Un quart de gaz stocké en moins. La marge d’erreur se réduit.

48,20 TWh de moins qu’un an auparavant

143,49 contre 191,69 TWh. Tels étaient les volumes de gaz utile stockés respectivement au 30.09.2026 et au 30.09.2025. Avec les valeurs non arrondies : (191,6921 − 143,4933) ÷ 191,6921 × 100 = 25,14 pour cent de gaz en moins. Le taux de remplissage est passé de 76,68 à 57,97 pour cent, soit une baisse de 18,71 points de pourcentage. GIE AGSI+, calcul OPTUM.

La demande n’a pas diminué dans le même temps. De janvier à août 2026, la consommation a atteint environ 552,6 TWh, contre 543,1 TWh sur la même période de l’année précédente : plus 1,76 pour cent. Les données de septembre ne sont pas encore complètes dans cette série. Bundesnetzagentur/THE, somme mensuelle calculée par nos soins.

Le 2 octobre, la Bundesnetzagentur juge l’approvisionnement stable, mais s’attend probablement à un niveau de stockage relativement bas en fin d’hiver. Notre conclusion : avec une réserve plus faible, les livraisons courantes doivent correspondre à la demande avec d’autant plus de fiabilité. Évaluation officielle de la situation.

Vérifiez vous-même les chiffres actuels du stockage : le suivi des stocks de gaz permet de comparer les stocks déclarés et leur évolution historique. Il est complété par les déclarations des installations et la comparaison européenne. Cet article utilise une date de référence fixe, le 30.09.2026. La consommation, la météo et les prix sont documentés par leurs sources primaires respectives.

La capacité déclarée n’a diminué que de 249,98 à 247,53 TWh. Cette perte importante de volume ne s’explique donc pas par une baisse comparable de la capacité de stockage déclarée. Par rapport à fin septembre 2024, les stocks contiennent même 97,70 TWh de moins.

Les 25,14 pour cent ne se rapportent ni à la capacité totale de stockage ni à la consommation annuelle. Pour le même jour gazier, l’UE déclare 71,50 pour cent et 809,1 TWh, avec un statut estimé. La comparaison européenne complète le bilan allemand ; une moyenne ne remplace pas l’examen des voies d’acheminement.

Un hiver antérieur avait consommé 72 TWh de plus

602,6 TWh pendant l’hiver 2025/26, 674,7 TWh pendant l’hiver 2020/21. Le niveau antérieur était supérieur d’environ 72,1 TWh, soit près de douze pour cent. Il s’agit d’une demande observée, pas d’une contrainte inventée. Cela ne prédit pas sa répétition. Bundesnetzagentur : série actuelle ; données historiques SLP et RLM.

Le froid touche une part importante de la consommation. Les ménages et petits professionnels représentaient 50,1 pour cent en janvier 2026, et 46,5 pour cent, soit 280,2 TWh, sur l’hiver. Ce périmètre dépasse le seul chauffage des locaux. Environ 56 pour cent des logements sont chauffés au gaz, biométhane et gaz liquéfié inclus. Bundesnetzagentur ; BDEW 2024.

La consommation seule n’explique pas le soutirage des stocks. En 2024/25, la consommation totale était de 596,9 TWh, légèrement inférieure à celle de 2025/26. Pourtant, les stockages ont fourni 170,13 TWh nets, contre 137,51 TWh. Les importations courantes, les exportations et d’autres facteurs du bilan comptent également. Regarder uniquement la météo sous-estime cette dépendance.

Source : Bundesnetzagentur/THE. Somme calculée par nos soins : moyennes mensuelles publiées en GWh/jour × nombre réel de jours calendaires ÷ 1.000. Valeurs approximatives en raison des données initiales arrondies. SLP est calculé à partir des données de réseau et peut être révisé ; RLM inclut également la production d’électricité au gaz. Celle-ci n’est pas ajoutée une seconde fois à la consommation totale.

La perspective annuelle contredit elle aussi une simple extrapolation : la consommation de gaz était d’environ 1.029 TWh en 2021, contre environ 864 TWh en 2025. Un niveau historique plus élevé ne peut pas être assimilé sans précaution aux besoins actuels : production, économies et techniques ont évolué. Il montre néanmoins pourquoi un scénario de consommation plus élevée doit être examiné.

Le froid peut rapidement accroître les besoins. En janvier 2026, la consommation totale était d’environ 136,0 TWh, soit dix pour cent de plus qu’en janvier 2025. Il est possible de mieux maîtriser le chauffage ; mais un bâtiment froid ne peut pas attendre pendant des mois une livraison moins chère. Nous n’attribuons pas toute la consommation supplémentaire à la seule météo.

Quatre hivers historiques exigeraient davantage de gaz

Nous appliquons les soutirages nets documentés au stock initial de 2026. Calcul : 143,4933 TWh moins les soutirages de l’époque, plus les injections de l’époque, d’octobre à mars dans chaque cas. Le tableau présente les résultats de ce bilan hivernal conditionnel.

Même le dernier hiver laisserait peu de marge. Le soutirage net de 2025/26 était de 137,51 TWh : 158,70 TWh soutirés moins 21,19 TWh injectés. Avec le stock initial actuel, il resterait 5,98 TWh fin mars, et temporairement seulement 2,40 TWh en reproduisant l’évolution de février. Un solde positif ne prouve pas que le débit journalier de livraison soit suffisant.

Un soutirage comparable à celui de 2024/25 dépasse le stock initial de 26,63 TWh. Ce volume supplémentaire n’est pas dans les stockages à la date de référence. Dans le modèle, il devrait être couvert à temps par des apports nets supérieurs ou une consommation moindre. Cela ne permet pas de savoir quels contrats de livraison existent déjà. Dès que le calcul passe sous zéro, un ajustement réel devient nécessaire.

2017/18 exigerait même 29,62 TWh de couverture supplémentaire jusqu’à fin mars ; 2016/17 et 2020/21 demanderaient également davantage que le stock disponible. Avec le soutirage plus faible de 2023/24, il resterait en revanche 66,25 TWh. Les évolutions historiques montrent une amplitude, pas des probabilités de réalisation.

