​Des frappes de drones iraniennes sur le complexe de Ras Laffan au Qatar le 2 mars ont contraint QatarEnergy à arrêter la production du plus grand site d'exportation de GNL au monde. Combiné à la fermeture par l'Iran du détroit d'Ormuz – par lequel transitent 20 % du GNL mondial – les prix du gaz TTF néerlandais ont bondi de près de 70 % en deux séances, dépassant brièvement 60 €/MWh le 3 mars pour la première fois depuis février 2025.

Le choc immédiat sur les prix est évident ; la question désormais est celle de la durée. L’Europe aborde cette perturbation avec des stocks inférieurs à 30 % (leur niveau saisonnier le plus bas depuis des années) et une obligation légale d’atteindre au moins 80 % de remplissage avant l’hiver prochain. Une interruption prolongée de la production qatarie complique une tâche de reconstitution déjà difficile, fait grimper les prix de pointe de l’électricité à travers le continent et risque de raviver l’inflation que les banques centrales tentent de maîtriser depuis trois ans.

Dans cet article, nous examinons :

• Pourquoi la demande asiatique tire les prix du gaz européen vers le haut
• Combien de temps la perturbation doit durer avant que le stockage ne devienne un problème sérieux
• L’impact sur les prix de l’électricité, les revenus des batteries et les actifs solaires
• Ce qu’un choc gazier prolongé signifie pour les taux d’intérêt et les décisions d’investissement dans les nouveaux projets BESS

Les prix du gaz en Europe atteignent un sommet de 13 mois alors que le Qatar arrête sa production de GNL

La guerre en Iran a des impacts directs sur les prix de l’énergie en Europe : les prix du gaz TTF néerlandais (la référence européenne) ont bondi de près de 70 % en seulement deux jours cette semaine. Le contrat d’avril 2026 s’est échangé au-dessus de 60 €/MWh pendant de courtes périodes, atteignant son plus haut niveau depuis février 2025 et clôturant à 53 €/MWh le 3 mars.

Le déclencheur direct est la fermeture du détroit d’Ormuz par l’Iran, par lequel transitent 20 % du GNL mondial. Les combats dans la région affectent également la production qatarie : les frappes de drones iraniennes sur le complexe industriel de Ras Laffan le 2 mars ont forcé QatarEnergy à arrêter la production du plus grand site d’exportation de GNL au monde.

Bien que plus de 80 % des volumes de GNL qatari soient destinés à l’Asie, l’impact sur les prix du gaz européen est tout aussi direct. Lorsque les acheteurs asiatiques perdent leurs cargaisons qataries, ils se tournent vers le marché spot, entrant en concurrence directe avec les acheteurs européens pour les cargaisons américaines disponibles. Et comme le GNL est la source d’approvisionnement marginale de l’Europe, les prix doivent monter suffisamment pour remporter cette compétition.

C’est ce qui s’est produit cette semaine : le TTF et le JKM asiatique ont évolué de concert. Les prix du Henry Hub américain ont à peine bougé, le marché intérieur américain ayant déjà atteint sa capacité d’exportation de GNL et étant donc isolé de la hausse mondiale des prix.

Les impacts à long terme dépendront de la durée de la perturbation du GNL qatari

Les prix ont fortement fluctué dans les deux sens cette semaine, au gré des anticipations sur la durée du conflit. Cette volatilité reflète l’incertitude du marché. Un arrêt d’une semaine du détroit et de Ras Laffan pourrait être absorbé, mais si la guerre se prolonge, le manque de volume pourrait affecter des contrats à plus long terme.

La force majeure a été déclarée sur certains contrats d’exportation qataris à livraison rapprochée, mais pas sur ceux à livraison plus lointaine. Une note de Goldman Sachs cette semaine estime que le TTF pourrait atteindre 74 €/MWh si le détroit d’Ormuz reste fermé pendant un mois.

Et les travaux sur l’expansion du champ Nord Est du Qatar, qui devait ajouter 33 Mt/an de GNL au marché plus tard en 2026 (soit environ la moitié de la demande annuelle allemande), sont à l’arrêt. Si l’arrêt se prolonge, la chaleur estivale pourrait repousser la mise en service à fin 2026 ou début 2027.

Plus l’interruption dure, plus ses effets s’accumulent. Le gaz est une marchandise stockable. L’Europe doit reconstituer ses stocks au printemps et en été pour être prête l’hiver prochain, et même une perturbation de courte durée peut impacter les niveaux de stockage plus tard.

Les prix à terme de l’été grimpent fortement alors que l’Europe doit remplir ses stockages souterrains

Si les cargaisons qataries restent absentes pendant la saison d’injection, la tâche de remplissage sera plus ardue. Les installations de stockage de gaz en Europe sont à leur plus bas niveau saisonnier depuis des années, actuellement à moins de 30 % de leur capacité.

Mais l’UE impose que le stockage atteigne 90 % de remplissage à la fin de l’été, pouvant être réduit à 80 % en cas de « conditions de marché difficiles ». Les traders intègrent ce remplissage dans leurs calculs pour l’hiver, maintenant ainsi les prix hivernaux relativement bas.

