Le stockage de gaz en Allemagne à son plus bas niveau depuis 15 ans : pourquoi le marché ne remplira pas le tampon européen pour l'hiver 2026

Les chiffres publiés mardi par INES, l'association représentant les opérateurs allemands de stockage de gaz et d'hydrogène, montrent à quel point l'économie du stockage de gaz s'est dégradée. Le modèle économique habituel est simple : acheter du gaz lorsqu'il est bon marché, le stocker sous terre et le vendre lorsque la demande hivernale fait monter les prix. Cet été, ce calcul a cessé de fonctionner.

Les écarts de contrats à terme sur un mois à l'European Energy Exchange étaient d'environ -0,01 €/MWh. Le stockage lui-même supporte des coûts opérationnels variables d'environ 3,13 €/MWh, avant les frais de raccordement au réseau et les frais de conversion. Pour un négociant commercial, stocker du gaz implique donc une perte d'environ 3,14 € pour chaque mégawattheure mis en stock.

Les entreprises privées ont peu d'incitations à absorber cette perte uniquement pour rendre le système énergétique global plus sûr.

C'est le problème central auquel Berlin est désormais confronté : l'Allemagne a traité le stockage comme une activité de marché tout en s'appuyant de plus en plus sur lui comme infrastructure critique.

Quand le marché n'a aucune raison de se préparer à l'hiver

Le déficit n'est pas apparu parce que l'Allemagne manquait physiquement de capacité à injecter davantage de gaz. Il est apparu parce que les incitations commerciales nécessaires pour le faire ont disparu pendant l'été.

INES estime qu'atteindre même le maximum technique de 77 % d'ici le 1er novembre nécessiterait des injections de 1 TWh par jour. Ce rythme n'a pas été atteint une seule fois au cours des trois semaines précédant l'évaluation de l'association. Si le rythme d'injection actuel se poursuit pendant l'automne, le stockage n'atteindrait qu'environ 63 % d'ici le 1er novembre.

Cela laisse un écart inconfortable entre ce que l'infrastructure peut techniquement accueillir et ce que les acteurs du marché sont prêts à payer.

INES demande donc au gouvernement de modifier l'économie du secteur. Ses propositions incluent la suppression temporaire des frais d'entrée et de sortie du réseau dans les installations de stockage et la suppression de la surtaxe de conversion, réduisant les coûts d'environ 1,16 €/MWh. L'association souhaite également des prêts subventionnés via KfW pour réduire le coût de financement du gaz stocké et des enchères plus rapides d'options à long terme conçues pour encourager les injections.

Ce ne sont pas des interventions de marché conventionnelles visant à corriger une distorsion temporaire. Elles reviennent à ce que l'État prenne en charge une partie du risque financier que les négociants privés n'ont actuellement aucune raison commerciale d'accepter.

Berlin a jusqu'à présent résisté à aller plus loin. Le ministère fédéral de l'Économie a déclaré le 2 septembre qu'une pénurie physique de gaz n'était pas attendue sur la base des données actuelles, tout en reconnaissant que le système est considérablement plus tendu que l'hiver dernier. Le gouvernement discute de tampons de stockage plus élevés avec les entreprises énergétiques publiques, mais a évité de créer une réserve stratégique financée par l'État, en partie par crainte qu'un tel mécanisme ne fausse le marché.

Le dilemme devient de plus en plus difficile à éviter. Si le stockage de gaz est essentiel à la sécurité énergétique nationale, laisser son inventaire entièrement à un calcul commercial pourrait ne plus suffire.

Le danger n'est pas simplement de manquer de gaz

La caractéristique la plus grave de la situation actuelle est l'interaction entre la quantité de gaz souterrain et la capacité à l'extraire rapidement.

Dans un scénario de température normale, INES calcule qu'un stockage à 77 % au 1er novembre serait suffisant pour l'hiver, avec environ 38 % restant au 1er avril 2027.

Un hiver ressemblant aux conditions sévères de 2010 produit un résultat radicalement différent. Les réserves seraient épuisées fin janvier ou début février. Plus important encore, le système pourrait commencer à subir des contraintes physiques avant que les cavernes ne soient complètement vides.

À mesure que les niveaux de stockage baissent, la pression à l'intérieur des installations souterraines diminue également. Cela réduit le débit maximal auquel le gaz peut être retiré, précisément au moment où la demande peut augmenter le plus fortement. Lors des journées de pointe de janvier, INES estime que le déficit d'approvisionnement résultant pourrait dépasser 25 %.

Cette distinction est importante. Un système gazier peut avoir du gaz restant sous terre et être néanmoins incapable d'en livrer suffisamment au réseau au rythme requis.

Pour l'industrie allemande, cela transformerait un problème de prix de l'énergie en un problème opérationnel.

Les consommateurs résidentiels, les hôpitaux et autres infrastructures sociales bénéficient d'une priorité dans le cadre des mesures d'urgence. L'industrie à forte intensité énergétique supporte donc une grande partie de l'exposition immédiate à une grave contrainte d'approvisionnement. Les produits chimiques sont particulièrement vulnérables car le gaz est utilisé non seulement pour la chaleur mais aussi comme matière première. La sidérurgie, y compris la production de fer à réduction directe et les opérations de laminage à chaud, dispose d'une flexibilité limitée à court terme. Les producteurs de verre, de céramique et de matériaux de construction dépendent de processus continus à haute température qui ne peuvent pas être simplement interrompus sans risque de dommages aux équipements. Les centrales de cogénération au gaz contribuent également au chauffage urbain.

