Le marché européen de l’énergie pourrait déjà s’inquiéter de l’hiver, compte tenu des faibles niveaux de stockage de gaz, des réserves hydroélectriques limitées et du coût et de l’incertitude croissants du GNL. L’Europe semble avoir réussi à remplacer ses anciennes dépendances par des dépendances plus récentes, mais plus onéreuses.

31 mai 2026 |

Auteur : Tibor Matus |

Catégories : Géopolitique , Économie mondiale

Le marché européen de l’énergie pourrait déjà s’inquiéter de l’hiver, compte tenu des faibles niveaux de stockage de gaz, des réserves hydroélectriques limitées et du coût et de l’incertitude croissants du GNL. L’Europe semble avoir réussi à remplacer ses anciennes dépendances par des dépendances plus récentes, mais plus onéreuses.

Les négociants européens en électricité ont commencé à intégrer les risques liés à l’hiver prochain avant même le début de la saison de chauffage. Selon Reuters , les contrats d’électricité européens pour l’hiver sont plus de 20 % plus chers que les contrats de référence pour 2027, un niveau jamais atteint depuis la crise énergétique de 2022. En Allemagne et en Italie, les deux principaux marchés européens de l’électricité les plus dépendants du gaz, les contrats de base pour l’hiver dépassent respectivement 110 et 120 euros/MWh. Ce signal est clair : certains acteurs du marché craignent que l’Europe n’affronte l’hiver prochain avec des réserves insuffisantes, un gaz trop cher et une production d’électricité alternative trop faible.

L’une des raisons de tout cela est le faible niveau des stocks de gaz.

Selon l’évaluation de Gas Infrastructure Europe d’avril, la capacité de stockage de l’UE s’élevait à 28 %, soit environ 314 TWh ou 29 milliards de mètres cubes, au 1er avril, un niveau nettement inférieur à celui des trois années précédentes. D’après les données de Reuters de fin mai, cette capacité n’atteignait encore que 38,2 %, soit environ 40 milliards de mètres cubes de gaz naturel. Bien que cela représente près de cinq fois la consommation annuelle de gaz de la Hongrie, la marge de sécurité reste faible à l’échelle européenne, comparée à l’objectif de 90 % fixé au 1er novembre. Par conséquent, outre la demande hivernale, le marché craint également que le stockage estival ne devienne onéreux et politiquement délicat.

Le gaz détermine toujours le prix de l’électricité

Le rôle du gaz sur le marché européen de l’électricité est particulièrement crucial en période de crise. En cas de faible production éolienne, de production hydroélectrique insuffisante ou de forte hausse de la demande, le système est souvent contraint de compenser ce manque par le recours aux centrales à gaz. Dans de telles situations, le coût élevé du gaz peut facilement faire grimper les prix de l’électricité. Selon une évaluation d’avril de l’ACER, l’Agence européenne de coopération des régulateurs de l’énergie, l’UE a gagné en flexibilité après la crise de 2022-2023, mais elle est beaucoup plus vulnérable aux fluctuations de prix et aux perturbations de l’approvisionnement sur le marché mondial du GNL. De plus, tous ces facteurs ont également des répercussions sur les coûts pour l’industrie et les particuliers.

La situation est encore aggravée par la faiblesse des réserves hydroélectriques.

D’après les données du LSEG (London Stock Exchange Group, fournisseur de données sur les marchés financiers et énergétiques) citées par Reuters, le bilan hydrique combiné de l’Europe continentale et des pays nordiques, c’est-à-dire le potentiel hydroélectrique disponible dans les réservoirs, la neige et les sols, a atteint son niveau le plus bas depuis dix ans. Cette situation est particulièrement préoccupante car, même lors de la crise énergétique de 2022, les contraintes liées à l’hydroélectricité ont accentué les tensions au sein du système européen. Ainsi, notre continent souffre non seulement d’une faiblesse des capacités de stockage de gaz, mais aussi de faibles réserves susceptibles d’amortir un choc sur les prix du gaz.

Hormuz est loin, et la facture européenne est proche.

