Gaz : le compte à rebours de l’hiver a commencé
Stocks au plus bas depuis quinze ans, détroit d’Ormuz verrouillé, méthaniers détournés : l’Europe aborde l’hiver à découvert. Le gaz ne manque pas, mais il n’a jamais été aussi cher.
Le 25 novembre 2025, TotalEnergies annonçait, communiqué à l’appui, la démobilisation de son terminal méthanier flottant du Havre. Ce "filet de sécurité" déployé dans l’urgence de 2022 n’avait, expliquait le groupe, plus d’utilité : les conditions d’approvisionnement de la France s’étaient "stabilisées". Quatre-vingt-quinze jours plus tard, le 28 février 2026, les premières frappes américano-israéliennes de l’opération "Epic Fury" s’abattaient sur l’Iran. Le 4 mars, Téhéran verrouillait le détroit d’Ormuz. Depuis, l’Europe gazière vit à crédit et compte les jours qui la séparent du froid.
Un retard bien réel, mais un retard choisi
Les chiffres d’abord. Au 21 août, selon la plateforme AGSI + de Gas Infrastructure Europe, les stockages souterrains de l’Union européenne affichaient 62 % de remplissage, contre 74 % un an plus tôt. Le 1er août, ils pointaient à 57,1 % : un plancher inédit depuis 2009, quand le niveau normal à cette date devrait, rappelle Anne-Sophie Corbeau, chercheuse à Columbia, "se situer vers 75-80 %". Derrière la moyenne, une Europe à deux vitesses : la Pologne et le Portugal caracolent à 89 %, l’Italie à 80 % ; l’Allemagne (22 % des capacités de stockage de l’Union) plafonne à 50 %, les Pays-Bas à 43 %. La France occupe un entre-deux presque confortable avec un taux de 65 % ; l’un des rythmes de fourniture les plus soutenus du continent et quatre terminaux méthaniers (Montoir, Fos-Tonkin, Fos-Cavaou, Dunkerque) à plein régime.
L’explication tient en deux temps. L’héritage, d’abord : un hiver rigoureux qui a laissé les cuves européennes à 28 % de remplissage le 1er avril, très en deçà des années précédentes, comme le relève Ronald Pinto, analyste chez Kepler. Ormuz, ensuite : ce goulet de 33 kilomètres voyait transiter un cinquième du GNL mondial, qatari à 93 %. Depuis le blocus, le trafic s’est effondré de 95 % - d’environ 130 passages de navires par jour en février à 6 en mars, selon la Cnuced. Entre mars et juin, plus de 300 cargaisons qataries ne sont jamais parvenues sur les marchés, 160 méthaniers sont restés piégés dans le Golfe, et les primes d’assurance de guerre ont explosé, jusqu’à 25 millions de dollars le transit.
Les drones iraniens ont même frappé Ras Laffan : 17 % de la capacité d’exportation qatarie est hors service pour trois à cinq ans, a reconnu Saad Al Kaabi, le patron de QatarEnergy. En mars, la production mondiale de GNL reculait de 8 % sur un an. Depuis mai, le détroit se rouvre au compte-goutte, transpondeurs coupés et péages iraniens à l’appui.
Voilà pour le décor. Mais gardons-nous du contresens : ce retard de remplissage est moins subi que choisi. Car la planète ne manque pas de gaz : elle manque de gaz bon marché. L’AIE attend cette année une progression de plus de 7 % de l’offre mondiale de GNL, la plus forte depuis 2019, dopée par les nouveaux trains de liquéfaction américains. Et la demande asiatique s’efface : les importations chinoises de GNL ont chuté de 11 % en 2025, à 68,4 millions de tonnes, et pourraient encore reculer cette année ; au Japon, la production d’électricité au charbon a bondi de 11 % en avril quand celle au gaz tombait au plus bas depuis deux ans ; en Corée du Sud, le charbon a fait + 40 %.
