émis son propre avertissement le 9 avril : sans injections soutenues dès maintenant, l’Europe risque d’aborder l’hiver prochain avec une flexibilité de soutirage réduite et des marges de sécurité plus étroites.
Les signaux de prix
Pour ceux qui suivent le marché spot, les signaux sont contradictoires — et de la pire des manières. Le TTF day-ahead s’est consolidé autour de 44,50 €/MWh lundi, selon le rapport de marché de Prestige Business Solutions. C’est en recul par rapport au pic à 68 €/MWh du 19 mars déclenché par les frappes sur Ras Laffan, mais cela reste 37,8 % au-dessus des niveaux d’il y a un an. Durant la première quinzaine d’avril, les contrats à terme TTF à un mois se sont échangés entre 41 et 53 €/MWh, selon le GMK Center, avec un sommet à 53,20 €/MWh le 7 avril.
Le NBP day-ahead s’est établi à 108,70 pence par therm lundi, en baisse de 1,55. Les contrats saisonniers sont plus instructifs : le NBP hiver 2026 a clôturé à 112,55 p/therm, l’été 2027 à 86,74 p/therm. Ce spread indique que le marché anticipe une douleur durable. Le JKM asiatique front-month se négociait autour de 16,55 $/MMBtu selon le rapport de Prestige, conservant une prime substantielle sur le TTF. C’est précisément cette prime que les acheteurs européens doivent surpasser s’ils veulent détourner des cargaisons de GNL de l’Asie cet été. C’est une guerre d’enchères, et l’Asie a les poches plus profondes.
Le complexe pétrolier est tout aussi hostile. L’EIA a publié le 24 avril une analyse montrant que le Dated Brent spot avait bondi à une prime de plus de 25 $/bbl au-dessus des contrats à terme front-month — le type de déport que l’on observe lorsque le marché physique est en réelle détresse. Le brut européen spécifiquement s’est apprécié de 19,7 % depuis le seul 17 avril. Le charbon ARA CIF Cal-27 s’est raffermi à 118,03 $/t, en hausse de 8,47 % sur la semaine. L’EUA carbone a légèrement fléchi à 74,74 €/t. Tout dans le complexe énergétique européen est demandé, sauf le canal diplomatique entre Washington et Téhéran, qui échoue systématiquement.
Le répit météo qui ne durera pas
Un seul facteur joue en faveur de l’Europe. Les températures au Royaume-Uni sont prévues environ 5 degrés Celsius au-dessus des normales saisonnières pour le reste de la semaine, selon le rapport Prestige, ce qui a réduit la demande de chauffage et offert un peu de marge sur le gaz spot. La production éolienne devrait augmenter au Royaume-Uni, en Allemagne, aux Pays-Bas et en France en fin de semaine, se substituant aux centrales à gaz. Le baseload day-ahead de l’électricité britannique s’est établi lundi à 98,74 £/MWh, en baisse de 76 pence.
Mais il ne faut pas confondre accalmie météorologique et solution structurelle. Le défi de l’injection est un problème estival, pas printanier. Si votre portefeuille comporte une exposition industrielle européenne, c’est la variable à surveiller. L’Europe a besoin de six à sept mois d’achats soutenus et massifs pour amener le stockage ne serait-ce qu’à un niveau viable pour l’hiver. Les flux norvégiens par gazoduc sont sains, avec Langeled fonctionnant à 39 Mm³/jour et les nominations totales de sortie norvégiennes à 310 Mm³/jour lundi. Mais le gaz norvégien ne peut pas combler le vide laissé par la disparition d’un cinquième de l’offre mondiale de GNL. Seul le GNL peut y parvenir, et l’ensemble du complexe des matières premières se dispute les mêmes capacités de transport et de raffinage sous tension. Les effets en cascade sont déjà visibles dans les données macroéconomiques britanniques, où l’inflation liée à l’énergie aggrave la fragilité du marché du travail.
Le positionnement
L’analyse COT de Saxo pour la semaine close le 14 avril montrait un positionnement sur l’énergie toujours élevé malgré une baisse de prix de 12,5 % cette semaine-là sur fond d’espoirs de cessez-le-feu. Les positions nettes longues sur le Brent s’élevaient à 373 400 contrats — un marché chargé à la hausse qui reste vulnérable aux gros titres de paix, comme l’a démontré le bref repli de 9 % vendredi dernier sur des rumeurs d’accord non confirmées. Mais chaque espoir de cessez-le-feu s’est évaporé en moins de 48 heures. Les discussions du week-end au Pakistan ont de nouveau échoué. Trump aurait rejeté la dernière proposition iranienne, le programme nucléaire de Téhéran restant le point de blocage central.
La libération des réserves stratégiques de l’OCDE fait gagner du temps, mais ne résout pas le problème structurel. Les 400 millions de barils engagés le 11 mars représentent environ 23 % de la capacité stratégique totale de l’AIE, selon le propre communiqué de l’agence. Le réapprovisionnement prend habituellement 18 à 24 mois. Autrement dit, le tampon pétrolier d’urgence mondial est considérablement entamé précisément au moment où la prochaine escalade pourrait survenir. Pour le gaz européen en particulier, il n’existe pas d’équivalent de réserve stratégique gazière. Le stockage EST la réserve. Et il est à 31 %.
L’arithmétique est implacable. L’Europe doit injecter entre 50 et 55 mdc d’ici novembre pour atteindre ne serait-ce que l’objectif réduit de 80 %. Cela exige des injections quotidiennes soutenues à des rythmes rarement atteints, même dans des conditions d’approvisionnement idéales. L’European Gas Hub rapportait le 27 avril que les injections ont pris un départ poussif, les prix ne générant pas une incitation suffisante pour que les acheteurs détournent le GNL des marchés asiatiques. GIE a averti que les signaux de prix seuls pourraient ne pas suffire à impulser le rythme nécessaire. C’est la même pression budgétaire transposée dans le domaine énergétique à laquelle les banques centrales et les trésors publics du monde développé sont confrontés.
Le marché anticipe un été difficile et un hiver périlleux. Que l’Europe s’en sorte dépend d’une seule variable : le détroit d’Ormuz. Tout le reste n’est qu’arithmétique. Et l’arithmétique dit que 31 %, ce n’est pas assez.