Cela signifie cependant que l’Europe devra injecter au moins 575 TWh de gaz cet été, soit le plus grand effort de reconstitution de ces dernières années. Cela a inversé la prime saisonnière, avec des prix d’été supérieurs à ceux de l’hiver, car les traders anticipent un marché tendu en été.

L’inversion de l’écart été-hiver a supprimé toute incitation pour les injections commerciales, ce qui pourrait pousser les États à intervenir, comme en 2022. Mais cet écart était aussi inversé plus longtemps au début de l’année dernière, puis est redevenu positif dès le début de la saison de remplissage en avril.

Au Royaume-Uni, cette obligation de remplissage ne s’applique pas, mais comme le pays dispose de très peu de stockage par rapport à sa demande, il exporte souvent vers les sites européens en été et importe d’Europe en hiver. Les prix d’été ont augmenté quasiment au même rythme que dans l’UE, mais restent à un niveau inférieur pour encourager les exportations vers l’Europe.

Le Royaume-Uni reçoit également plus de GNL qatari que de nombreux autres pays européens, ce qui fait grimper les prix à court terme pour remplacer les cargaisons perdues. QatarEnergy aurait livré à l’Isle of Grain (terminal d’importation britannique) dans le cadre d’un contrat à long terme, mais à court terme, les terminaux britanniques comptent parmi les plus chers d’Europe.

Des prix du gaz plus élevés font grimper les prix de pointe de l’électricité, et les revenus des batteries avec eux

Le gaz fixe le prix de gros de l’électricité pendant la plupart des heures de pointe et d’épaule à travers l’Europe. Lorsque la production éolienne et solaire ne suffit pas à répondre à la demande, les centrales à gaz sont généralement les dernières sollicitées et déterminent donc le prix marginal. Quand les prix du gaz sont élevés, les prix de pointe de l’électricité augmentent en proportion.

Le charbon peut atténuer l’impact dans les marchés disposant encore de capacités thermiques, comme l’Allemagne. Lorsque le gaz devient moins compétitif que le charbon, les producteurs basculent, plafonnant ainsi le prix marginal. Mais cela accroît la demande de charbon, dont le prix a également augmenté cette semaine.

Les prix du carbone jouent dans l’autre sens : le charbon étant plus émetteur que le gaz, la hausse des prix du système d’échange de quotas d’émission (ETS) réduit la fenêtre de basculement entre les combustibles. Les quotas européens (EU ETS) augmentent généralement avec le gaz, car les fournisseurs achètent du carbone pour couvrir la hausse de la consommation de charbon. Mais cette semaine, les prix de l’EU ETS sont restés modérés, peut-être en raison d’anticipations d’une activité industrielle plus faible face à un nouveau choc sur les prix de l’énergie.

Pour les batteries, la hausse des prix du gaz augmente directement les revenus. Les batteries arbitrent l’écart entre les prix de la mi-journée (fixés par les renouvelables) et les prix de pointe élevés. Un écart plus large signifie plus de revenus par cycle. Dans l’analyse de sensibilité de Modo Energy, une hausse de 50 % du prix du gaz combinée à une augmentation de 40 % du prix du carbone relève les revenus journaliers des batteries de 28 %.

Les prix de captation solaire s’améliorent également. Des prix du gaz plus élevés font grimper les prix pendant les heures d’épaule autour de la fenêtre de production solaire, augmentant ainsi la valeur absolue de la production solaire. Les taux de captation solaire (rapport entre le prix capté et le prix de base) restent inchangés, car ils mesurent la performance relative. Mais en valeur absolue, les actifs solaires génèrent plus de revenus par MW lorsque les prix du gaz sont élevés.

Un choc gazier prolongé pourrait retarder les baisses de taux ou faire remonter les taux au-dessus de 4 %

Le même choc gazier qui augmente les revenus des actifs en exploitation pose un problème secondaire pour les nouveaux projets, via son impact sur les taux d’intérêt. Une hausse des prix de gros de l’énergie se répercute sur l’inflation des consommateurs, compliquant la trajectoire des taux directeurs.

Le National Institute of Economic and Social Research (NIESR) estime que si les prix de l’énergie restent élevés pendant un an, l’inflation britannique (CPI) pourrait augmenter de 0,7 point de pourcentage, avec un taux directeur de la Banque d’Angleterre jusqu’à 0,8 point plus élevé que les prévisions – le ramenant au-dessus de 4 %.

Les projets BESS sont très capitalistiques et sensibles aux taux d’actualisation. La plupart des projets européens sont financés sur la base d’un coût du capital de 5 à 7 %, les prêteurs exigeant généralement que les revenus projetés couvrent le remboursement de la dette par un ratio d’au moins 1,2 à 1,4. Une hausse d’un point de pourcentage du coût du capital peut réduire significativement les TRI des projets – au point de rendre certains développements, déjà marginaux, insuffisants pour atteindre la décision finale d’investissement (FID).

Cela crée une tension directe : le même choc qui améliore la rentabilité des actifs existants relève le seuil de rentabilité pour les nouveaux projets, et pourrait retarder les décisions finales d’investissement sur des projets en phase avancée.