Moins d’intérêt économique au stockage
Partout en Asie, les électriciens rebasculent vers la houille, moins chère et d’approvisionnement plus sûr, libérant autant de cargaisons pour l’Atlantique. Si les cuves européennes se remplissent lentement, c’est que les opérateurs rechignent à payer : la courbe des prix, inversée, ruine l’intérêt économique du stockage. Beaucoup ont d’ailleurs parié au printemps sur une désescalade rapide et différé leurs achats, selon Kepler. La Commission européenne elle-même le concède : il n’existe "aucune inquiétude immédiate concernant la sécurité de l’approvisionnement en gaz dans l’Union". Le sujet n’est pas le volume, c’est le prix. "Nous nous battons pour chaque tonne, et les prix augmentent", résumait Patrick Pouyanné dès le mois de mars à Houston. Le TTF cotait 31,96 euros le mégawattheure le 27 février, veille du conflit ; 63,70 euros le 18 août. Un doublement ; loin des 350 euros de 2022, mais avec des réserves deux fois plus maigres.
Quand le méthanier remplace le gazoduc
Pour mesurer la parade des énergéticiens, il suffit d’ouvrir un atlas des matières premières. Entre 2021 et 2025, les livraisons de gaz par gazoduc à l’Europe se sont effondrées de 217 à 126 millions de tonnes par an, tandis que le GNL bondissait de 69 à 115 millions de tonnes. Une origine explique l’essentiel de la bascule : les États-Unis, passés de 19 à 67 millions de tonnes livrées (plus qu’un triplement) depuis le déclenchement de la guerre en Ukraine. Derrière l’Amérique, trois pays complètent le tableau du GNL européen : le Qatar (9 millions de tonnes l’an dernier, moitié moins qu’en 2021), l’Algérie (6 millions) et le Nigeria (6 millions). La Norvège, elle, tient son rang par le gazoduc : 83 millions de tonnes, imperturbables. Quant à la Russie, ses gazoducs sont tombés de 100 à 12 millions de tonnes - seul TurkStream survit - mais son GNL a paradoxalement progressé, de 13 à 15 millions de tonnes.
Paradoxe assumé, et parfaitement légal : TotalEnergies continue d’acheter du gaz russe, avec l’autorisation expresse de Bruxelles, au titre de contrats de long terme dont l’extinction n’est programmée qu’en janvier 2027. D’ici là, chacun fait le plein : au premier trimestre, les importations européennes de GNL russe ont atteint un record, en hausse de 16 % sur un an, tirées par la France, l’Espagne et la Belgique ; TotalEnergies assume tirer 400 millions de dollars par an de sa participation dans Yamal. On ne choisit pas ses béquilles surtout à quatre mois de devoir les jeter.
La France illustre cette mue mieux que quiconque. Premier importateur européen de GNL avec 23 millions de tonnes en 2025, l’Hexagone a vu ses achats américains presque quadrupler, de 3 à 11 millions de tonnes, et ses achats russes doubler, de 3 à 6 millions. La Norvège reste l’autre pilier (11 millions de tonnes par gazoduc), tandis que l’Algérie (2 millions de tonnes) et le Nigeria (1 million) s’effacent. Jadis cul-de-sac gazier, le pays réexporte désormais vers la Belgique et la Suisse : la façade atlantique est devenue la porte d’entrée du GNL vers le continent. Sur les 23 millions de tonnes consommées, 15 chauffent logements et commerces, 7 alimentent l’industrie, 1 seule sert à produire de l’électricité.
Sur le terrain, la riposte est engagée. Dès la mi-avril, fait rarissime, les injections ont démarré dans les stockages de Storengy, la filiale d’Engie spécialisée dans le stockage souterrain : il faut "du gaz présent sur notre territoire ou plutôt sous notre territoire", plaide sa directrice générale Charlotte Roule. Bruxelles a assoupli la règle des 90 % au 1er novembre - objectif ramené à 80 %, atteignable jusqu’au 1er décembre -, tout en prévenant qu’il faudra importer du GNL tout l’hiver. TotalEnergies a ouvert le 9 juillet une route inédite : ECA LNG, en Basse-Californie mexicaine, hors de portée d’Ormuz, avec 1,7 million de tonnes par an contractualisées sur vingt ans. Les rares cargaisons qataries disponibles contournent l’Afrique, au prix de quinze jours de mer supplémentaires.
