Ces dernières années, le marché européen du gaz a profondément évolué en raison de la pandémie et de la guerre en Ukraine. Les marchés spot se sont certes détendus – le prix THE se situe actuellement entre 35 et 40 euros/MWh (au 18 juillet) –, mais ce calme pourrait être trompeur. Les niveaux de stockage de gaz s'élèvent en France à 68,641 TP3T sur 125,71 TWh, en Italie à 73,531 TP3T sur 202,52 TWh et en Allemagne à 53,211 TP3T sur 247,36 TWh.
Nous observons chaque jour comment les mécanismes du marché et le contexte politique s'influencent mutuellement. Une question centrale se pose alors : les gros consommateurs devraient-ils actuellement constituer des stocks de gaz, et quelle est l'incidence des niveaux des stocks de gaz sur la sécurité d'approvisionnement ?
Le stockage de gaz, acteur du marché ou filet de sécurité ?
Lorsque les stockages de gaz agissent en tant qu'acteurs du marché, ils tirent profit de l'arbitrage, c'est-à-dire de l'achat de gaz à des prix avantageux et de sa revente à des prix plus élevés. Mais actuellement, ils ne remplissent guère ce rôle, car la réglementation en vigueur les oblige toujours à maintenir un niveau de remplissage minimum au titre de la sécurité d’approvisionnement, qui est indépendant du marché. Ce conflit d’objectifs apparaît particulièrement clairement lorsque l’on examine les exigences réglementaires : les exploitants doivent atteindre des niveaux de remplissage minimaux, bien qu’ils ne puissent pas acheter de gaz eux-mêmes, mais se contentent de mettre à disposition l’infrastructure. Les écarts de prix actuellement réalisables entraînent une très faible demande dans les appels d’offres de stockage en cours et, par conséquent, les stockages ne sont pas remplis.
Un calme trompeur sur le marché au comptant
Bien que les livraisons par gazoduc en provenance de Russie soient interrompues, le GNL russe continue néanmoins d’affluer vers l’Europe, à hauteur d’environ 15 à 20 %. Parallèlement, le GNL américain fait son entrée sur le marché. Mais que se passera-t-il si l’UE interdit totalement le GNL russe ? Ou si la demande en Asie s’accélère ? Même des tensions géopolitiques mineures, comme récemment la crise iranienne, ont fait grimper les prix à court terme à 42 €/MWh. La part plus importante du GNL rend en outre les prix plus volatils.
L'industrie en mutation
Dans ce contexte tendu, l'industrie tente de contribuer à la transition énergétique en remplaçant structurellement le gaz naturel par l'électricité. Mais cela est plus facile à dire qu'à faire. Les capacités de raccordement au réseau et les obstacles réglementaires détermineront la réussite de cette transition. Dans le même temps, nous devons nous préparer à des périodes prolongées de prix extrêmes, par exemple en cas d’hiver long et de faibles niveaux de stockage. Le GNL met environ 14 jours à être physiquement disponible. En cas de crise d’approvisionnement, cela représente une éternité.
Conclusion : garder un œil sur février et mars
Les mois à venir seront décisifs. Ceux qui réfléchissent dès maintenant à leur stratégie d’approvisionnement peuvent se prémunir contre d’éventuels pics de prix. Par le passé, ces pics de prix se sont souvent produits vers la fin de l’hiver : dès que les faibles niveaux de remplissage des réservoirs coïncident avec une vague de froid tardive, tous les ingrédients sont réunis pour des prix extrêmes. Une chose est claire : nous devons résoudre le conflit d’objectifs entre le marché et la sécurité d’approvisionnement. Les réservoirs ne peuvent pas répondre à ces deux exigences simultanément. Il est temps d’engager un débat franc et de prendre des décisions claires.
