Gaz : le TTF dépasse 100 €/MWh, plus haut depuis 2022 — une Europe à découvert pour l’hiver

Le gaz européen a franchi les 100 €/MWh fin octobre, un niveau inédit depuis presque quatre ans, avec des stocks au plus bas jamais relevé pour la saison. Un hiver « à découvert » qui met sous pression les offres indexées gaz dès aujourd’hui et les budgets 2027 dès janvier.

Contexte : que se passe-t-il ?

Le contrat de référence néerlandais TTF (Title Transfer Facility, la place de marché qui fixe le prix de référence du gaz en Europe) à échéance la plus proche a atteint 100 €/MWh le mercredi 28 octobre, selon Opéra Énergie. Le 30 octobre, les contrats à terme pour livraison en décembre cotaient 102,78 €/MWh, et le front mois s’échangeait autour de 104 €. Sur le mois, le benchmark gaz européen a progressé d’environ 36 %, et de plus de 250 % depuis le début de l’année. Dernier niveau comparable : décembre 2022, au cœur de la crise russe (139 €/MWh le 5 décembre 2022).

La cause première de cette flambée est documentée : d’après la plateforme AGSI, les stocks de l’UE étaient remplis à 74,93 % au 28 octobre, contre 82,91 % un an plus tôt — 848,8 TWh, le niveau le plus bas pour cette période depuis au moins 2011, avec un retard de 14,6 points sur la moyenne 2021-2025. Et la situation est très inégale : l’Allemagne, première capacité de stockage de l’Union, n’était qu’à 61,65 %, les Pays-Bas à 65,53 %, quand la France affichait 87,34 %.

Pourquoi ce retard de remplissage ? Le conflit avec l’Iran entrave la circulation des méthaniers dans le détroit d’Ormuz, seule route d’exportation du GNL qatari et émirati — un flux majeur du commerce mondial, majoritairement destiné à l’Asie. QatarEnergy a prolongé son état de force majeure fin août, au pire moment pour l’Europe, qui devait justement remplir ses stockages avant l’hiver. Résultat : acheteurs européens et asiatiques se disputent des cargaisons moins nombreuses, le GNL russe sera interdit sous contrats de long terme dès le début 2027, et quand le gaz livré l’été coûte presque autant que celui de l’hiver, les négociants n’ont plus intérêt à stocker. Le remplissage a donc été tardif et lent.

Décryptage : une Europe qui mise tout sur un hiver doux

Le constat des analystes est sans détour. « Nous sommes dans une situation où il nous faut en réalité un hiver plutôt doux pour passer sans dommage », résumait Peter Taylor, responsable stratégie matières premières chez Macquarie, fin octobre : l’Europe parie sur un hiver clément lié à El Niño, alors que ce phénomène a souvent coïncidé avec certains des épisodes de froid les plus rudes sur le continent. BlackRock, dans une note du 27 octobre, estimait qu’un hiver plus froid pourrait pousser des prix énergétiques déjà en hausse de 170 % sur l’année encore plus haut.

Deux mécanismes aggravent le risque. D’abord, la course aux molécules : en cas de froid, l’Europe se retrouverait en compétition directe avec l’Asie sur les cargaisons de GNL disponibles — un scénario à forte hausse potentielle selon les traders interrogés par CNBC. Ensuite, l’effet mécanique du stockage : plus un site se vide, plus la pression baisse et plus le soutirage ralentit, ce qui compliquerait l’absorption d’une vague de froid en fin d’hiver. L’IEEFA (Institute for Energy Economics and Financial Analysis) alertait dès le 9 octobre : combiné à la perte du GNL russe, le faible apport des stockages imposera une réduction de la demande hivernale, et un stockage très entamé au printemps imposerait un remplissage massif à l’été suivant — de quoi entretenir la tension sur les prix en 2027.

La France n’est pas à l’abri : la CRE a relevé de 6,6 % son prix repère gaz pour novembre, et le contrat français pour une livraison sur l’ensemble de 2027 a clôturé à 78,70 €/MWh — du jamais vu depuis fin 2022.

Impact concret pour votre entreprise

Premier impact, immédiat : les offres indexées gaz. Si votre contrat comporte une composante indexée sur le TTF ou sur un indice marché, votre coût énergie suit ces hausses au fil des révisions — avec un retard de quelques semaines à un trimestre selon les clauses. Le gaz valait 61,5 €/MWh en moyenne en août sur le marché français, près du double d’un an plus tôt : un site consommant 10 GWh/an voit ainsi sa composante énergie s’alourdir de plusieurs dizaines de milliers d’euros entre août et décembre, avant même tout effet de la météo.

Nos recommandations

Avec des stocks au plus bas et un hiver dont le scénario central reste incertain, la discipline d’achat s’impose : les fenêtres de fixation doivent être arbitrées, pas subies.

• Immédiat :passez en revue vos contrats gaz : date de prochaine révision, formule d’indexation (TTF, PEG, indice fournisseur), part indexée vs part fixe. Budgétez 2027 sur un TTF à 100 €/MWh, pas sur la moyenne d’août (~62 €).
• Sous 30 jours :arbitrez les fenêtres de fixation : sécurisez une première tranche des volumes 2027 (30 à 50 %) plutôt que d’attendre un retour vers 60-70 €/MWh dont rien ne garantit la survenue avant l’hiver. Priorisez les contrats arrivant à échéance au premier trimestre 2027, la période la plus tendue.
• Sous 90 jours :réévaluez votre couverture à chaque publication mensuelle (remplissage AGSI, estimations CRE) et activez les leviers de flexibilité : modulation de la consommation, effacement, bascule partielle vers d’autres énergies quand l’écart de coût le justifie. Prévoyez un plan de contingence en cas de vague de froid prolongée.