Engie, premier fournisseur de l’Hexagone, affiche un calme de commandant de bord : "Ce qui importe, c’est notre capacité à remplir les stocks à des niveaux satisfaisants", pose sa directrice générale Catherine MacGregor. L’État joue, lui, la carte structurelle : plan d’électrification présenté en avril, interdiction des chaudières à gaz dans les constructions neuves dès la fin de l’année, soutien public doublé à 10 milliards d’euros par an pour sortir progressivement les usages du gaz. Reste l’aveu de Patrick Pouyanné devant la commission des affaires économiques de l’Assemblée nationale, le 17 juin : la montée en puissance américaine "ne pourra pas remplacer les livraisons qataries vers l’Europe l’hiver prochain".
Dépendance américaine et effet prix assumé
Car c’est bien l’Amérique qui tient désormais le robinet. Avec 67 millions de tonnes livrées l’an dernier contre 19 en 2021, les États-Unis fournissaient 57 % du GNL importé par l’Europe en 2025. Et les experts estiment qu’on sera à près des deux tiers cette année et jusqu’à 80 % du GNL d’ici 2028-2030 si tous les contrats signés s’exécutent, soit 40 % de la consommation gazière totale de l’Union Européenne. Très exactement le niveau de dépendance au gaz russe à la veille de l’invasion de l’Ukraine. L’accord de Turnberry - 750 milliards de dollars d’achats d’énergie américaine promis d’ici 2028 - a transformé cette dépendance en levier : en mars, Donald Trump menaçait ouvertement de fermer le robinet. Les exportateurs texans ont porté leurs marges de 15 à 40 % et la note atteint déjà 281 milliards d’euros de GNL importés par les Vingt-sept depuis 2022, dont 131,5 milliards versés aux seuls Américains.
L’effet prix, lui, est assumé au plus haut niveau. Devant les députés, Patrick Pouyanné a prévenu que, sans reprise durable des flux qataris, la détente des prix du gaz à l’approche de l’hiver serait bien moins marquée que celle du pétrole. Traduction : vouloir des stocks pleins pour affronter le froid, c’est accepter de les payer aujourd’hui au prix fort ; un effet prix défavorable, mécanique, dont personne ne fait mystère. Les ménages le constatent déjà : après + 4,9 % en mars, + 15,4 % en mai et + 7,4 % en juillet, le prix repère de la CRE bondira encore de 5,6 % au 1er septembre, à 172,05 euros le mégawattheure TTC - une hausse "entièrement liée à l’augmentation des prix du gaz sur les marchés", reconnaît le régulateur. Six millions de foyers aux offres indexées sont touchés ; la facture type d’un logement chauffé au gaz passe de 1 613 à 1 705 euros par an, soit + 16 % sur douze mois.
Pour les entreprises, le choc est plus rude encore : France Chimie réclame depuis le 19 mars des mesures d’urgence pour la compétitivité, BASF a passé des hausses d’au moins 30 % sur certaines gammes, et Axel Eggert, le patron d’Eurofer, constate que "le prix du gaz s’est accru de 30 euros le MWh, à 55 euros". Avec un gaz deux à trois fois plus cher qu’outre-Atlantique et une électricité contaminée par ricochet, la réindustrialisation promise ressemble à une course en sac ; la BCE a raboté sa prévision de croissance 2026 de la zone euro à 0,9 %.
Les marchés, eux, murmurent déjà la suite : en pariant sur un prix autour de 46 euros le mégawattheure en 2027, 30 euros pour 2028, 25 pour 2029 - pari sur la vague de liquéfaction américaine et le retour progressif qatari, qui pourraient même créer un excédent mondial dès l’an prochain. L’hiver 2026-2027 ne sera donc, sauf accident, pas celui de la pénurie : ce sera celui de la facture. Tout dépendra de deux variables que ni Paris ni Bruxelles ne contrôlent : le thermomètre et Téhéran. Un décembre doux, une négociation américano-iranienne qui aboutit, et l’Europe passera, moyennant quelques milliards. Un mois de février sibérien, un détroit toujours verrouillé, et il faudra rouvrir les cartons des plans de délestage de 2022. En se souvenant qu’à l’automne 2025, on démontait au Havre, faute d’usage, le filet de sécurité.