Le marché européen de l’énergie s’inquiète de plus en plus des risques liés au GNL au Moyen-Orient. Selon l’ACER, la fermeture ou la perturbation du détroit d’Ormuz aurait un impact considérable sur le marché gazier, car environ un cinquième des exportations mondiales de GNL y transitent, et la demande asiatique a atteint un niveau record par rapport à l’Europe. De ce fait, notre continent éprouve de plus en plus de difficultés à obtenir des livraisons de GNL à court terme, alors même que ses capacités de stockage devraient être saturées.

C’est là que réside l’une des failles de la politique énergétique européenne. En effet, fuyant les risques liés au gazoduc russe, l’Europe s’est tournée massivement vers le GNL, s’exposant ainsi aux routes maritimes mondiales, à la demande asiatique, aux capacités d’exportation américaines et aux goulets d’étranglement du Moyen-Orient. Autrement dit, la dépendance s’est déplacée géographiquement, mais la vulnérabilité demeure ; elle est simplement plus coûteuse et plus difficile à anticiper.

Le GNL américain n’est pas gratuit non plus.

Le second piège réside dans la dépendance au GNL américain. Selon une étude de l’ Institut d’économie de l’énergie et d’analyse financière ( IEEFA ) publiée en mai, les importations européennes de GNL américain devraient plus que tripler entre 2021 et 2025, et les États-Unis pourraient représenter les deux tiers des importations de GNL du continent d’ici 2026. L’institut prévoit que d’ici 2028, la part américaine des importations de GNL de l’UE pourrait atteindre 80 %. Si cela peut être présenté comme une simple diversification réussie, il n’en demeure pas moins que cette situation engendre un nouveau risque de concentration.

Par ailleurs, les tensions réglementaires s’accentuent autour du GNL américain. Selon Reuters , les exportateurs de gaz américains demandent à Bruxelles de reporter l’application de la nouvelle réglementation européenne sur le méthane au gaz importé. Cette réglementation exigerait que le gaz entrant dans l’UE soit conforme à un système équivalent aux exigences européennes de mesure et de contrôle, ou qu’il respecte la norme industrielle volontaire OGMP 2.0 de niveau 5 à partir de 2027. D’après les acteurs américains du secteur, cette incertitude freine déjà la conclusion de contrats à long terme avec les acheteurs européens.

Dans le cas du GNL américain, la question n’est pas de savoir si le gaz peut être physiquement utilisé en Europe. Le problème réside dans sa vérifiabilité, car la réglementation européenne exigerait des importateurs qu’ils prouvent, à partir de 2027, que les émissions de méthane liées à la chaîne de production du gaz sont mesurées et contrôlées selon un système équivalent à celui de l’UE. Or, le GNL américain est souvent composé d’un mélange de gaz provenant de plusieurs gisements, producteurs et réseaux de gazoducs. Par conséquent, si Bruxelles souhaite des importations plus propres sur le papier, les négociants craignent que l’origine des molécules soit plus difficile à retracer que le transport du gaz jusqu’en Europe.

Les coûts industriels pourraient augmenter en Hongrie

Les facteurs les plus importants pour notre pays sont le prix de l’électricité industrielle, les coûts des industries manufacturières allemande et italienne, et la demande à l’exportation. Si le gaz reste cher, les secteurs énergivores de la production industrielle allemande pourraient subir de nouvelles pressions. Du point de vue hongrois, cela pourrait rapidement se traduire par une baisse des carnets de commandes, des décisions d’investissement et des perspectives de croissance dans les chaînes d’approvisionnement des secteurs de l’automobile, de l’électronique et de la construction mécanique.

La question n’est pas de savoir s’il y aura une crise énergétique comme celle de 2022, mais plutôt à quel prix l’Europe peut éviter qu’elle ne se reproduise. La Hongrie devrait donc surveiller le prix du gaz naturel liquéfié (GNL) en Thaïlande, les prix de l’électricité de base en Allemagne et en Italie, la capacité de stockage de l’UE, les tarifs de fret du GNL, la prime GNL Asie-Europe et les réserves hydroélectriques. Si tous ces éléments évoluent simultanément dans le mauvais sens, nous devrons faire face aux prochains prix de l’électricité d’hiver dès l’été.

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