{"id":171714,"date":"2026-09-17T09:11:14","date_gmt":"2026-09-17T07:11:14","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=171714"},"modified":"2026-09-17T12:48:58","modified_gmt":"2026-09-17T10:48:58","slug":"hiver-2026-2027-gaz-maximums-reserves-minimums","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/fr\/hiver-2026-2027-gaz-maximums-reserves-minimums\/","title":{"rendered":"Hiver 2026-2027 en Europe : qui est le mieux pr\u00e9par\u00e9 avec un gaz au plus haut et des r\u00e9serves au plus bas"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 16 septembre 2026. Le gaz naturel europ\u00e9en se n\u00e9gocie \u00e0 des sommets in\u00e9dits depuis la fin de 2022, et les r\u00e9serves de l’Union europ\u00e9enne se situent bien en dessous de la moyenne des derni\u00e8res ann\u00e9es pour cette p\u00e9riode de l’ann\u00e9e. Toutefois, le mix de production, la d\u00e9pendance au gaz pour le chauffage et l’industrie et la capacit\u00e9 d’interconnexion de chaque pays d\u00e9terminent un niveau d’exposition tr\u00e8s diff\u00e9rent \u00e0 l’approche de l’hiver parmi les principaux march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9.<\/strong><\/p>\n

AleaSoft - hiver 2026 2027<\/a><\/div>\n

Les prix du gaz atteignent leur plus haut niveau depuis trois ans tandis que les r\u00e9serves europ\u00e9ennes accusent un retard<\/h2>\n

Le prix du gaz naturel<\/strong> sur le march\u00e9 de r\u00e9f\u00e9rence europ\u00e9en, le TTF<\/strong>, s’\u00e9tablissait le 16 septembre 2026 \u00e0 81,07 \u20ac\/MWh sur le march\u00e9 spot, apr\u00e8s avoir marqu\u00e9 un maximum annuel de 83,97 \u20ac\/MWh la veille. Ce sont des niveaux qui n’avaient plus \u00e9t\u00e9 enregistr\u00e9s depuis la fin de 2022, lorsque le march\u00e9 refl\u00e9tait encore la crise \u00e9nerg\u00e9tique cons\u00e9cutive \u00e0 l’invasion de l’Ukraine, et qui repr\u00e9sentent une hausse de 187% par rapport au d\u00e9but de l’ann\u00e9e. Le future du gaz TTF pour le trimestre suivant \u00e9volue dans le m\u00eame sens et se situait \u00e0 79,95 \u20ac\/MWh le 15 septembre, soit 191% de plus qu’au d\u00e9but de l’ann\u00e9e. \u00c0 cette hausse des prix s’ajoute une situation tendue des r\u00e9serves, avec un taux de remplissage des stockages de l’Union europ\u00e9enne de 68,49% au 15 septembre 2026, bien en dessous des 80,83% enregistr\u00e9s \u00e0 la m\u00eame date en 2025 et des niveaux sup\u00e9rieurs \u00e0 93% de 2023 et 2024, une combinaison qui constitue un risque pour les march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9.<\/p>\n

AleaSoft - stockage gaz<\/a><\/div>\n

L’Allemagne et la France abordent l’hiver avec moins de marge qu’il y a un an<\/h2>\n

L’Allemagne<\/strong> concentre une grande partie du risque cet hiver. Sans production nucl\u00e9aire depuis 2023, avec une forte d\u00e9pendance au gaz naturel pour la production d’\u00e9lectricit\u00e9, le chauffage et l’industrie, et avec ses terminaux flottants de GNL<\/strong> qui comblent le vide laiss\u00e9 par le gaz russe, le pays aborde l’hiver avec un taux de remplissage des stockages de 55,93%, soit pr\u00e8s de 20 points de pourcentage de moins que les 76% enregistr\u00e9s il y a un an, la plus forte baisse en glissement annuel parmi les grands march\u00e9s europ\u00e9ens. Cette combinaison explique pourquoi le future de l’\u00e9lectricit\u00e9 du march\u00e9 EEX pour le quatri\u00e8me trimestre 2026 s’est n\u00e9goci\u00e9 en Allemagne \u00e0 173,61 \u20ac\/MWh le 15 septembre, l’un des niveaux absolus les plus \u00e9lev\u00e9s parmi les grands march\u00e9s continentaux.<\/p>\n

