Les réserves de l’Union européenne sont moins remplies qu’elles ne l’ont jamais été depuis le début des relevés en 2011, le gaz coûte deux fois plus cher que l’an dernier, et la sortie la plus courte du piège passe de nouveau par le Kremlin.
Le lundi 14 septembre 2026, le contrat à terme d’octobre sur le pôle néerlandais TTF a franchi pour la première fois depuis près de quatre ans le seuil de 1 000 dollars pour mille mètres cubes, soit environ 84 euros par mégawattheure. Le gaz européen n’avait été plus cher qu’en décembre 2022, lorsque le continent achevait son premier automne de guerre gazière avec Moscou. A l’époque, la crise avait un visage. Aujourd’hui, elle n’en a plus. La Russie fournit environ 12 % des importations de gaz de l’Union européenne, contre près de 45 % à la veille de l’invasion de l’Ukraine ; Nord Stream repose au fond de la Baltique, ses conduites éventrées, et les vingt-sept Etats membres se sont juridiquement engagés à renoncer définitivement au gaz russe à l’automne 2027. L’Europe a gagné la guerre du gaz contre le Kremlin. Quatre ans après cette victoire, elle entre dans la saison de chauffage avec les stocks les plus faibles depuis quinze ans.
Le levier de pression a changé de place. Il ne se trouve plus à Moscou. Il flotte désormais dans un détroit large d’environ 33 kilomètres entre l’Iran et Oman, par lequel transitaient chaque jour, avant la guerre, entre 130 et 140 navires et d’où l’Europe ne recevait pratiquement pas de gaz. C’est ce détroit, et non plus une vanne à la frontière russe, qui déterminera combien un groupe chimique allemand, une famille italienne de Lombardie ou un opérateur municipal polonais de chauffage devront payer pour se chauffer en janvier 2027.
Un record dont Bruxelles ne se vante pas
Les chiffres sont publiés par Gas Infrastructure Europe, l’association des opérateurs européens d’infrastructures gazières, et il est difficile de les contester : les données proviennent directement des propriétaires des sites de stockage. Au 28 septembre, les stockages souterrains de l’Union européenne étaient remplis à 71,16 %. La moyenne quinquennale à cette date est supérieure de 15,6 points de pourcentage, et le niveau de l’an dernier de 11 points. Pour une fin septembre, il s’agit du niveau le plus bas depuis le début des relevés. Les réservoirs contiennent environ 78 milliards de mètres cubes de gaz, soit 13 milliards de moins qu’un an auparavant et moins que lors de tout autre automne depuis 2013.
Les agences d’Etat russes, en recalculant la même base de données, obtiennent 71,5 % et 78,3 milliards de mètres cubes. Moscou a tout intérêt à brosser le tableau le plus sombre possible des difficultés européennes ; si ses calculs coïncident avec ceux de Bruxelles au dixième de point près, il n’y a tout simplement plus rien à noircir.
A titre de comparaison, au début d’octobre 2022, au plus fort de l’affrontement avec Gazprom, les stockages européens étaient remplis à près de 90 %. L’Union européenne achetait alors du gaz à n’importe quel prix et, fin août 2022, le TTF avait atteint le record de 340 euros par mégawattheure. Les sommes dépensées furent colossales, mais l’hiver fut abordé avec des réserves pleines. Cet automne, la situation est inversée : on a économisé l’argent et laissé les réserves se vider.
Les prévisions pour le 1er novembre, début officiel de la saison de chauffage, divergent peu. Les analystes américains des matières premières tablent sur 74 %. Des consultants britanniques prévoyaient déjà 76 % en juin, et depuis, l’optimisme du secteur n’a pas progressé. Deux points d’écart, mais une même direction. L’objectif que la Commission européenne a elle-même abaissé de 90 à 80 % est hors d’atteinte au rythme actuel des injections.