Un déficit quotidien d'approvisionnement de plus d'un quart ne signifierait donc pas simplement que les usines paient plus cher leur énergie. Cela pourrait forcer une réduction de la production industrielle précisément au moment où les processus de production sont les moins capables de s'adapter.

Le problème de l'Allemagne est désormais lié au marché mondial du gaz

Dans le cadre du modèle énergétique européen post-2022, les conséquences s'étendent bien au-delà des sites de stockage allemands.

L'Europe a remplacé une grande partie de sa charge de base de gazoducs russes par du GNL et un système d'approvisionnement davantage axé sur le marché. Cela a donné aux acheteurs un accès à un bassin plus large de gaz mondial, mais a également lié plus étroitement la sécurité énergétique européenne à des développements extérieurs au continent.

Le blocus du détroit d'Ormuz pendant la guerre en Iran a exposé cette dépendance. Les exportations de GNL du Qatar ont été gravement perturbées, tandis que le goulet d'étranglement affecte également les flux de gaz pertinents pour les importateurs asiatiques. Les indices de référence du GNL au comptant en Asie ont dépassé 18 $/MMBtu, après avoir atteint 25 $/MMBtu en mars, tandis que les contrats indexés sur le pétrole ont également été poussés à la hausse par une augmentation de plus de 50 % des prix du Brent.

L'Allemagne ne peut pas compenser un stockage insuffisant en décidant simplement d'acheter plus de GNL lorsque l'hiver arrive. Si l'offre mondiale est déjà contrainte, la demande européenne supplémentaire entre en concurrence directe avec les acheteurs asiatiques pour les cargaisons disponibles.

Cela crée une boucle de rétroaction. Un faible stockage allemand augmente le besoin d'achats hivernaux. Les perturbations géopolitiques limitent l'offre disponible. Les acheteurs européens doivent alors concurrencer plus agressivement sur le marché au comptant, exerçant une pression à la hausse sur les prix internationaux.

Les effets ne s'arrêtent pas aux frontières de l'Europe. Les importateurs sensibles aux prix dans les économies asiatiques émergentes peuvent être contraints de réduire leur production industrielle, de diminuer leur production d'engrais ou d'augmenter les subventions budgétaires lorsque les prix du GNL augmentent fortement. La même cargaison qui améliore la sécurité hivernale de l'Europe peut donc rendre la sécurité énergétique plus difficile ailleurs.

Pour les exportateurs de GNL, c'est un changement favorable du rapport de force. Les fournisseurs disposant de cargaisons flexibles peuvent extraire une plus grande valeur des marchés en concurrence pour des volumes rares, tandis que d'autres fournisseurs par gazoduc comme la Norvège et l'Algérie gagnent en influence alors que les acheteurs européens cherchent à maximiser chaque source disponible.

L'Allemagne, en revanche, découvre que la flexibilité du côté de l'offre n'élimine pas le besoin de stocks physiques.

Le coût politique d'un filet de sécurité commercial

La question plus profonde est de savoir ce que les gouvernements européens considèrent désormais comme une infrastructure énergétique.

Les installations de stockage ont été largement traitées comme des actifs commerciaux parce que leurs propriétaires et utilisateurs pouvaient arbitrer les différences de prix saisonnières. Mais la fonction de ces installations change lorsque les conséquences d'un inventaire inadéquat s'étendent aux ménages, à la production d'électricité et à la production industrielle.

On ne peut pas s'attendre à ce que le marché résolve automatiquement cette contradiction. Si la courbe à terme ne compense pas les négociants pour le coût du stockage du gaz, le comportement commercial restera rationnel même lorsque le résultat collectif est stratégiquement dangereux.

C'est pourquoi des propositions telles que des exonérations de frais, un financement subventionné par KfW et des incitations au stockage soutenues par l'État deviennent plus que des correctifs techniques. Elles indiquent une répartition différente des responsabilités : les entreprises privées continuent d'exploiter l'infrastructure, mais l'État absorbe de plus en plus le coût de la garantie qu'elle contienne suffisamment de gaz lorsque les marchés eux-mêmes ne récompensent pas la préparation.

La création d'une réserve stratégique permanente irait plus loin, et Berlin reste méfiant à l'égard de cette option en raison de son potentiel à fausser la concurrence. Cependant, éviter une intervention directe ne fait pas disparaître le risque sous-jacent. Cela laisse le système dépendre de la question de savoir si les conditions commerciales s'alignent par hasard sur les exigences physiques de la sécurité hivernale.

Les chiffres de cette année montrent ce qui se passe lorsque ce n'est pas le cas.

La possibilité inconfortable pour les décideurs européens est que le stockage de gaz ne peut plus être géré uniquement comme un problème d'inventaire. Une fois que les perturbations géopolitiques peuvent simultanément réduire l'offre de GNL, augmenter les prix mondiaux et supprimer l'incitation commerciale à reconstituer les stocks, la frontière entre un actif de négociation privé et une réserve de sécurité nationale devient de plus en plus difficile à maintenir.