Calcul effectué par nos soins à partir des déclarations quotidiennes de GIE. Net = soutirage brut moins injection. « Supplémentaires nécessaires » désigne le besoin de couverture après utilisation théorique intégrale du stock initial ; une réserve résiduelle souhaitée s’y ajouterait. 2016/17, 2017/18 et 2020/21 : séries historiques entièrement estimées. 2023/24 : 183 jours de référence au lieu de 182. Le point intermédiaire le plus bas peut être inférieur au solde final. Ce n’est pas un modèle de prévision du réseau ou des prix.

Le calcul non arrondi pour 2025/26 est : 143,4933 − 137,50965 = 5,98365 TWh, soit environ 2,4 pour cent de la capacité actuelle de gaz utile. Des injections ultérieures portent le solde final au-dessus du minimum intermédiaire. 2024/25 : 170,13 TWh de soutirage net. 2020/21 : 23,37 TWh de besoin supplémentaire en fin de saison, temporairement 25,82 TWh ; 2017/18, temporairement 29,72 TWh ; 2016/17, temporairement 28,42 TWh. Le solde final et le moment le plus critique sont donc présentés séparément.

Le soutirage net déclaré n’est pas la consommation totale de gaz en Allemagne : les livraisons courantes couvrent directement une grande partie des besoins. Les conditions de l’époque sont déjà intégrées au soutirage net historique. Les injections supplémentaires ne doivent donc pas être comptées une deuxième fois. Une amélioration de 10 TWh du bilan hivernal augmente de 10 TWh le solde calculé ; une demande accrue ou un apport net moindre le réduit d’autant.

Limite de l’analyse : pour les hivers 2025/26 et 2024/25, respectivement 29 et 22 déclarations quotidiennes sont estimées ; les séries 2016/17, 2017/18 et 2020/21 sont entièrement estimées dans les données disponibles et ont été révisées ultérieurement. Les variations de stock et les flux déclarés ne concordent pas exactement, en raison de révisions et de changements de capacité. Le calcul utilise donc les sommes des flux. Un solde saisonnier positif ne garantit pas une capacité quotidienne suffisante de soutirage ou de transport. Il ne permet pas de déduire une date précise de coupure.

La référence 2023/24 comprend son jour bissextile supplémentaire. Toute amélioration de 10 TWh du bilan augmente de 10 TWh le solde calculé. Une réserve résiduelle souhaitée s’ajoute au besoin supplémentaire présenté.

Un hiver doux ne garantit pas l’absence de froid

Même un hiver doux en moyenne peut comporter des semaines de froid critiques. Le DWD décrit 2017/18 comme un hiver doux, avec des températures glaciales fin février. Dans le modèle, son soutirage net demanderait temporairement 29,72 TWh de couverture supplémentaire. La météo n’en était pas la seule cause. DWD : hiver 2017/18.

L’Europe du Nord en 2023/24 offre un cas documenté d’erreur de prévision. La prévision saisonnière de l’ECMWF annonçait des anomalies chaudes dans la zone étudiée ; le froid a finalement dominé. Une étude spécialisée a relevé trois périodes sur 31 en Fennoscandie plus froides que toutes les simulations de l’ensemble : 9,7 pour cent de cet échantillon particulier. Ce n’est pas une probabilité d’erreur pour l’Allemagne. ECMWF ; Étude du FMI.

Nous ne retenons aucune probabilité non vérifiée pour l’hiver allemand 2026/27. À la date de clôture rédactionnelle du 3 octobre, nous n’avons pas pu vérifier intégralement une prévision numérique actuelle pour l’Allemagne ; la mise à jour régulière d’octobre de l’ECMWF ne paraît que le 5 octobre. Les probabilités météorologiques ne sont pas non plus des probabilités de déficit gazier. Un scénario de froid marqué doit donc rester dans la préparation.

Une erreur de prévision clairement documentée : Europe du Nord, 2023/24. La prévision saisonnière de l’ECMWF du 1er octobre 2023 attendait, de novembre à février, une anomalie de température positive supérieure à un degré dans la zone étudiée, en Finlande et dans le nord-est de la Suède. Les anomalies froides ont en réalité dominé. L’ECMWF documente lui-même cet écart ; certaines phases de froid ont été mieux anticipées à des échéances plus courtes. Analyse de l’ECMWF, avril 2024.

À quelle fréquence le froid a-t-il été autant sous-estimé ? Une étude du service météorologique finlandais a relevé, dans la série ECMWF étudiée pour la Fennoscandie, trois périodes octobre–janvier sur 31 où la température observée était inférieure à toutes les simulations de l’ensemble : 2002/03, 2010/11 et 2023/24. Cela représente 9,7 pour cent de cet échantillon particulier. Parallèlement, 16 des 31 observations se situaient dans les 50 pour cent centraux de la distribution du modèle, approximativement aussi souvent qu’attendu. Étude du FMI, première publication en mai 2024.

Pour la seule période d’octobre 2023 à janvier 2024, trois simulations seulement sur 552 issues de huit systèmes de prévision étaient au moins aussi froides que l’évaluation ultérieure, soit environ 0,5 pour cent. Ces 0,5 pour cent représentent une proportion de simulations pour un cas particulier, pas un taux d’erreur. Les trois écarts extrêmes sur 31 périodes ne constituent pas davantage une probabilité générale d’erreur pour les hivers allemands. La région, l’échéance, la taille des ensembles et le mélange de simulations rétrospectives et de prévisions réalisées à l’époque limitent la transposition. Données et méthode de l’étude.

Les prévisions ne sont donc pas globalement dépourvues de valeur : pour l’Europe occidentale et centrale, l’ECMWF juge bonne sa prévision de température pour 2022/23. Son rapport actuel de septembre 2026 souligne toutefois que les anomalies froides continentales restent difficiles à prévoir. ECMWF : hiver 2022/23 ; ECMWF : évaluation actuelle des performances. Nous n’avons pas pu vérifier un taux général fiable selon lequel « les services météorologiques se trompent dans X pour cent des cas » pour l’Allemagne et cette échéance.

