Le marché européen du gaz naturel, en constante évolution, affiche des signaux inquiétants pour les acteurs du secteur en 2025. Les écarts de prix entre les contrats d’été et d’hiver sur le Dutch TTF, principal indice de référence, se situent à un niveau historiquement bas. Un tel resserrement complique les stratégies de stockage, posant des questions sur la rentabilité des injections pour l’année à venir. Actuellement, le contrat d’été 2025 se négocie en moyenne avec une décote de 1,42 EUR/MWh par rapport à son homologue hivernal, bien en deçà du niveau nécessaire pour stimuler les opérations de stockage.
Des Spreads Trop Étroits pour Inciter au Stockage
Les professionnels du secteur s’accordent à dire que ces marges étroites ne fournissent pas suffisamment d’incitations pour les opérateurs. En 2023, l’écart entre les contrats d’été et d’hiver atteignait 3,16 EUR/MWh, ce qui permettait des injections économiques dans les installations de stockage à travers l’Europe. Pour 2025, les écarts devraient s’élargir à au moins 2 EUR/MWh afin de couvrir les coûts associés aux opérations de stockage. Un gestionnaire de portefeuille basé en France affirme que les opérateurs de stockage doivent désormais spéculer sur un élargissement des écarts pour que les injections soient viables.
Avec des exigences réglementaires strictes en vigueur, les États membres de l’Union européenne doivent remplir leurs installations de stockage à 90 % de leur capacité d’ici le 1er novembre. Cependant, avec des écarts aussi serrés, les acteurs du marché pourraient avoir recours à des mécanismes d’urgence pour atteindre ces objectifs. La régulation imposée en juin 2022 oblige les pays de l’UE à remplir leurs stockages à au moins 80 % avant le 1er novembre 2022 et à 90 % pour les années suivantes, rendant la situation encore plus contraignante pour 2025.
Analyse des Hubs et Contraintes Techniques
Les dynamiques des spreads ne sont pas uniformes sur tout le continent. La rentabilité des injections dépend fortement des coûts et des capacités de chaque hub de stockage. Par exemple, les injections au hub autrichien CEGH VTP pourraient rester rentables sous les conditions actuelles, alors que celles au hub français PEG pourraient ne pas l’être. Cette divergence illustre la nécessité pour les opérateurs de considérer les caractéristiques spécifiques de chaque site et d’adopter des stratégies adaptées en fonction de leurs coûts de fonctionnement et de leur capacité d’injection.
La vitesse d’injection joue également un rôle crucial. Les installations qui injectent plus lentement seront moins compétitives face à des spreads serrés. Selon un analyste basé au Royaume-Uni, la gestion des stocks pour 2025 pourrait dépendre des capacités de chaque site à optimiser leurs opérations face à ces nouvelles contraintes de marché.
Inquiétudes sur le Gaz Naturel Liquéfié (LNG) et Délais d’Infrastructure
En parallèle, le marché du gaz naturel liquéfié (LNG) en Europe montre également des signaux préoccupants. Les écarts de prix entre les contrats d’été et d’hiver se rétrécissent. Le contrat d’été 2025 pour le LNG en Europe du Nord-Ouest est évalué à 11,64 $/MMBtu, tandis que le contrat d’hiver 2025 est à 12,11 $/MMBtu. Ces marges sont parmi les plus faibles observées depuis février 2023 et reflètent l’incertitude grandissante concernant l’approvisionnement en LNG pour les prochaines années. Les retards dans le développement des infrastructures, notamment aux États-Unis, sont un facteur majeur qui contribue à cette situation.
Certains projets d’infrastructure LNG aux États-Unis, essentiels pour augmenter l’offre, accusent des retards en raison de contraintes de marché telles que la pénurie de main-d’œuvre, les taux d’intérêt élevés et l’inflation. Cette situation pourrait maintenir la pression sur les prix et les écarts jusqu’en 2027. Les analystes prévoient que la capacité additionnelle de regazéification pourrait finalement atténuer ces tensions, mais les incertitudes sur le calendrier exact pèsent sur les stratégies d’approvisionnement.
Perspectives de Marché et Ajustements Nécessaires
Les acteurs du marché doivent donc naviguer dans un environnement incertain où les spreads étroits et les défis d’approvisionnement persistent. Bien que les perspectives au-delà de 2025 indiquent un possible relâchement des tensions sur le marché, les années à venir pourraient nécessiter des ajustements stratégiques importants pour les opérateurs. Certains experts suggèrent que les hubs devront potentiellement revoir leurs coûts de stockage ou adapter leurs capacités d’injection pour rester compétitifs.
Face à ces évolutions, la capacité des régulateurs et des opérateurs à s’adapter rapidement sera essentielle pour éviter des déséquilibres importants dans le système énergétique européen. Les prochains mois seront cruciaux pour déterminer si les mécanismes de marché actuels suffiront à stimuler les injections nécessaires pour atteindre les objectifs réglementaires, ou si des interventions plus directes seront requises pour assurer la sécurité énergétique de la région.