La France<\/strong> est souvent cit\u00e9e comme le march\u00e9 le mieux prot\u00e9g\u00e9 gr\u00e2ce \u00e0 son parc nucl\u00e9aire, et la pr\u00e9vision d’EDF pour 2026 et 2027 se situe dans la fourchette de 350 \u00e0 370 TWh, selon les indications communiqu\u00e9es fin 2025. Toutefois, ce coussin nucl\u00e9aire est plus r\u00e9duit que d’habitude cet hiver. Le r\u00e9acteur EPR Flamanville-3, d’environ 1,6 GW, s’arr\u00eate en septembre 2026 pour sa premi\u00e8re visite compl\u00e8te, d’une dur\u00e9e estim\u00e9e \u00e0 un an, ce qui signifie qu’il sera hors service pendant tout l’hiver. Malgr\u00e9 cela, le niveau des r\u00e9serves de gaz de la France, \u00e0 77,16% contre 90% en 2025, et le future de l’\u00e9lectricit\u00e9 pour le Q4\u20112026 sur le march\u00e9 EEX, \u00e0 159,70 \u20ac\/MWh au 15 septembre, refl\u00e8tent encore une position plus confortable que celle de l’Allemagne, bien qu’avec moins de marge que celle que l’on attribue habituellement \u00e0 ce march\u00e9.<\/p>\n

Italie, Espagne et Portugal : une d\u00e9pendance au gaz diff\u00e9rente, une exposition diff\u00e9rente<\/h2>\n

L’Italie<\/strong> conserve une forte d\u00e9pendance au gaz naturel dans son mix de production, ce qui en fait l’un des march\u00e9s les plus sensibles \u00e0 tout mouvement du TTF. Le taux de remplissage de ses stockages s’\u00e9tablit \u00e0 84,80%, soit seulement environ 5 points de pourcentage de moins que les 90% enregistr\u00e9s en 2025, la plus faible baisse parmi les grands march\u00e9s analys\u00e9s, mais cette solidit\u00e9 relative des r\u00e9serves ne l’emp\u00eache pas d’\u00eatre le march\u00e9 aux prix de l’\u00e9lectricit\u00e9 les plus \u00e9lev\u00e9s du groupe, avec le future pour le Q4\u20112026 \u00e0 214,77 \u20ac\/MWh et le future pour le Q1\u20112027 \u00e0 198,45 \u20ac\/MWh sur le march\u00e9 EEX le 15 septembre.<\/p>\n

L’Espagne<\/strong> et le Portugal<\/strong> partent d’une position diff\u00e9rente, avec un poids du gaz dans la production d’\u00e9lectricit\u00e9 bien inf\u00e9rieur \u00e0 celui de l’Italie gr\u00e2ce \u00e0 leur parc renouvelable et \u00e0 la production nucl\u00e9aire en Espagne, et avec des taux de remplissage des stockages de 73,44% et 93,95% respectivement, contre 86,34% et 99,54% en 2025. Malgr\u00e9 cela, le gaz continue d’agir comme combustible marginal pendant les heures qui fixent le prix du march\u00e9 ib\u00e9rique, et la capacit\u00e9 d’interconnexion<\/strong> avec la France reste limit\u00e9e pour exporter l’exc\u00e9dent renouvelable ou importer de l’\u00e9lectricit\u00e9 dans les moments de tension. Le future de l’Espagne pour le Q4\u20112026 sur le march\u00e9 EEX s’est n\u00e9goci\u00e9 \u00e0 150,14 \u20ac\/MWh le 15 septembre, en hausse de 126% par rapport au d\u00e9but de l’ann\u00e9e.<\/p>\n