Qu’est-ce qui est documenté pour 2026/27 ? Le service météorologique britannique décrit le 11.09.2026 des chances accrues d’un automne et d’un début d’hiver chauds et humides au Royaume-Uni. Ce n’est pas une prévision pour l’hiver allemand de décembre à février. Nous n’avons pas pu vérifier complètement une probabilité numérique actuelle pour l’Allemagne dans la publication originale du DWD ; nous ne retenons donc aucun chiffre. La mise à jour régulière d’octobre de l’ECMWF paraît le 5 octobre, après notre clôture rédactionnelle. Met Office, septembre 2026 ; Prévisions climatiques du DWD ; Calendrier de publication de l’ECMWF.

D’où vient le gaz allemand, et quelles dépendances subsistent ?

Le dernier bilan annuel complet montre la structure : en 2025, 44 pour cent des importations allemandes de gaz provenaient de Norvège, 24 pour cent passaient par les Pays-Bas et 21 pour cent par la Belgique. Les terminaux allemands de GNL apportaient 10,3 pour cent. Ces parts arrondies concernent les importations brutes de 2025, pas les parts quotidiennes actuelles de 2026. Bundesnetzagentur : bilan annuel 2025.

Le pays d’entrée n’est pas toujours le pays de production. Une partie du gaz arrivant par les Pays-Bas et la Belgique est du GNL déjà regazéifié. Selon la FAQ actuelle de la Bundesnetzagentur, les achats directs allemands de GNL proviennent essentiellement des États-Unis ; le gaz du golfe Persique ne joue pas directement de rôle majeur. Bundesnetzagentur : voies d’approvisionnement.

Une part importante des livraisons n’est pas une réserve mobilisable à court terme. Les importations norvégiennes et celles transitant par les voisins couvrent déjà les besoins courants. Les remplacements exigent des volumes supplémentaires disponibles et des moyens de transport. Dans la semaine du 24 au 30 septembre 2026, 15,1 TWh sont entrés par gazoduc et 2,2 TWh par les terminaux allemands de GNL. Ces livraisons réelles ne sont pas une offre supplémentaire non réservée. Flux hebdomadaires actuels.

Notre inquiétude porte sur la conjonction de plusieurs contraintes : moins de gaz stocké que l’année précédente, des livraisons de GNL perturbées, une concurrence pour les remplacements et des semaines froides. Les achats supplémentaires peuvent alors devenir à la fois plus difficiles et plus coûteux. Pour un acheteur non couvert, savoir qu’il existe du gaz quelque part ne suffit pas : il lui faut une offre livrable pour son volume et sa date.

Voies de livraison et mécanismes possibles de perturbation, pas un signalement de défaillances actuelles simultanées. À la clôture rédactionnelle, la Bundesnetzagentur juge l’approvisionnement allemand stable. Le GNL est du gaz naturel liquéfié ; après regazéification, il circule dans le réseau sous forme gazeuse.

La Bundesnetzagentur souligne les possibilités supplémentaires d’importation de GNL et juge actuellement l’approvisionnement stable. Un stock plus faible ne prouve donc pas, à lui seul, une situation globalement plus dangereuse qu’en 2022. Notre avertissement décrit un risque conditionnel lié à plusieurs contraintes simultanées ; il ne permet pas d’en déduire une probabilité de réalisation documentée. Bundesnetzagentur : stocks et nouvelle structure d’importation.

Le bilan annuel 2025 indique 1.031 TWh d’importations brutes, 221 TWh d’exportations et 34 TWh de production nationale. Les parts d’importation ne correspondent donc pas aux parts de la consommation finale allemande. Les flux frontaliers ne donnent pas non plus une traçabilité exhaustive de l’origine de chaque volume. Bilan annuel.

Des apports prévisibles par gazoduc et une infrastructure de GNL supplémentaire peuvent atténuer les risques. Cela ne garantit ni des volumes supplémentaires illimités ni un prix. Les données nationales de stockage et d’importation ne montrent pas les volumes déjà sécurisés par chaque acheteur.

Le risque de tempête est documenté historiquement : en juillet 2024, une usine d’exportation de GNL au Texas a suspendu son activité par précaution avant l’ouragan Beryl ; ses trois lignes de liquéfaction avaient repris le 28 juillet. Cet exemple montre une interruption possible de la chaîne logistique, pas un arrêt actuel en octobre 2026. EIA, septembre 2024. Les risques d’infrastructure des autres cartes sont des points de vigilance déduits des voies décrites, pas des prévisions de panne.

Qatar et Ormuz : peu d’achats directs, un risque mondial sur les prix

Environ 19 pour cent du commerce mondial de GNL passaient par le détroit d’Ormuz en 2025. Il s’agit surtout du GNL du Qatar et des Émirats arabes unis, pas de 19 pour cent des importations allemandes de gaz. Près de 90 pour cent de ce GNL transporté par Ormuz allaient en Asie. Si des cargaisons manquent, leurs acheteurs cherchent aussi des remplacements sur les marchés européens. AIE : périmètres et routes commerciales.

Les accords avec les États du Golfe comptent, tout comme leur état d’exécution. Sous le mandat d’Olaf Scholz, des entreprises ont conclu en 2022 des contrats à long terme portant sur jusqu’à deux millions de tonnes de GNL qatari par an. Le démarrage initialement prévu pour 2026 est désormais annoncé par le gouvernement fédéral comme probablement attendu en 2027, en raison de la mise en service plus tardive du terminal de Brunsbüttel. Ce volume contractuel ne prouve donc pas que des livraisons sont déjà en cours pour l’hiver 2026/27. Annonce contractuelle de 2022 ; Note corrective du gouvernement en 2026.

Un communiqué du 28.09.2026 confirme la prolongation des interruptions de livraisons qataries vers l’Italie jusqu’à début décembre : 35 cargaisons au total, soit environ 4,6 milliards de mètres cubes. L’importateur annonce également des achats de remplacement et des contrats clients qui peuvent être honorés. Cela atteste de perturbations et de recherches de remplacement, pas d’un déficit d’approvisionnement allemand. Communiqué original.

La concurrence sur les prix est documentée. De mars à juin 2026, une prime de prix asiatique a attiré vers l’Asie des cargaisons flexibles de GNL initialement destinées à l’Europe. Si les perturbations persistent et les besoins hivernaux augmentent, les acheteurs européens doivent se disputer des volumes supplémentaires limités. La réserve plus faible laisse moins de temps pour attendre que cette concurrence se calme. AIE, juillet 2026.