La fosse avait commencé à se creuser dès l’hiver. Le froid de 2025-2026 a retiré près de 60 milliards de mètres cubes des réserves et, au 1er avril, au début de la saison d’injection, elles n’étaient remplies qu’à 28 %, soit environ 31 milliards de mètres cubes, le niveau le plus bas depuis 2018. Deux facteurs sont ensuite venus s’ajouter, tous deux en provenance du Moyen-Orient.
L’épisode le plus révélateur s’est produit en septembre. Les entreprises européennes ont injecté 7,8 milliards de mètres cubes dans les stockages, soit 15 % de plus qu’un an auparavant, au rythme le plus rapide depuis quatre ans, et ce malgré les prix les plus élevés depuis la fin de 2022. Elles n’avaient pas voulu acheter bon marché en été. Elles ont dû acheter cher à l’automne.
Comment l’Europe paie pour du gaz qu’elle n’achetait pas
La chronologie tient en quelques dates. Le 28 février 2026, les Etats-Unis et Israël ont lancé une guerre contre l’Iran. Le 4 mars, QatarEnergy a suspendu la production de gaz naturel liquéfié et déclaré un cas de force majeure, c’est-à-dire le droit de ne pas exécuter ses contrats en raison de circonstances insurmontables. Le 18 mars, Israël a frappé les installations de traitement du gaz de South Pars, champ qui représente environ 70 % de la production gazière iranienne. Téhéran a riposté en visant Ras Laffan, au Qatar, le plus grand complexe mondial de liquéfaction de gaz. Saad Sherida al-Kaabi, ministre qatari de l’Energie et directeur de QatarEnergy, a par la suite estimé à 17 % la perte de capacité d’exportation du pays.
Le Qatar représente environ un cinquième du commerce mondial de gaz naturel liquéfié, et 93 % de ses exportations transitent par le détroit d’Ormuz. Depuis avril, la flotte américaine bloque les ports iraniens ; en réponse, l’Iran maintient le détroit sous la menace de ses armes. A la mi-juin, avec la médiation du Pakistan, les parties ont signé un mémorandum prévoyant un cessez-le-feu de soixante jours et une réouverture progressive d’Ormuz, et le 18 juin, les méthaniers qataris ont, pour la première fois depuis des mois, commencé à quitter le Golfe. Le répit fut bref. En juillet, le méthanier qatari Al Rekayyat a été attaqué dans le détroit, Doha a accusé l’Iran, puis au début d’août deux autres méthaniers ont été frappés, presque au même moment qu’une attaque de drone contre le port égyptien de Damiette. En six mois de guerre, les exportations qataries de gaz naturel liquéfié ont chuté jusqu’à 96 %, et les pertes de recettes de Doha auraient dépassé, selon les estimations disponibles, 24 milliards de dollars.
Avec le pétrole, les Etats du Golfe ont appris à contourner les difficultés. Les pétroliers traversent le détroit par courtes poussées, souvent transpondeurs éteints, puis transfèrent leur brut sur d’autres navires à l’extérieur. Cette manœuvre ne fonctionne pas avec le gaz. Le méthane refroidi à moins 162 degrés ne se transborde pas en haute mer avec la même facilité qu’un chargement de pétrole. C’est pourquoi le gaz naturel liquéfié qatari s’est retrouvé plus solidement bloqué que n’importe quelle autre ressource énergétique de la région.
L’Europe achetait directement peu de gaz au Qatar : l’essentiel de ses importations de gaz naturel liquéfié est depuis longtemps assuré par les Etats-Unis. Il existe toutefois des exceptions, et elles sont douloureuses. Fin juillet, l’italien Edison n’avait pas reçu 24 méthaniers qataris, soit environ 3 milliards de mètres cubes de gaz, et a annoncé en septembre que le cas de force majeure était prolongé jusqu’au début novembre, soit pratiquement sept mois. Le Pakistan et le Bangladesh ont été informés de l’annulation des livraisons jusqu’à fin novembre ; des acheteurs indiens et sud-coréens ont également été concernés.
