Le gaz européen dépasse 80 €/MWh, le retard des stocks accroît le risque hivernal
Le gaz européen TTF a dépassé 80 €/MWh à la mi-septembre, tandis que les contrats de décembre ont franchi 83 €/MWh. Les stockages étaient remplis à 68 %, contre 80 % un an plus tôt, exposant davantage les industriels à la météo, au GNL et aux risques géopolitiques.
La hausse du TTF se poursuit
Les prix européens du gaz naturel ont continué de progresser en septembre, sous l'effet d'une offre plus limitée, du remplissage des stockages, de la disponibilité du gaz naturel liquéfié et des tensions géopolitiques. Selon le média économique lituanien 15min.lt, la référence néerlandaise TTF a dépassé 70 €/MWh début septembre, puis 80 €/MWh au milieu du mois.
Le marché à terme n'apporte pas de détente immédiate. À la mi-septembre, les contrats d'octobre, novembre et décembre évoluaient à des niveaux voisins, ceux de décembre dépassant 83 €/MWh. La courbe indique que le marché anticipe un gaz cher pendant la prochaine saison de chauffage, même si la météo, la demande et l'offre peuvent encore modifier les prix.
Les cours restent nettement inférieurs aux niveaux de la crise énergétique de 2022. Toutefois, 15min.lt rapporte qu'à la mi-septembre, le gaz coûtait plus de deux fois plus cher qu'à la même période un an auparavant. Cette hausse annuelle accroît déjà l'incertitude sur les coûts des industriels et des autres entreprises fortement consommatrices de gaz.
Les stocks et le GNL déterminent le risque hivernal
L'Europe a abordé la saison d'injection avec des réserves plus faibles. Les stockages n'étaient remplis qu'à 68 %, contre 80 % un an auparavant et plus de 90 % à la mi-septembre 2024. Dès juillet, des analystes estimaient que même un scénario plus favorable pouvait laisser les stocks d'avant-hiver sous la moyenne des années précédentes.
Cette réserve réduite rend le marché plus sensible aux variations imprévues de l'offre ou de la demande. Un hiver froid augmenterait la consommation de chauffage et pourrait pousser le TTF nettement au-dessus de la fourchette actuelle de 80–83 €/MWh. Certains scénarios cités par 15min.lt évoquent un seuil proche de 100 €/MWh, sans en faire la prévision centrale.
La disponibilité du GNL constitue une autre incertitude. L'Europe doit concurrencer les marchés asiatiques pour obtenir des cargaisons supplémentaires, alors que les chaînes d'approvisionnement mondiales restent vulnérables aux perturbations géopolitiques. Les routes passant par le détroit d'Ormuz sont particulièrement surveillées, car une interruption pourrait affecter l'offre mondiale de GNL et les prix européens.
Les industriels doivent choisir leur couverture
Mantas Masalskis, responsable des solutions aux entreprises chez l'énergéticien Elektrum Lietuva, estime que les sociétés doivent moins chercher à prévoir précisément le sommet du marché qu'à définir le risque tarifaire qu'elles peuvent supporter. Un prix fixe donne de la visibilité sur une part importante des coûts énergétiques futurs et réduit l'exposition pendant la saison de chauffage.
Un contrat totalement indexé permet de profiter d'une baisse, mais laisse l'acheteur supporter toute la volatilité. Une formule mixte peut protéger à prix fixe une partie de la consommation prévue et maintenir le solde lié au marché. Le dosage dépend des marges, de la trésorerie et de la capacité à répercuter les coûts énergétiques sur les clients.
La hausse du gaz peut aussi se transmettre au marché de gros de l'électricité. Lorsque l'éolien et le solaire, moins chers, ne suffisent pas à satisfaire la demande, les centrales à gaz sont sollicitées et leur coût peut peser sur le prix marginal. La relation n'est pas proportionnelle, mais un gaz cher pourrait devenir un facteur électrique plus important en hiver pour les entreprises achetant les deux énergies.