Royaume-Uni et Pologne : des risques diff\u00e9rents<\/h2>\n

Le Royaume-Uni<\/strong> combine une forte d\u00e9pendance au gaz naturel, tant pour la production d’\u00e9lectricit\u00e9 que pour le chauffage, avec une capacit\u00e9 de stockage structurellement r\u00e9duite depuis la fermeture de l’installation de Rough, ce qui place son taux de remplissage \u00e0 seulement 31,31%. Le pays se trouvant en dehors du march\u00e9 unique europ\u00e9en, son exposition d\u00e9pend davantage des interconnexions avec le continent et de ses propres importations de GNL. Sur le march\u00e9 EEX, le future britannique pour le Q1\u20112027 a atteint 162,36 \u20ac\/MWh le 15 septembre, en hausse de 112% par rapport au prix de r\u00e8glement du 2 janvier.<\/p>\n

La Pologne<\/strong> pr\u00e9sente un profil diff\u00e9rent. Le taux de remplissage de ses stockages au 15 septembre, de 98,25%, est m\u00eame sup\u00e9rieur aux 96,23% enregistr\u00e9s il y a un an, gr\u00e2ce \u00e0 une politique active de diversification de l’approvisionnement apr\u00e8s la fin des importations de gaz russe. Le risque de la Pologne r\u00e9side moins dans les r\u00e9serves que dans la transition de son mix de production, encore fortement d\u00e9pendant du charbon, vers une part plus importante de gaz et de renouvelables, un processus qui conditionne son exposition future au march\u00e9 du gaz d’une mani\u00e8re diff\u00e9rente de celle des autres march\u00e9s analys\u00e9s.<\/p>\n

Des m\u00e9canismes d’att\u00e9nuation pour un hiver plus tendu<\/h2>\n

Face \u00e0 ce sc\u00e9nario, les diff\u00e9rents march\u00e9s disposent d’outils pour amortir l’impact. Les contrats d’approvisionnement \u00e0 long terme et les strat\u00e9gies de couverture<\/strong> permettent aux fournisseurs et aux grands consommateurs de s\u00e9curiser une partie de leur exposition avant que la volatilit\u00e9 ne se r\u00e9percute sur la facture. Les r\u00e9serves strat\u00e9giques et les m\u00e9canismes de solidarit\u00e9 de l’Union europ\u00e9enne, activ\u00e9s lors de pr\u00e9c\u00e9dentes p\u00e9riodes de tension, offrent un filet de s\u00e9curit\u00e9 suppl\u00e9mentaire face \u00e0 une perturbation grave de l’approvisionnement.<\/p>\n

Le renforcement des interconnexions<\/strong>, tant \u00e9lectriques que gazi\u00e8res, entre la p\u00e9ninsule Ib\u00e9rique et le reste du continent, et entre les march\u00e9s du nord et du sud de l’Europe, reste la mesure structurelle la plus importante pour r\u00e9duire les diff\u00e9rences d’exposition entre les diff\u00e9rents march\u00e9s europ\u00e9ens, mais son d\u00e9veloppement d\u00e9passe l’horizon de cet hiver.<\/p>\n

Des risques susceptibles d’accentuer la pression sur le march\u00e9<\/h2>\n

Plusieurs facteurs pourraient accentuer la pression sur les prix au cours des prochains mois. Une vague de froid prolong\u00e9e au c\u0153ur de l’hiver exigerait un rythme de soutirage des stockages plus rapide. La concurrence avec l’Asie pour les cargaisons de GNL disponibles, sur un march\u00e9 mondial o\u00f9 tout changement de la demande en Chine ou au Japon se r\u00e9percute rapidement sur le prix, constitue un autre facteur de risque, tout comme la persistance des tensions g\u00e9opolitiques dans les zones de transit du GNL.<\/p>\n