Le mécanisme qui frappe l’Europe est simple et impitoyable. Les acheteurs asiatiques privés de gaz qatari se sont tournés vers le marché au comptant de l’Atlantique et ont commencé à surenchérir sur les offres européennes pour les mêmes cargaisons américaines. Le marché mondial du gaz naturel liquéfié est depuis longtemps devenu un bassin unique, avec un prix déterminé par l’acheteur le plus désespéré. Les Européens ont payé pour une guerre dans laquelle leur gaz n’était pratiquement pas impliqué.
La diplomatie n’offre pour l’instant aucune raison d’être optimiste. Fin septembre, en marge de l’Assemblée générale des Nations unies à New York, Téhéran a proposé un nouveau cessez-le-feu de soixante jours et une ouverture progressive du détroit en échange de la levée du blocus naval américain des ports iraniens. Aucun accord n’a été annoncé. Parallèlement, l’Iran et Oman discutent des règles de navigation, mais Téhéran les lie à des négociations beaucoup plus vastes sur les sanctions et les avoirs gelés. L’Iran n’a plus besoin de fermer Ormuz pour en disposer : il lui suffit de décider quel navire passera et lequel restera à quai.
La trêve qui a trompé les négociants
Paradoxalement, ce n’est pas la guerre, mais le répit de juin qui a causé le plus de dommages aux stockages européens. Le mémorandum a calmé le marché et le prix moyen du contrat à terme pour le mois suivant est tombé en juin à 44,94 euros par mégawattheure. Cela aurait dû être le moment idéal pour acheter. Les négociants ont raisonné autrement.
L’économie du stockage de gaz repose sur l’écart entre les prix d’été et d’hiver : une entreprise achète bon marché en juillet, injecte le gaz dans le sous-sol et le revend en janvier. Or, durant l’été 2026, les contrats d’hiver étaient à peine plus chers que ceux de l’été, rendant le stockage déficitaire. Dans le même temps, les prix sur les places européennes avaient suffisamment baissé pour que les exportateurs américains trouvent plus rentable d’envoyer leurs cargaisons en Asie. Le marché s’est comporté de manière parfaitement rationnelle. C’est le résultat qui s’est révélé irrationnel.
Bruxelles a plutôt encouragé ce mouvement. Dès mars, la Commission européenne avait recommandé aux Etats membres de remplir les stockages à 80 %, voire à 75 % au minimum en cas de difficulté, au lieu des 90 % habituels, afin de ne pas faire monter les prix par des achats frénétiques. La réforme du règlement sur le stockage du gaz, en vigueur depuis septembre 2025, permet déjà d’atteindre le seuil de 90 % à n’importe quel moment entre le 1er octobre et le 1er décembre et prévoit une marge de souplesse de dix points en cas de difficultés. En juin, un représentant de la Commission assurait que les réserves étaient environ 10 % inférieures aux moyennes d’avant-crise, mais que la demande de gaz dans l’Union européenne avait diminué d’environ 17 %, de sorte qu’il n’existait pas de menace immédiate. Fin septembre, le groupe de coordination pour le gaz créé par les Etats membres et la Commission a conclu que l’approvisionnement restait stable malgré le faible niveau des stocks. Formellement, c’est exact. Politiquement, c’est une formule commode qui permet d’éviter les décisions impopulaires jusqu’aux premières gelées.
L’Europe a pourtant déjà appris ce qu’il advient lorsque la constitution de réserves stratégiques est abandonnée au seul marché. En 2017, le britannique Centrica a annoncé la fermeture du site de stockage Rough, au large du Yorkshire, qui représentait environ 70 % des capacités de stockage de gaz du Royaume-Uni, parce que son maintien n’était plus commercialement rentable. Quelques mois plus tard, fin février 2018, un anticyclone arctique surnommé « la Bête de l’Est » s’est abattu sur le pays et, le 1er mars, l’opérateur du réseau gazier National Grid a publié un avertissement officiel concernant une pénurie de gaz ; les prix intrajournaliers ont alors été multipliés plusieurs fois. Un marché dépourvu de réserve obligatoire économise sur l’assurance jusqu’au jour précis où il en a besoin.