Lors de la visite de Scholz aux Émirats arabes unis en septembre 2022, une première cargaison de GNL de 137.000 mètres cubes a été convenue ; l’importateur a annoncé son arrivée à Brunsbüttel le 15.02.2023. Une déclaration d’intention prévoyait aussi des livraisons pluriannuelles. Elle ne prouve pas à elle seule un volume annuel précis actuellement livrable. Accord de 2022 ; Arrivée en 2023. Les mètres cubes de GNL ne doivent pas être assimilés aux mètres cubes de gaz naturel gazeux.

Le mécanisme de prix a déjà été observé : l’AIE décrit, de mars à juin 2026, une prime asiatique qui a détourné de l’Europe vers l’Asie des cargaisons flexibles de GNL. Au deuxième trimestre, le prix européen TTF moyen était supérieur de 32 pour cent à celui de l’année précédente dans l’analyse de l’AIE en dollars. AIE, juillet 2026 : volumes et prix observés. Cela ne prouve ni un blocage complet ni une réouverture complète du détroit au 3 octobre.

Les contrats qataris de 2022 prévoient au moins 15 années de livraison. Soutien politique, contrat commercial, disponibilité du terminal et arrivée effective d’une cargaison sont des étapes différentes. La note gouvernementale attribue le retard actuel du démarrage contractuel allemand au terminal ; sans autre preuve, il ne peut pas être attribué au conflit au Moyen-Orient. Une perturbation durable de la production ou des routes maritimes pourrait aussi compliquer les livraisons futures.

26,63 TWh : racheter exige du temps et des volumes disponibles

Le scénario de référence 2024/25 exige 26,63 TWh de plus que le stock du 30 septembre. Cette couverture supplémentaire serait nécessaire pendant l’hiver, chaque fois avant le risque de déficit. Les livraisons courantes sont déjà prises en compte dans le soutirage net historique. Il faut donc améliorer ce bilan : davantage d’apports nets ou moins de consommation. Les données de stockage ne montrent pas quels volumes supplémentaires sont déjà sécurisés par contrat.

26,63 TWh représentent environ 12,1 semaines de l’ensemble des apports allemands de GNL du 24–30 septembre. Les arrivées étaient alors de 2,2 TWh par semaine. Ces livraisons couvrent déjà des besoins ; ce n’est pas une offre supplémentaire libre. La comparaison donne un ordre de grandeur, pas un délai de livraison. Bundesnetzagentur : flux hebdomadaires.

Selon les gestionnaires de réseau de transport, les livraisons alternatives de GNL nécessitent un préavis de deux à six semaines, selon la route. La cargaison, le déchargement et l’acheminement doivent aussi être disponibles. Un taux d’utilisation des terminaux de 48,8 pour cent pendant cette semaine de septembre ne prouve pas la disponibilité immédiate d’une cargaison à acheter. FNB Gas ; Bundesnetzagentur.

Ces volumes doivent être achetés par les acheteurs de gaz et les fournisseurs, pas individuellement par les ménages sur le marché du GNL. Selon le contrat, les surcoûts éventuels atteignent les clients plus tard. Les ménages sont exposés lors d’une nouvelle tarification ou d’un changement de contrat. Si leurs coûts contractuels changent, les gestionnaires doivent revoir les budgets de chauffage, les acomptes et les régularisations possibles. Les entreprises doivent financer les volumes non sécurisés ou ajuster leur consommation. Si les volumes n’arrivent pas à temps, le risque de prix devient un problème de quantité. Cela n’implique pas une réduction uniforme pour chaque ménage.

Avec le besoin non arrondi du modèle, 26,63417 TWh, il faudrait environ 146,34 GWh de couverture supplémentaire par jour, répartis sur 182 jours d’hiver. Si tout passait en supplément par les terminaux allemands de GNL, cela représenterait environ 46,56 pour cent de plus que le dernier apport hebdomadaire mesuré, à maintenir tout l’hiver. Sur une période hypothétique de 30 jours, il faudrait environ 887,81 GWh par jour. Plus la réaction commence tard, plus la capacité supplémentaire quotidienne requise est élevée. Ce n’est ni une durée de déficit prévue ni une quantité libre documentée.

Les voies possibles sont des cargaisons supplémentaires de GNL et des apports nets supérieurs par le réseau européen. Le GNL peut arriver dans les terminaux allemands ou chez les voisins ; la Norvège, les Pays-Bas et la Belgique sont des voies importantes par gazoduc. Pour du gaz supplémentaire, il faut réunir des volumes disponibles, une livraison sécurisée et le transport jusqu’au lieu de consommation. La Bundesnetzagentur souligne le délai nécessaire au GNL par rapport au gaz stocké, tout en estimant que le marché offre suffisamment de gaz à acheter. Bundesnetzagentur : voies et délais d’approvisionnement.

Les cargaisons de GNL déjà en route peuvent parfois être détournées plus vite. Les deux à six semaines citées ne garantissent ni un volume précis ni une date de livraison. Les sources publiques vérifiées ne recensent pas un volume supplémentaire allemand de 26,63 TWh immédiatement disponible de manière ferme. Inversement, elles ne prouvent pas qu’il serait impossible à acheter. L’indication de FNB date du 27.05.2026.

Six déclarations de stockage basses méritent l’attention

Les six unités de déclaration GIE actuellement les moins remplies étaient sous 20 pour cent au 30.09.2026. Une série peut représenter une capacité partielle ou un produit de stockage ; elle ne correspond pas toujours à un site entier. GIE AGSI+.

La taille compte aussi. Les séries déclarées séparément pour Rehden et Breitbrunn ne contiennent ensemble que 5,70 TWh, pour un volume de gaz utile de 47,16 TWh. Les 41,455 TWh non remplis représentent 39,85 pour cent des 104,033 TWh de capacité de gaz utile libre dans l’agrégat allemand. Cet écart par rapport à 100 pour cent n’est ni un besoin hivernal démontré ni un déficit par rapport à un objectif légal.

Frankenthal déclare zéro pour cent. Pour 2026/27, l’exploitant indique zéro lot ferme réservé sur 100 et, lors de la consultation du 3 octobre, aucun arrêt d’exploitation. Cela décrit les réservations, pas leurs raisons. Données de l’exploitant.

