​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. Combinées 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 50 % 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 clé est désormais sa 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 90 % de remplissage d’ici octobre. Une interruption prolongée de l’approvisionnement qatari complique une tâche de reconstitution déjà difficile, augmente les prix de pointe de l’électricité sur tout le continent et risque de relancer l’inflation que les banques centrales tentent de maîtriser depuis trois ans.

Dans cet article, nous examinons :

• Pourquoi la demande asiatique fait grimper les prix du gaz en Europe
• Combien de temps la perturbation doit durer avant que le stockage ne devienne un réel problème
• L’impact sur les prix de l’électricité, les revenus des batteries et les actifs solaires
• Ce qu’un choc gazier durable signifie pour les taux d’intérêt et les décisions d’investissement BESS

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

La guerre en Iran a des répercussions directes sur les prix de l'énergie en Europe : les prix du gaz TTF néerlandais (la référence européenne) ont bondi de 50 % en seulement deux jours cette semaine. Le contrat d’avril 2026 s’est échangé au-dessus de 60 €/MWh par moments, atteignant le niveau le plus élevé depuis février 2025.

Le facteur déclenchant 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 sur le complexe industriel de Ras Laffan le 2 mars ont obligé QatarEnergy à arrêter la production du plus grand site d’exportation de GNL au monde.

Bien que plus de 80 % du GNL qatari soit destiné à l’Asie, l’impact sur les prix européens reste 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 augmenté de concert. Les prix américains du Henry Hub ont à peine bougé, car le marché intérieur américain atteint déjà sa capacité maximale d’exportation de GNL et reste donc isolé de la hausse mondiale des prix.

Les effets à plus long terme dépendront de la durée des perturbations sur le GNL qatari

Les prix ont fortement fluctué cette semaine au gré des anticipations sur la durée du conflit. Cette volatilité reflète l’incertitude du marché. Une fermeture d'une semaine du détroit et de Ras Laffan pourrait être absorbée, mais si la guerre se prolonge, les volumes manquants pourraient impacter les contrats à plus long terme.

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

Les travaux d’extension du champ North Field East au Qatar, qui devaient ajouter 33 Mt/an de GNL au marché en 2026 (environ la moitié de la demande annuelle allemande), sont également à l’arrêt. Si l’interruption se prolonge, la chaleur estivale pourrait repousser la mise en service à fin 2026 ou début 2027.

Plus la coupure dure, plus ses effets se cumulent. Le gaz est une marchandise stockable. L’Europe doit reconstituer ses stocks au printemps et en été pour préparer l’hiver suivant, et même une perturbation de courte durée peut avoir un impact sur les niveaux de stockage à terme.

Les prix à terme de l’été s’envolent alors que l’Europe doit remplir ses stocks souterrains

Si les cargaisons qataries restent absentes pendant la saison d’injection, la tâche de remplissage estivale sera plus difficile. Les stocks européens sont à leur plus bas niveau saisonnier depuis des années, à moins de 30 % de leur capacité.

Mais l’UE impose que les stocks atteignent 90 % de remplissage à la fin de l’été, pouvant être abaissés à 80 % en cas de « conditions de marché difficiles ». Les traders intègrent ce remplissage dans leurs calculs pour les prix hivernaux, ce qui les maintient relativement bas.

Cela signifie que l’Europe doit injecter au moins 575 TWh de gaz cet été, soit le plus gros effort de reconstitution de ces dernières années. Cela a inversé la traditionnelle prime hivernale au profit de l’été, les traders anticipant un marché tendu pendant la saison estivale.

Cette inversion du spread été-hiver supprime tout intérêt commercial à injecter du gaz, ce qui pourrait amener les États à intervenir, comme en 2022. Toutefois, les spreads inversés avaient aussi duré plus longtemps au début de l’an passé, avant de redevenir favorables à mesure que la saison de remplissage avançait en avril.

Au Royaume-Uni, cette obligation de remplissage ne s’applique pas, mais le pays dispose de très peu de stockage par rapport à sa demande. Il exporte donc vers l’Europe en été et importe en hiver. Les prix d’été ont augmenté presque 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 entraîne une hausse des prix pour remplacer les cargaisons perdues. QatarEnergy aurait livré à l’Isle of Grain (terminal britannique) dans le cadre d’un contrat long terme, mais à court terme, les terminaux britanniques figurent parmi les plus chers d’Europe.

La hausse du gaz dope les prix de pointe de l’électricité, et les revenus des batteries

Le gaz fixe le prix de gros de l’électricité lors de la majorité des heures de pointe ou de transition dans la plupart des pays européens. 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 le prix marginal. Quand le gaz est cher, les prix de pointe de l’électricité augmentent d’autant.

Le charbon peut atténuer cet effet sur les marchés disposant encore de capacité thermique, comme l’Allemagne. Quand le gaz devient moins rentable que le charbon, les producteurs changent de combustible, limitant ainsi la hausse du prix marginal. Mais cette substitution accroît la demande de charbon, dont le prix a également augmenté cette semaine.

Les prix du carbone agissent en sens inverse : le charbon est plus émetteur que le gaz, donc une hausse du prix des quotas ETS réduit la fenêtre de substitution. Les quotas EU ETS montent généralement avec le gaz, car les producteurs achètent du carbone pour couvrir la hausse de la consommation de charbon. Mais cette semaine, les prix ETS sont restés modérés, peut-être en raison d’anticipations d’une activité industrielle plus faible face à ce nouveau choc énergétique.

Pour les batteries, la hausse du gaz augmente directement les revenus. Les batteries arbitrent l’écart entre les prix du midi fixés par le renouvelable et les prix de pointe élevés. Un écart plus large signifie plus de revenus par cycle. Selon l’analyse de sensibilité de Modo Energy, une hausse de 50 % du gaz combinée à une augmentation de 40 % du prix du carbone accroît les revenus des batteries de 28 %.

Les prix captés par le solaire progressent aussi. La hausse du gaz tire les prix vers le haut lors des heures de transition autour de la production solaire, augmentant la valeur absolue de l’énergie solaire injectée. Le taux de capture solaire (rapport entre le prix capté et le prix de base) reste inchangé, car il mesure la performance relative. Mais en valeur absolue, les actifs solaires gagnent plus par MW lorsque le gaz est cher.

Un choc gazier durable pourrait retarder les baisses de taux, voire les ramener au-dessus de 4 %

Le même choc gazier qui dope les revenus des actifs en exploitation pose un problème pour les nouveaux projets, via son impact sur les taux d’intérêt. La hausse des prix de gros de l’énergie se répercute sur l’inflation des ménages, 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, et le taux directeur de la Banque d’Angleterre de 0,8 point par rapport aux prévisions – le ramenant ainsi au-dessus de 4 %.

Les projets BESS sont très capitalistiques et sensibles au taux d’actualisation. La plupart des projets européens sont financés avec un coût du capital de 5 à 7 %, les prêteurs exigeant généralement que les revenus projetés couvrent le service de la dette au moins 1,2 à 1,4 fois. Une hausse d’un point du coût du capital peut réduire sensiblement le TRI des projets – poussant potentiellement les projets marginaux sous le seuil d’investissement final (FID).

Cela crée une tension directe : le même choc qui améliore la rentabilité des actifs existants relève le seuil d’exigence pour les nouveaux projets et peut retarder les décisions finales d’investissement sur les projets en développement avancé.