L’arithmétique du froid : 80 milliards contre 66
L’Europe se chauffe au gaz et l’utilise aussi pour produire de l’électricité. En hiver, la demande augmente donc brutalement, notamment lors des grands froids et pendant les périodes appelées Dunkelflaute, les « accalmies sombres », lorsque le ciel est couvert, qu’il n’y a pas de vent et que les panneaux solaires comme les éoliennes produisent presque rien. Dans ces moments-là, les centrales à gaz compensent les mégawatts manquants, et aucune importation ne peut augmenter en une seule journée aussi rapidement que les soutirages des stockages. L’Europe sait parfaitement ce que cela signifie : le 12 décembre 2024, au plus fort d’une nouvelle accalmie sombre, le prix de l’électricité pour livraison le lendemain en Allemagne s’est approché, à certaines heures, de 1 000 euros par mégawattheure.
D’où une arithmétique simple. Au 1er novembre, les stockages européens contiendront environ 80 milliards de mètres cubes. Durant les hivers doux de 2022-2023 et 2023-2024, l’Union européenne a puisé entre 40 et 45 milliards de mètres cubes dans ses réserves souterraines, ce qui aurait été largement suffisant. L’avant-dernier hiver, 66 milliards de mètres cubes ont été retirés ; l’hiver dernier, près de 60 milliards. Si ce dernier scénario venait seulement à se reproduire, les réservoirs seraient pratiquement vides à la fin mars.
Physiquement, l’Europe ne gèlera pas. Elle est riche, dispose d’un réseau dense d’interconnexions, de dizaines de terminaux de réception de gaz naturel liquéfié et de la capacité de surenchérir sur n’importe quel acheteur mondial. Bien avant que les indicateurs de certains pays n’approchent de zéro, un autre mécanisme entrera en jeu : les prix s’envoleront, rapidement, surtout si Ormuz ne rouvre pas complètement. Le principal risque de cet hiver ne s’appelle pas pénurie, mais facture.
Les capacités de stockage européennes, d’environ 110 milliards de mètres cubes en incluant le Royaume-Uni, servent depuis longtemps d’entrepôt virtuel à l’ensemble de la planète. En dehors des Etats-Unis et de la Chine, aucun pays ne dispose de capacités comparables susceptibles d’absorber sans explosion des prix un pic brutal de demande hivernale. Si l’entrepôt européen se vide, l’onde de choc se propagera à l’échelle mondiale, et ceux qui disposent de moins de moyens seront les premiers touchés.
Le printemps est encore plus dangereux. Si, en avril 2027, les stocks tombent à un niveau critique, l’Europe aura besoin, selon les analystes du secteur, d’environ 30 milliards de mètres cubes de gaz supplémentaires entre mai et novembre pour revenir à l’objectif de 90 %. Sur ce point, elle semble avoir de la chance : une grande vague de nouveau gaz naturel liquéfié arrive sur le marché. En avril 2026, le terminal texan Golden Pass a expédié sa première cargaison ; la deuxième phase doit entrer en service au second semestre, la troisième au premier semestre 2027 ; Plaquemines, en Louisiane, LNG Canada et le projet Greater Tortue Ahmeyim, au large du Sénégal et de la Mauritanie, augmentent également leur production. Le problème est que l’ensemble de la croissance de l’offre mondiale sur six mois représentera à peu près ces mêmes 30 milliards de mètres cubes. Si l’Europe les absorbe entièrement, la nouvelle vague ne fera pas chuter les prix ; elle ne fera que les maintenir sur un plateau élevé. Un deuxième été consécutif de gaz cher constituera pour l’industrie européenne une épreuve bien plus grave qu’un seul hiver difficile.