Rehden est peu rempli, mais ses stocks ont augmenté en septembre : plus 1,46 TWh, de 8,54 à 12,63 pour cent. La maintenance annoncée du 27 septembre au 16 octobre n’explique pas à elle seule le faible niveau observé depuis des mois. Les demandes de fermeture de Breitbrunn et Wolfersberg concernent le printemps 2027 ; elles ne prouvent pas une fermeture actuelle. Les preuves et distinctions par site figurent ci-dessous.

Un stock faible peut aussi limiter le débit journalier de livraison. La courbe de soutirage, la pression, la maintenance et le raccordement déterminent le débit réel. Trois séries basses concernent des sites de Haute-Bavière. Cela ne permet cependant pas de calculer un risque local de coupure : le gaz n’est pas automatiquement réservé à la ville la plus proche. La comparaison des installations et la vue européenne complètent l’analyse.

Non rempli = volume de gaz utile déclaré moins stock. Ce n’est pas un déficit par rapport à un objectif légal. Rehden désigne ici sa part déclarée séparément ; les zones de stockage et autres parts du site ne sont pas affectées. Nüttermoor H-2 n’est qu’une sous-série de gaz H du site. Source : GIE AGSI+, consultation enregistrée du 02.10.2026 ; calcul OPTUM.

Rehden : une part déclarée faible, pas un chiffre non vérifié pour tout le site. La série distincte indique 12,63 pour cent et 4,51 TWh. Depuis avril, SEFE lui attribue environ 35,74 TWh de volume de gaz utile. La zone Nord combine également les possibilités techniques de Rehden et Jemgum ; sans attribution physique, nous ne pouvons pas ajouter simplement ses 7,41 TWh déclarés séparément à l’un des deux sites. SEFE : capacités de Rehden et zone de stockage Nord. SEFE documente cette architecture de produits dans son rapport de gestion 2024, section sur la zone Nord.

Le stock déclaré de Rehden a augmenté de 1,46 TWh par rapport au 31 août, passant de 8,54 à 12,63 pour cent à capacité déclarée constante. Le remplissage est donc observable, mais reste faible. SEFE a annoncé une maintenance programmée du 27 septembre au 16 octobre. Ces travaux limités dans le temps n’expliquent pas à eux seuls le faible stock depuis plusieurs mois ; le communiqué ne chiffre pas non plus une limite actuelle de soutirage. Communiqué SEFE du 24.09.2026.

Breitbrunn et Wolfersberg : distinguer les difficultés historiques des décisions futures. Pour Breitbrunn, Uniper a documenté des conditions commerciales défavorables et un remplissage inférieur à la trajectoire prévue pendant l’année de stockage 2025/26. Cela prouve un conflit passé entre rentabilité et remplissage, pas automatiquement la cause du niveau de septembre 2026. La fermeture demandée pour le 31 mars 2027 ne prouve pas non plus une fermeture actuelle. Pour Wolfersberg, l’exploitant indique une demande de fermeture au 1er avril 2027 ; nous n’affirmons ni une autorisation ni une fermeture déjà réalisée. Uniper : trajectoire de remplissage 2025, demande de fermeture de Breitbrunn et bayernugs : Wolfersberg.

Quelles sont les conséquences techniques ? Un faible volume de gaz utile signifie une réserve stockée plus petite dans cette unité. Lorsque la pression diminue, le débit quotidien de soutirage peut également baisser. Les stockages en milieu poreux servent généralement les volumes saisonniers ; les cavités réagissent souvent plus vite. Pour connaître le débit réellement disponible d’une installation, il faut sa courbe de fonctionnement, les équipements disponibles, la maintenance, la qualité du gaz et les capacités de transport. Le débit maximal déclaré n’est pas disponible à tout moment. Même 0 pour cent de gaz utile ne signifie pas que le gaz coussin nécessaire à l’exploitation a disparu. Uniper : technologie de stockage, EWE : courbes dépendant du remplissage et Bundesnetzagentur : gaz utile et gaz coussin.

Où sont situées les séries peu remplies ? Trois concernent des sites de Haute-Bavière : Wolfersberg à Oberpframmern, Breitbrunn/Eggstätt près de Gstadt am Chiemsee et Inzenham-West à Schechen près de Rosenheim. Rehden et Nüttermoor se trouvent en Basse-Saxe, Frankenthal en Rhénanie-Palatinat. Nüttermoor H-2 désigne une unité de gaz H déclarée séparément, pas un stockage d’hydrogène ni l’ensemble du site. Cette attribution est confirmée par les informations sur Breitbrunn et Inzenham, l’exploitant de Wolfersberg et la présentation du site Nüttermoor.

Qu’est-ce que cela signifie pour la région ? Un stockage proche peu rempli invite à examiner de plus près les raccordements et les apports courants. Mais son gaz n’est pas automatiquement réservé à la ville voisine : Rehden est raccordé à plusieurs réseaux de transport, et Nüttermoor H-2 accède aux zones de marché THE et TTF. La concentration géographique seule ne permet donc pas de calculer un déficit régional ou un risque de coupure. De même, une bonne moyenne européenne ne remplace pas un bilan local. Dans son rapport du 2 octobre, la Bundesnetzagentur juge toujours l’approvisionnement stable. Raccordements de Rehden et rapport de la Bundesnetzagentur. Il faut lire ensemble la comparaison actuelle des déclarations individuelles et la vue européenne ouverte.

Calendrier juridique : pour le 1er novembre, l’objectif est en principe de 80 pour cent par installation, et de 45 pour cent pour six installations nommées, dont Frankenthal et Rehden. Un niveau inférieur en septembre ne prouve pas, à lui seul, un manquement à l’échéance de novembre. Les mécanismes de déclaration et de prévention peuvent néanmoins intervenir auparavant. Les zones virtuelles ne peuvent pas être assimilées sans précaution à une installation juridique individuelle. GasSpFüllstV et § 35b EnWG.

Ce que nous ignorons : les stocks ne révèlent pas toutes les raisons des réservations, les positions des propriétaires ni la disponibilité technique courante. Pour Breitbrunn, nous ne disposons pas d’une évolution historique complète jusqu’à septembre 2026 ; la valeur confirmée à la date de référence doit en être distinguée. Une tendance pour septembre 2026 ne peut donc pas être calculée. Les changements de capacité compliquent aussi certaines comparaisons annuelles. Nous ne publions donc pas de dates de coupure régionales ou de jours d’autonomie devinés à partir de ces données.