Sur le plan m\u00e9t\u00e9orologique, l’agence am\u00e9ricaine NOAA situe l’indice ENSO Ni\u00f1o 3.4 \u00e0 1,8 \u00b0C en ao\u00fbt 2026 et attribue une probabilit\u00e9 sup\u00e9rieure \u00e0 90% \u00e0 un \u00e9pisode El Ni\u00f1o tr\u00e8s fort pendant l’automne et l’hiver, avec une probabilit\u00e9 de 75% que le trimestre d’octobre \u00e0 d\u00e9cembre d\u00e9passe 2,5 \u00b0C, un niveau exceptionnel depuis 1950. Un \u00e9pisode de cette ampleur est g\u00e9n\u00e9ralement associ\u00e9 \u00e0 des hivers plus doux et plus humides dans l’ouest et le sud de l’Europe, un sch\u00e9ma que l’AEMET elle-m\u00eame refl\u00e8te dans sa pr\u00e9vision saisonni\u00e8re pour l’Espagne, avec des temp\u00e9ratures dans le tercile sup\u00e9rieur pour le trimestre de septembre \u00e0 novembre. Toutefois, le risque de coups de froid isol\u00e9s est plus \u00e9lev\u00e9 si le vortex polaire s’affaiblit.<\/p>\n

Effets sur les march\u00e9s de l’\u00e9lectricit\u00e9 : prix marginal et volatilit\u00e9<\/h2>\n

Le gaz naturel reste, sur la plupart des march\u00e9s, le combustible marginal qui fixe le prix de l’\u00e9lectricit\u00e9 pendant de nombreuses heures dans toute l’Europe, de sorte que tout mouvement du TTF se r\u00e9percute assez rapidement sur les prix des march\u00e9s de l’\u00e9lectricit\u00e9. Cette r\u00e9percussion n’est toutefois pas uniforme tout au long de la journ\u00e9e, et la volatilit\u00e9<\/strong> attendue cet hiver repr\u00e9sente une opportunit\u00e9 importante pour la lecture des \u00e9carts de prix entre les heures et pour l’exploitation des batteries<\/strong> et d’autres actifs de stockage d’\u00e9nergie<\/strong>, capables de capter de la valeur pr\u00e9cis\u00e9ment aux moments de plus forte tension entre l’offre et la demande. Un hiver avec des r\u00e9serves tendues et des prix du gaz \u00e9lev\u00e9s est, en ce sens, un sc\u00e9nario dans lequel la gestion active des positions, plut\u00f4t que la simple exposition au march\u00e9, fait la diff\u00e9rence dans le r\u00e9sultat final.<\/p>\n

Un hiver marqu\u00e9 par l’incertitude sur les march\u00e9s de l’\u00e9nergie<\/h2>\n

L’hiver 2026-2027 se profile avec un march\u00e9 du gaz affichant des prix plus \u00e9lev\u00e9s et des r\u00e9serves plus tendues que ces derni\u00e8res ann\u00e9es, dans un contexte o\u00f9 l’exposition r\u00e9elle de chaque march\u00e9 europ\u00e9en de l’\u00e9lectricit\u00e9 d\u00e9pend de facteurs tr\u00e8s diff\u00e9rents, du mix de production \u00e0 la disponibilit\u00e9 du parc nucl\u00e9aire lui-m\u00eame. Face \u00e0 l’incertitude sur les march\u00e9s de l’\u00e9nergie, la capacit\u00e9 d’anticiper l’\u00e9volution des prix du gaz et de l’\u00e9lectricit\u00e9, march\u00e9 par march\u00e9, devient un facteur essentiel pour la prise de d\u00e9cision. AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> suit de pr\u00e8s l’\u00e9volution de ces march\u00e9s par l’interm\u00e9diaire d’AleaBlue<\/strong>, sa division de pr\u00e9visions \u00e0 court et moyen terme<\/a>.<\/p>\n

Source : AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

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