Cent milliards d’euros pour la guerre des autres
A en juger par ses déclarations publiques, le commissaire européen à l’Energie et au Logement, Dan Jorgensen, ne se fait aucune illusion. Dès le 21 avril, à Madrid, il avertissait : « Tant que nous importerons plus de 370 milliards d’euros de combustibles fossiles par an, nous resterons beaucoup trop vulnérables. » A l’approche de la réunion d’octobre des ministres européens de l’Energie, son jugement s’est durci : « L’hiver sera très difficile en Europe. Il ne reste qu’à espérer qu’il ne sera pas rigoureux. » Puis il a prononcé une phrase qui mériterait d’être affichée dans les bureaux de tous les régulateurs nationaux : « Mais l’espoir est une mauvaise stratégie. »
Le chiffre cité par Jorgensen est l’élément le plus préoccupant de son discours. Selon lui, depuis le début de la guerre contre l’Iran, les dépenses supplémentaires de l’Union européenne pour l’importation de combustibles fossiles ont dépassé 100 milliards d’euros, pour exactement la même quantité d’énergie. « La crise énergétique en Europe n’a jamais réellement pris fin », a reconnu le commissaire européen, ajoutant qu’il était hors de question de laisser le niveau actuel des prix devenir la nouvelle norme. L’Europe paie déjà son gaz environ trois fois plus cher que les Etats-Unis et plus cher que l’Asie. A environ 84 euros par mégawattheure, le gaz européen coûte à l’industrie plus de 28 dollars par million d’unités thermiques britanniques, tandis qu’un concurrent américain installé au Texas ou en Louisiane paie plusieurs fois moins cher le même combustible.
Bruxelles a déjà commencé à payer cette facture avec ses propres principes. Lors d’une réunion ministérielle à Dublin, Jorgensen a proposé de reporter d’un an l’entrée en vigueur de nouvelles règles européennes sur la réduction des émissions de méthane afin, selon ses mots, d’alléger la pression sur le marché. « Il ne fait aucun doute qu’un hiver difficile nous attend », a-t-il déclaré aux journalistes. La politique climatique, encore sacrée pour la Commission il y a peu, a pour la première fois ouvertement cédé le pas au prix du chauffage.
Le deuxième levier, celui de la réduction de la consommation, est politiquement toxique. Dans une lettre adressée aux ministres de l’Energie, Jorgensen a qualifié la situation de crise des prix provoquée par une crise de l’offre et invité les gouvernements à envisager des mesures visant à réduire la demande de gaz et d’électricité. L’appel arrive avec plusieurs mois de retard. Les responsables politiques européens parlent volontiers de sécurité d’approvisionnement mais évitent d’évoquer les économies, parce qu’elles se paient dans les sondages. En 2022, l’histoire avait suivi le même scénario : les décisions n’avaient été prises qu’une fois les prix déjà au sommet.
Qui gagne ? D’abord les exportateurs américains de gaz naturel liquéfié, pour lesquels l’écart entre le prix de la matière première sur leur marché national et le revenu obtenu à Rotterdam est devenu une véritable mine d’or. La Norvège, deuxième fournisseur essentiel de l’Union européenne, produit à la limite de ses capacités et engrange des surprofits qui alimentent le plus grand fonds souverain du monde. Les négociants capables de rediriger les méthaniers entre l’Atlantique et le Pacifique y gagnent également. Et, aussi paradoxal que cela puisse paraître, Gazprom aussi, comme on le verra plus loin.
Les perdants sont plus nombreux. L’industrie européenne à forte intensité énergétique, de la chimie à la sidérurgie, perd en compétitivité pour la troisième année consécutive. Les ménages subiront la hausse des factures avec quelques mois de retard, lorsque les tarifs réglementés rattraperont les cours de marché. Le choc le plus cruel frappera les importateurs pauvres d’Asie du Sud. En 2022, le Pakistan et le Bangladesh avaient été les premiers à subir des coupures tournantes d’électricité lorsque la riche Europe surenchérissait sur leurs offres sur le marché au comptant. Aujourd’hui, ils perdent à la fois le gaz qatari acheté sous contrats de long terme et la possibilité de se procurer un substitut.