Le volume de gaz ne garantit pas le débit de livraison

Un prix élevé ne crée pas immédiatement une cargaison de GNL ni une capacité supplémentaire de gazoduc. Le gaz doit arriver à temps, être regazéifié et acheminé. Les stockages compensent les retards ; leur débit quotidien peut diminuer lorsque le remplissage baisse. La méthode ENTSOG tient compte des courbes de soutirage et des limites du réseau. ENTSOG, pages 47–49.

Notre calcul de volumes ne teste pas cette capacité de pointe. Un solde positif en fin d’hiver ne permet donc pas d’exclure un déficit certains jours froids. Pour des conclusions régionales, il faut connaître les flux réels, les capacités de transport utilisables et les pointes de demande.

Un petit stockage presque plein n’est donc pas automatiquement plus sûr qu’un grand stockage à moitié rempli, et un stock disponible en Europe n’est pas immédiatement utilisable partout. La vue européenne en pourcentage et en TWh montre les réserves déclarées. Un calcul local fiable de déficit exigerait aussi les flux réels, les capacités utilisables, les pointes de demande et la durée de l’interruption.

En 2022, le gaz était disponible. Son prix a pourtant été multiplié.

De 50,65 à 293,73 €/MWh pour la même année de livraison. Sur la place de marché allemande THE, le gaz pour 2023 coûtait le 25 août 2022 à 18:45 environ 5,8 fois son prix moyen du 1er janvier au 23 février 2022. Cela correspond à une hausse de 5,065 à 29,373 ct/kWh sur le marché de gros, soit 24,308 ct/kWh de plus. La Bundesnetzagentur documente les deux valeurs dans le même rapport de situation. Tableau des prix, page 7.

Les stockages étaient alors loin d’être vides. Le rapport du 26 août 2022 indiquait un taux de remplissage de 81,28 pour cent au 24 août et un approvisionnement stable à cet instant. L’autorité avertissait néanmoins d’une forte hausse des prix pour les clients. Nord Stream ne livrait plus qu’environ un cinquième de sa capacité maximale. Bundesnetzagentur : rapport de situation de l’époque.

La présence de gaz ne protège pas contre un prix extrême pour le prochain achat. Les réductions réelles de livraison, les inquiétudes pour l’hiver et la pression accrue sur les achats se sont conjuguées. Les acheteurs ayant sécurisé des volumes bon marché étaient dans une autre situation que ceux qui devaient acheter à court terme. Pour une partie de l’industrie, les coûts énergétiques ont entraîné des réductions de production ; les fournisseurs ont aussi subi des tensions de trésorerie dues à des appels de garantie élevés. AIE ; BCE.

Ce que cela représentait pour les acheteurs : au prix de gros ultérieur, la même quantité de gaz coûtait presque six fois plus cher. Pour trois millions de kWh, la comparaison fait apparaître un surcoût de 729.240 euros. Le graphique présente le calcul pour trois volumes de consommation.

Source : rapport de situation BNetzA du 26.08.2022, page 7. Une moyenne de période est comparée à une observation ultérieure pour la même année de livraison. Marché de gros, sans composantes du prix final ; ce n’est pas une prévision. Rapport 293,73 ÷ 50,65 = environ 5,8 ; augmentation d’environ 480 %.

339 €/MWh, soit 33,9 ct/kWh de gaz sur le marché de gros. La BCE cite ce record TTF de fin août 2022, environ 18 fois le niveau du début de 2021. Le faible prix de départ explique aussi l’ampleur de ce multiplicateur. Il s’agissait d’un pic sur le marché à terme, pas d’une moyenne annuelle ni d’un tarif résidentiel. BCE : évolution des prix en 2021/22.

Ce que 2022 démontre, et ce qu’il ne démontre pas : selon la BCE, les réductions réelles des livraisons russes ont été le principal déclencheur du choc énergétique. Les sources ne permettent pas d’affirmer que « la peur était le premier moteur ». Elles attestent toutefois de fortes réactions à l’incertitude et de tensions de liquidité dues à la hausse des garanties exigées sur les marchés à terme. BCE, novembre 2022.

L’ESMA a notamment observé, en août 2022, une constitution rapide de positions acheteuses par des entreprises d’électricité. Les garanties requises ont néanmoins été apportées ; l’étude ne démontre pas un effondrement général de la liquidité du marché. La panique ne peut donc pas expliquer indistinctement chaque variation de prix. ESMA : août 2022.

Le marché n’attend pas que le gaz manque. Selon l’AIE, les prix européens du gaz ont augmenté de 50 pour cent le 24 février 2022 par rapport à la veille. Ce jour-là, les flux via l’Ukraine vers la Slovaquie n’étaient pas encore perturbés. Cela montre à quelle vitesse la crainte de nouvelles interruptions peut faire bouger les prix. AIE : situation au 24.02.2022.

La situation de départ de 2026 est différente. Les voies d’importation, la demande, les infrastructures et les risques politiques ont changé. L’année de livraison et le prix de départ d’une offre précise diffèrent également. Le facteur historique de 18 n’est donc pas une prévision pour un contrat actuel. Ce qui compte, c’est la hausse absolue du coût sur les volumes effectivement non sécurisés.

Même hausse, multiplicateur différent : avec un prix de départ supposé de 5 ct/kWh, une hausse de 10 ct/kWh porte le prix à 15 ct/kWh, soit le triple. Avec un prix de départ supposé de 10 ct/kWh, elle le porte à 20 ct/kWh, soit le double. Dans les deux cas, l’achat augmente de 10 ct/kWh. Les prix de départ sont de simples hypothèses de calcul, pas des offres actuelles du marché.

Un choc de prix n’exige pas des stockages vides

La peur peut avancer les achats et amplifier une envolée des prix. Lorsque de nombreux acteurs achètent simultanément des volumes physiques supplémentaires, la pression sur l’approvisionnement augmente. Les couvertures à terme peuvent aussi faire bouger les prix. Du gaz déjà stocké, mais nouvellement négocié ou repricé, peut également se renchérir. Cela ne relève pas automatiquement les contrats à prix fixe existants. Notre inquiétude concerne surtout les volumes non sécurisés et les garanties de prix qui arrivent à échéance.

