L’Europe ne manque pas de gaz aujourd’hui, mais elle se rapproche de l’hiver avec une marge de sécurité nettement plus faible. Au 10 août, les stocks européens n’étaient remplis qu’à 59,4%, soit 671 TWh, avec de fortes disparités: 77,7% en Italie, 60,9% en France, 62,2% en Autriche, mais seulement 48,6% en Allemagne. Cette situation est d’autant plus importante que les stocks peuvent fournir entre un cinquième et un tiers de l’approvisionnement net européen durant un hiver normal. L’Europe a donc encore du temps pour remplir ses réservoirs avant novembre, mais elle n’a plus beaucoup de marge d’erreur.

Le souvenir de 2022 reste évidemment dans toutes les têtes. Au début de la guerre en Ukraine, la Russie représentait encore environ 40% des importations européennes de gaz et l’effondrement progressif des livraisons avait fait exploser le TTF au-delà de 300 euros/MWh, contre environ 20 euros avant la crise. L’Europe avait finalement évité le pire grâce à une réduction de sa consommation, au développement accéléré des renouvelables et surtout au remplacement du gaz russe par du GNL américain, qatari et d’autres approvisionnements. Mais cette réussite a surtout déplacé le risque: l’Europe dépend moins des gazoducs russes et davantage d’un marché mondial du GNL livré par bateau.

C’est précisément ce qui rend 2026 différent. Les stocks européens sont actuellement 15 à 20 points inférieurs aux niveaux généralement observés à cette période ces dernières années, alors même que les tensions autour du détroit d’Ormuz compliquent l’équation énergétique. Le gaz est désormais un véritable marché d’enchères mondial: pour attirer une cargaison, l’Europe doit offrir davantage que la Chine, le Japon ou la Corée du Sud. Le paradoxe est redoutable: si les prix européens sont trop faibles, les méthaniers peuvent partir vers l’Asie; s’ils deviennent trop élevés, l’Europe sécurise son approvisionnement mais recrée un choc énergétique pour les ménages et l’industrie.

Certaines projections pour l’hiver 2026-2027 évoquent un risque accru d’épisodes froids durant la seconde partie de la saison. Ce scénario reste évidemment très incertain.

Le TTF évolue ainsi autour de 50 à 60 euros/MWh, très loin des sommets de 2022 mais toujours largement au-dessus des niveaux d’avant-crise. Le prix européen ne dépend désormais plus seulement de la météo allemande ou de la consommation française: une vague de froid asiatique, une panne d’une installation américaine de liquéfaction ou une perturbation au Qatar peut immédiatement modifier l’équilibre européen. Le gaz russe était politiquement dangereux mais relativement prévisible; le GNL diversifie les fournisseurs, tout en exposant l’Europe à une chaîne logistique mondiale beaucoup plus volatile.

Et il existe une inconnue supplémentaire: la météo. Certaines projections pour l’hiver 2026-2027 évoquent un risque accru d’épisodes froids durant la seconde partie de la saison. Ce scénario reste évidemment très incertain, mais il devient beaucoup plus important lorsque les stocks de départ sont déjà faibles. Quelques semaines de froid intense en janvier ou février peuvent suffire à accélérer brutalement les retraits et provoquer une envolée des prix. Ce n’est donc pas nécessairement la température moyenne de l’hiver qui compte, mais l’arrivée éventuelle d’un épisode froid prolongé au mauvais moment.

L’équation ne dépend d’ailleurs pas uniquement du thermomètre. Un hiver froid accompagné de peu de vent, d’une faible production hydroélectrique ou d’une disponibilité insuffisante du nucléaire français pourrait fortement accroître la consommation de gaz pour produire de l’électricité. À l’inverse, une bonne production nucléaire et renouvelable permettrait de préserver les stocks. Le scénario central n’est donc probablement pas celui d’une pénurie physique, mais plutôt celui d’une volatilité énergétique beaucoup plus importante, capable de peser sur l’industrie et de raviver les tensions inflationnistes.

Pour l’investisseur, le sujet ne doit donc pas être traité comme un simple pari sur la hausse du TTF. Les producteurs de GNL, opérateurs de terminaux, transporteurs, infrastructures de stockage et réseaux énergétiques retrouvent une valeur stratégique, tandis que les utilities disposant d’une production nucléaire ou renouvelable importante sont mieux protégées contre un choc. À l’inverse, la chimie, les engrais, l’acier, le papier ou les matériaux de construction resteraient parmi les premières victimes d’une hausse prolongée du gaz.

L’Europe ne revit donc pas encore l’hiver 2022, mais elle aborde l’hiver 2026 avec des réserves plus faibles et une dépendance énergétique devenue mondiale, maritime et financière. Le véritable indicateur à surveiller au cours des prochaines semaines ne sera pas uniquement le prix du TTF, mais surtout la vitesse à laquelle les stocks européens se rempliront avant l’arrivée du froid. Et si cette vitesse reste insuffisante, quelques degrés de moins cet hiver pourraient rapidement valoir beaucoup de milliards de plus sur les marchés de l’énergie.