Le gazoduc texan à la place du sibérien
L’Europe a payé son affranchissement de la dépendance russe par une nouvelle dépendance dont Bruxelles préfère peu parler. La part des Etats-Unis dans les importations européennes de gaz naturel liquéfié se situe, selon les méthodes de calcul, entre 57 et 63 %, et tend vers les deux tiers en 2026. En juillet 2025, lors de la conclusion d’un accord commercial avec l’administration de Donald Trump à Turnberry, en Ecosse, l’Union européenne s’est engagée à acheter pour 750 milliards de dollars de produits énergétiques américains sur trois ans. A l’époque, cela ressemblait à une concession politique destinée à obtenir une baisse des droits de douane. Aujourd’hui, cela ressemble au seul véritable gisement de gaz disponible.
Le gaz américain est plus fiable que le gaz russe, puisque Washington n’a pour l’instant jamais coupé l’approvisionnement de l’Europe. Son défaut est ailleurs : il est vendu au prix du marché, et en temps de guerre, le prix du marché est celui que l’acheteur le plus inquiet de Tokyo, Séoul ou Shanghai est prêt à payer. La dépendance à Moscou était politique. La dépendance européenne au gaz naturel liquéfié passe par le prix, et lorsque Ormuz est fermé, la différence entre ces deux formes de dépendance s’amenuise.
Cette histoire contient une ironie difficile à inventer. Golden Pass, le nouveau terminal texan qui a expédié sa première cargaison le 22 avril 2026, appartient à 70 % à QatarEnergy et seulement à 30 % à ExxonMobil. Pendant que Ras Laffan reste immobilisé avec des lignes endommagées, le capital qatari vend du gaz à l’Europe depuis les rives du golfe du Mexique. Doha a appris à gagner de l’argent avec sa propre force majeure.
Le corridor caspien, dont on ne se souvient qu’en dernier recours
Dans les débats européens sur la sécurité énergétique hivernale, on évoque à peine un itinéraire qui, depuis cinq ans, n’a pourtant jamais fait défaut à l’Europe. Le Corridor gazier sud, long d’environ 3 500 kilomètres, relie le plateau continental azerbaidjanais de la Caspienne au sud de l’Italie en passant par la Géorgie et la Turquie. Son tronçon européen, le gazoduc transadriatique, fonctionne depuis le 31 décembre 2020. Selon les données du ministère azerbaidjanais de l’Energie au 1er octobre 2026, 61,4 milliards de mètres cubes de gaz ont été livrés à l’Europe par ce gazoduc, dont 6 milliards à la Grèce. En 2025, l’Azerbaidjan a expédié 12,8 milliards de mètres cubes à ses acheteurs européens.
Cet itinéraire ne dépend pas d’Ormuz, ne traverse pas la ligne de front en Ukraine et n’est pas soumis aux sanctions. En 2022, lorsque Gazprom fermait successivement ses gazoducs vers l’Europe, le gaz azerbaidjanais a continué de circuler sans interruption. Quatre ans plus tard, alors que les méthaniers qataris sont bloqués dans le Golfe, il continue de circuler avec la même régularité. Le président de l’Azerbaidjan, Ilham Aliyev, en a fait une stratégie cohérente : aujourd’hui, seize pays achètent du gaz azerbaidjanais, dont treize pays européens. Depuis janvier 2026, les livraisons transitant par l’Italie ont commencé à atteindre l’Allemagne et l’Autriche, tandis qu’un contrat de dix ans a été conclu avec l’entreprise publique allemande SEFE, avec une augmentation progressive des volumes jusqu’à 15 térawattheures, soit environ 1,5 milliard de mètres cubes par an. Après l’achèvement des travaux à la station de compression de Kipi, en Grèce, le gazoduc transadriatique a obtenu, à partir du 1er janvier 2026, 1,2 milliard de mètres cubes supplémentaires de capacité annuelle à long terme.