Qu’est-ce que cela signifie pour le chauffage ? Un site ou plusieurs immeubles : le calcul dépend du volume de gaz. Pour trois millions de kWh de gaz destinés au chauffage, une hausse supposée de 10 ct/kWh représente déjà 300.000 euros supplémentaires, si tout le volume doit être acheté à ce prix plus élevé. Un avantage de prix d’un dixième de centime sur le même volume représente 3.000 euros. Les deux méritent attention, mais leurs ordres de grandeur sont très différents.

Même pour 500.000 kWh, 1 ct/kWh de coût d’achat supplémentaire représenterait 5.000 euros. Pour les gestionnaires immobiliers ayant 20 à 30 millions de kWh de gaz concernés, cela représenterait 200.000 à 300.000 euros ; avec une hausse supposée de 10 ct/kWh, deux à trois millions d’euros. Le volume annuel n’est entièrement touché que s’il est entièrement acheté au prix supérieur. La répartition entre bâtiments, propriétaires et locataires dépend des contrats, de la consommation et de la facturation.

Des livraisons supplémentaires crédibles, une météo douce ou une demande moindre peuvent apaiser les anticipations et les prix. Une baisse de 25 pour cent des stocks n’implique pas une hausse déterminée des prix en pourcentage. Le volume cumulé sur un site dépend de la taille des bâtiments, de leur usage, de la météo et de leur efficacité.

Le choc gazier peut atteindre les factures d’électricité et de chauffage

Les centrales à gaz peuvent fixer le prix de l’électricité en bourse. Lorsque leur production est nécessaire, des coûts du gaz plus élevés peuvent tirer les prix vers le haut. Le vent, le soleil, les autres centrales, les stockages et les importations modifient cet effet à chaque période de marché. La Commission européenne décrit un couplage plus faible, mais persistant. Commission européenne.

Le levier de coût : dix euros de plus par MWh de gaz représentent, dans le modèle, 20 euros de combustible supplémentaires par MWh d’électricité, soit deux centimes par kWh. L’hypothèse est de deux MWh de gaz par MWh d’électricité sur la même base énergétique ; les coûts du CO₂ et autres coûts restent constants. BCE, 24.09.2026.

La facture personnelle dépend du contrat. Les prix fixes ne changent pas automatiquement avec la bourse ; les volumes ouverts, nouveaux contrats et renouvellements sont exposés à une réévaluation. Les frais de réseau et les taxes interviennent aussi. Le chauffage urbain dépend du mix local de production et de sa formule de prix. Composantes du prix ; § 24 AVBFernwärmeV.

Les biens et services peuvent aussi devenir plus chers si l’énergie, les transports et les intrants coûtent durablement davantage. Concurrence, contrats et marges déterminent la répercussion. Notre bilan gazier n’implique ni un supplément fixe pour les clients finaux ni une panne générale.

Exemples de calcul, pas une prévision de hausse du prix du gaz. CO₂ et autres coûts constants ; aucune extrapolation au prix annuel de bourse ou à un tarif final. L’effet dépend de la production qui fixe effectivement le prix.

Le 20.01.2025 montre la tension possible sur certaines périodes : entre 17 et 18 heures, le prix allemand day-ahead a atteint 583,40 euros par MWh. La consommation attendue était de 69,7 GWh, contre seulement 3,4 GWh d’électricité éolienne et solaire. Cela atteste d’un pic de prix lorsque la demande résiduelle d’autres moyens de production est forte, pas d’une preuve isolée d’effet du prix du gaz. SMARD : bilan annuel 2025.

Le surcoût de la centrale n’agit ainsi sur le prix du marché que si le gaz fixe effectivement le prix et si les offres répercutent ce surcoût. Le tableau n’est pas une extrapolation au prix annuel de bourse ni à un tarif final.

Gazole +50 pour cent : les chaînes de coûts sont déjà sous pression

En septembre 2026, l’E10 coûtait 36,0 pour cent et le gazole 50,3 pour cent de plus qu’un an auparavant. Ces résultats proviennent des moyennes mensuelles complètes de l’ADAC dans le tableau. L’allégement de la taxe sur les carburants à partir d’octobre n’y est pas encore intégré. ADAC 2025 ; ADAC 2026 ; Allégement fiscal.

Le pétrole comme le gaz sont sensibles aux perturbations des routes internationales. Le gouvernement fédéral attribue les récentes tensions sur les carburants au conflit au Moyen-Orient ; l’AIE documente, pour mars 2026, une interruption temporaire de près d’un cinquième de l’offre mondiale de GNL. Cela montre un canal commun de choc, pas une relation de prix fixe. AIE, bilan de mars.

Les raffineries, la distribution et les taxes influencent également les prix des carburants. Pour les entreprises, le renchérissement des transports, du gaz, de l’électricité et des intrants peut néanmoins se cumuler. Un prix du gaz couvert ne protège pas toute la chaîne de coûts.

Pourcentages calculés par nos soins à partir des moyennes mensuelles de l’ADAC. Ce ne sont ni les prix quotidiens du 03.10.2026 ni une hausse prévue des tarifs de gaz ou d’électricité. Les changements fiscaux d’octobre ne sont pas encore intégrés aux valeurs de septembre.

La comparaison décrit les coûts de septembre. Pour les prix à partir d’octobre, il faut tenir compte du nouvel allégement fiscal : le Bundestag et le Bundesrat ont approuvé la baisse au 1er octobre. Une baisse ultérieure à la pompe ne prouverait donc pas, à elle seule, un apaisement de l’approvisionnement mondial. Gouvernement fédéral : allégement fiscal à partir d’octobre.

La production peut s’arrêter alors que le gaz circule encore

Disponible ne signifie pas abordable. Si une commande ne couvre pas ses coûts énergétiques supplémentaires, les équipes et la production sont sous pression. L’AIE estime à 15 pour cent la baisse de la demande industrielle de gaz dans l’Europe de l’OCDE de janvier à août 2022, liée à des réductions de production. AIE : crise de 2022.