L’honnêteté impose toutefois de reconnaître les limites. La Caspienne ne remplacera pas le Qatar cet hiver, et personne à Bakou ne le prétend. Le mémorandum signé en juillet 2022 par l’Azerbaidjan et la Commission européenne prévoit de doubler les livraisons vers l’Union européenne pour atteindre 20 milliards de mètres cubes d’ici 2027, et en décembre 2023, à Nis, en Serbie, le président de l’Azerbaidjan, Ilham Aliyev, a confirmé que Bakou respecterait cet engagement. Pourtant, lors du test de marché du gazoduc transadriatique, les acheteurs européens n’ont réservé que 1,2 milliard de mètres cubes supplémentaires, alors qu’il en faudrait environ 10 milliards pour doubler les volumes. Quant au projet de compression du gisement de Shah Deniz, d’un coût de 2,9 milliards de dollars et destiné à soutenir la production, SOCAR et BP ne commenceront sa construction qu’au troisième trimestre 2026.
Le goulet d’étranglement ne se trouve pas à Bakou. Dès novembre 2019, la Banque européenne d’investissement avait décidé de mettre fin, à compter de la fin 2021, au financement des projets liés aux combustibles fossiles, et l’extension des infrastructures gazières était ainsi devenue presque indécente aux yeux des bailleurs européens. Pendant des années, l’Europe a exigé davantage de gaz de l’Azerbaidjan tout en refusant d’investir dans les conduites capables de l’acheminer. Aujourd’hui, alors que chaque milliard de mètres cubes supplémentaire oblige à surenchérir face aux concurrents asiatiques, cette réticence paraît particulièrement coûteuse.
La tentation du Kremlin : pourquoi le salut venu de l’Est coûtera plus cher que le gaz
Plus les prix augmentent, plus les voix qui proposent en Europe de reconsidérer, ou au moins de différer, la rupture avec le gaz russe se font entendre. Les partis d’extrême droite de plusieurs Etats membres militent ouvertement pour la reprise des livraisons et, sur fond de stockages vides, leur argument selon lequel l’Europe se prive d’un « gaz bon marché par excès de principes inutiles » trouve un public. Juridiquement, toutefois, il est trop tard.
Le règlement REPowerEU sur le gaz, référencé UE/2026/261, a été publié au Journal officiel de l’Union européenne le 2 février et est entré en vigueur le 3 février 2026. Les contrats à court terme portant sur du gaz naturel liquéfié russe sont interdits depuis le 25 avril 2026, et les contrats à court terme portant sur du gazoduc russe depuis le 17 juin. A compter du 1er janvier 2027, l’interdiction s’étendra aux contrats à long terme de gaz naturel liquéfié, fermant ainsi le marché européen à Yamal LNG, exploité par Novatek. Le gaz russe acheminé par gazoduc dans le cadre de contrats à long terme sera interdit à partir du 30 septembre 2027, mais un pays dont les stockages seraient insuffisamment remplis pourra repousser cette échéance jusqu’à fin octobre 2027. Le Conseil de l’Union européenne a définitivement approuvé le texte le 26 janvier ; la Hongrie et la Slovaquie ont voté contre et annoncé qu’elles le contesteraient devant la Cour de justice de l’Union européenne. Le ministre hongrois des Affaires étrangères, Peter Szijjarto, a annoncé le même jour son intention d’introduire un recours ; son homologue slovaque, Juraj Blanar, l’a soutenu.
Le gaz russe n’a pourtant pas disparu. En 2025, Gazprom a livré environ 18 milliards de mètres cubes à l’Europe, l’intégralité de ce volume passant par TurkStream, seul itinéraire gazier encore opérationnel après la fin du transit ukrainien le 1er janvier 2025. A l’été 2026, les flux ont augmenté : selon les opérateurs européens, environ 1,74 milliard de mètres cubes ont transité en juillet par TurkStream, contre 1,26 milliard en juin, et la valeur du gaz russe acheminé par gazoduc a, pour la première fois, dépassé celle du gaz naturel liquéfié russe dans la structure des importations de l’Union européenne. Le gaz naturel liquéfié russe représente encore environ 14 % des importations européennes de ce type de combustible, et à compter du 1er janvier, il faudra remplacer cette part précisément au coeur de l’hiver.