Un client couvert peut malgré tout perdre son fournisseur industriel. En cas de tension, les livraisons peuvent être retardées, des intrants manquer ou les coûts augmenter. Pour l’entreprise, il faut donc connaître la consommation minimale, le délai d’arrêt sûr et l’effort de redémarrage. La réduction techniquement possible doit être vérifiée pour chaque installation.

Quand les achats et les économies ne suffisent plus

Si les mesures de marché restent insuffisantes et si le gouvernement fédéral déclare le niveau d’urgence, la Bundesnetzagentur prend en charge la répartition fédérale du gaz. Elle peut limiter les prélèvements et, si nécessaire, ordonner des coupures. Il n’existe pas de liste fixe de coupures par secteur. Bundesnetzagentur.

Les ménages et les autres clients protégés sont prioritaires. Le § 53a EnWG couvre notamment les profils de charge standardisés, les services sociaux essentiels et certains cas d’approvisionnement en chaleur. Cette protection n’est pas une garantie physique illimitée, mais la réserve actuelle ne permet pas de déduire une coupure imminente des ménages. § 53a EnWG.

Il n’existe pas de liste de coupures par secteur fixée à l’avance. Les décisions dépendent notamment des flux de gaz, de l’état du réseau et des conséquences d’une réduction. Même une entreprise jugée importante ne peut pas obtenir un statut légal protégé par simple demande. Bundesnetzagentur : décisions au cas par cas et clients protégés.

La protection dépasse les ménages privés : le § 53a EnWG mentionne notamment les clients à profils de charge standardisés, les services sociaux essentiels et certains cas d’approvisionnement en chaleur. Les installations de chauffage urbain sont soumises à des conditions ; la protection porte sur la part nécessaire de la chaleur livrée. Le raccordement et l’usage précis doivent donc être examinés. § 53a de la loi allemande sur l’énergie.

L’approvisionnement prioritaire n’est toutefois pas une garantie physique illimitée. Si même les besoins vitaux ne pouvaient pas être intégralement couverts malgré toutes les mesures disponibles, ce serait l’extrême aggravation de ce scénario. Elle ne peut pas être déduite du stock actuel. Le niveau d’urgence ne signifie pas non plus automatiquement l’arrêt des échanges : selon l’interprétation commune de la Bundesnetzagentur, de THE et d’EEX, le marché au comptant du gaz doit en principe rester ouvert. Bundesnetzagentur : échanges au point virtuel au niveau d’urgence.

L’échéance du contrat est une date limite. Pas une stratégie d’achat.

Nous recevons déjà des demandes de gaz et d’électricité pour 2027 où la négociation porte sur 0,1 ct/kWh. Pour de gros volumes, cela compte. Une autre question compte autant : quelle est la solidité du prix et de l’engagement de livraison si le marché subit de nouvelles tensions ? La dernière décimale ne remplace pas l’examen des conditions contractuelles et de la solidité économique du fournisseur.

Une offre particulièrement bon marché mérite des questions, pas un jugement précipité. Des achats antérieurs, des coûts plus faibles ou des prestations différentes peuvent expliquer les écarts. Une offre pour 2027 doit être comparée sur la même période de livraison, avec des volumes et profils de charge comparables et le même périmètre de garantie. Un prix de bourse actuel ne prouve à lui seul ni une couverture insuffisante ni la sécurité.

En crise, le choix peut aussi disparaître. En 2021/22, plusieurs fournisseurs ont suspendu l’admission de nouveaux clients. Un communiqué du 10 mars 2022 mentionne explicitement des demandes d’achat refusées et une absence temporaire de possibilités d’achat supplémentaires, alors que l’approvisionnement des clients existants était sécurisé. Chercher un remplacement sous pression peut signifier des prix plus élevés et moins d’offres simultanément. Cas documenté à l’époque.

Les gestionnaires immobiliers sont responsables des budgets de chauffage des propriétaires et locataires. Avec un besoin annuel de 20 à 30 millions de kWh, un seul centime supplémentaire peut représenter des centaines de milliers d’euros. Un achat tardif peut donc peser sur la trésorerie prévue, les acomptes et les régularisations possibles. Pour les entreprises consommant un, trois ou cinq millions de kWh, les montants en jeu sont tout aussi réels.

Notre recommandation : préparer l’achat tant qu’il reste une marge de manœuvre. Recenser tôt les échéances et préavis, les volumes non sécurisés et les risques de prix supportables ; examiner des offres comparables et leurs conditions de livraison. Des achats par tranches peuvent aussi être envisagés s’ils conviennent à la consommation et au contrat. Une préparation précoce ne garantit pas le prix le plus bas. Elle donne le temps de décider avant que le calendrier l’impose.

Que se passe-t-il si un fournisseur fait défaut ? Une insolvabilité ne signifie pas, à elle seule, un arrêt de livraison. Si la consommation ne peut réellement plus être rattachée à un contrat de fourniture exécuté, les clients finaux raccordés en basse tension ou basse pression bénéficient en principe de la fourniture de remplacement, pendant trois mois au maximum, à des prix propres et souvent plus élevés. Les professionnels peuvent aussi être concernés. Le volume annuel ne suffit pas à trancher. Bundesnetzagentur ; § 38 EnWG.

En moyenne tension ou moyenne pression, une fourniture transitoire convenue localement peut exister selon le § 38a EnWG. Le raccordement et les dispositions locales doivent être vérifiés. Ce mécanisme de secours ne promet pas le maintien du prix antérieur. La défaillance d’un fournisseur doit aussi être distinguée d’une pénurie physique de gaz. § 38a EnWG.

La comparaison des offres doit examiner la garantie de prix et ses exceptions, la flexibilité des volumes, les conditions de paiement, les clauses de modification des prix et de résiliation, ainsi que les informations disponibles sur la solvabilité et la couverture. Un prix bas ne prouve pas à lui seul un modèle commercial douteux ; un contrat ne peut pas non plus exclure tout événement futur. § 41 EnWG ; Bundesnetzagentur : prix et garanties.

D’autres pauses commerciales de l’époque sont documentées pour le 27.10.2021 et le 04.01.2022. Il s’agit de déclarations des fournisseurs sur leur propre activité, pas d’une preuve de suspensions commerciales généralisées aujourd’hui.