Un retour aux volumes d’autrefois est physiquement impossible. Les deux conduites du premier Nord Stream et une conduite de Nord Stream 2 ont été détruites par les explosions du 26 septembre 2022. Yamal-Europe est à l’arrêt depuis 2022. Le transit ukrainien est fermé. La seule conduite intacte de Nord Stream 2 nécessiterait une certification allemande, une levée des sanctions et le suicide politique de tout gouvernement berlinois qui accepterait une telle décision. Même avec une volonté politique à Bruxelles et à Moscou, le gaz ne recommencera pas à couler d’un simple coup de baguette magique.
La question principale ne concerne même pas les conduites. Vladimir Poutine voudra-t-il sauver l’Europe ? En 2022, il avait assorti les livraisons de ses propres conditions : par décret du 31 mars, il avait exigé un paiement en roubles, après quoi la Pologne, la Bulgarie, la Finlande et plusieurs autres acheteurs avaient été privés de gaz russe. Nord Stream avait été arrêté fin août 2022 sous prétexte de réparation d’une turbine. Aujourd’hui, le Kremlin se comporte comme un marchand qui connaît parfaitement le prix de sa marchandise : en septembre, le président russe a publiquement prédit que le gaz en Europe pourrait atteindre 1 500 dollars pour mille mètres cubes. Ce n’est pas la prévision d’un analyste. Cela ressemble davantage à un tarif. La réponse la plus probable de Moscou à une demande européenne est facile à prévoir : soit un refus accompagné d’une jubilation ostentatoire, soit l’exigence de concessions sur le soutien à l’Ukraine. Pour l’Europe, la seconde option reviendrait à reconnaître que quatre années d’indépendance énergétique n’auront été qu’une location temporaire.
L’examen de janvier : quatre prévisions datées
Je me réserve le droit à des prévisions précises, qui pourront être vérifiées.
Premièrement. Au 1er novembre 2026, les stockages de l’Union européenne n’atteindront pas les 80 % recommandés par la Commission : le taux final se situera entre 73 et 75 %, et Bruxelles invoquera discrètement le mécanisme de flexibilité.
Deuxièmement. Si janvier 2027 connaît des températures au moins proches des moyennes saisonnières et si Ormuz ne rouvre pas complètement, le contrat à terme TTF à échéance la plus proche clôturera au moins une fois au-dessus de 100 euros par mégawattheure avant le 15 février 2027.
Troisièmement. Au 1er avril 2027, le niveau de remplissage des stockages européens tombera sous les 25 %, et durant l’été, l’Europe achètera du gaz à des prix supérieurs à 60 euros par mégawattheure, faisant de 2027 une deuxième année consécutive de cherté énergétique.
Quatrièmement. Aucun Etat membre de l’Union européenne n’annulera avant la fin de l’hiver l’interdiction du gaz naturel liquéfié russe qui entre en vigueur le 1er janvier, mais la Hongrie et la Slovaquie invoqueront le faible niveau des stocks pour réclamer le report de l’interdiction du gaz russe acheminé par gazoduc jusqu’à la dernière échéance autorisée, à la fin octobre 2027.
Je suis prêt à me tromper sur l’un de ces points si l’hiver est aussi doux qu’en 2023. Mais compter là-dessus reviendrait précisément à adopter cette mauvaise stratégie contre laquelle le commissaire européen met en garde.
Il y a quatre ans, l’Europe a décidé que sa principale vulnérabilité avait une adresse, Moscou, et elle a fermé cette adresse avec une détermination louable. Elle n’a pas vu que la sécurité énergétique n’a pas une adresse unique : elle dépend seulement d’une marge de sécurité suffisante ou insuffisante. En août, neuf méthaniers chargés de gaz naturel liquéfié qatari attendaient au large des quais de Ras Laffan l’autorisation de franchir le détroit. Le gaz naturel liquéfié stocké dans un méthanier s’évapore en permanence, faisant perdre chaque jour environ un dixième de pour cent de la cargaison. Pendant que les diplomates à New York négocient la durée d’une trêve, l’hiver européen s’évapore peu à peu dans le ciel au-dessus du golfe Persique.