Les stocks de gaz européens affichent un déficit de 36 % par rapport à l'an dernier, tandis que les prix restent deux fois supérieurs aux niveaux d'avant-crise. La fin du transit russe via l'Ukraine et les épisodes de Dunkelflaute accentuent la pression sur un continent dont l'industrie paie son éne
L'Europe aborde l'hiver 2025-2026 avec des réserves de gaz nettement inférieures à la normale. Selon les dernières données, les installations de stockage européennes ne sont remplies qu'à 72-74 %, contre une moyenne quinquennale de 84 % à cette période de l'année. Ce déficit de 24 milliards de mètres cubes (bcm) – soit 36 % de moins que l'an passé – place le continent dans une position de vulnérabilité face aux aléas climatiques et géopolitiques.
Le contrat TTF néerlandais, référence du marché européen, s'établit actuellement autour de 26,75 €/MWh, son niveau le plus bas depuis avril 2024. Cette baisse de 45 % depuis le début de l'année marque un net recul par rapport aux sommets atteints lors de la crise de 2022. Toutefois, ces prix restent environ deux fois supérieurs aux niveaux d'avant-crise, pesant structurellement sur la compétitivité des entreprises européennes.
L'Agence internationale de l'énergie (AIE) souligne que les prix du gaz pour les industriels européens ont été en moyenne 30 % plus élevés qu'en Chine et cinq fois supérieurs à ceux pratiqués aux États-Unis depuis 2022. Cette situation menace durablement la base industrielle du continent.
Le 1er janvier 2025, le transit de gaz russe via l'Ukraine a définitivement cessé après l'expiration du contrat entre Gazprom et Naftogaz. Cette décision, assumée par le président Zelensky pour priver Moscou de revenus estimés à 5 milliards de dollars annuels, a mis fin à soixante ans d'approvisionnement par cette voie.
Les pays les plus exposés – Autriche, Slovaquie et Hongrie, pour lesquels ce transit représentait 65 % de leur consommation en 2023 – ont néanmoins réussi à s'adapter en diversifiant leurs sources d'approvisionnement. Les importations de GNL américain compensent désormais l'essentiel du déficit, représentant 56 % des importations européennes de gaz naturel liquéfié.
Les épisodes de Dunkelflaute – ces périodes de faible vent et d'ensoleillement limité – ont mis en lumière la fragilité du système électrique européen. En novembre 2025, une semaine de conditions anticycloniques persistantes a réduit la production renouvelable allemande à 30 % de la normale, propulsant les prix spot à 145 €/MWh, voire 820 €/MWh en intraday.
Selon Wood Mackenzie, l'Europe connaît en moyenne 1,6 épisode de Dunkelflaute par an, avec une concentration marquée entre novembre et janvier. La Belgique est particulièrement exposée avec trois événements annuels en moyenne, tandis que le Portugal en est épargné grâce à son ensoleillement hivernal.
« La Dunkelflaute représente le scénario le plus défavorable pour un système électrique fondé sur les renouvelables. »
— Gerald Kaendler, Directeur Asset Management, Amprion
Le rapport Draghi sur la compétitivité européenne, publié en septembre 2024, avait tiré la sonnette d'alarme : les prix de l'électricité industrielle dans l'UE sont 2,5 fois plus élevés qu'aux États-Unis, et ceux du gaz 3 à 5 fois supérieurs. Un an plus tard, seules 11,2 % des 383 recommandations du rapport ont été pleinement mises en œuvre.
Les conséquences sont tangibles :
Dans ce contexte difficile, la France tire son épingle du jeu grâce à son parc nucléaire. Les tarifs réglementés de l'électricité ont baissé de 15 % en moyenne depuis février 2025, s'établissant à 0,1952 €/kWh pour les ménages. Le prix de référence du gaz naturel reste également compétitif, les offres les plus avantageuses tournant autour de 0,0957 €/kWh.
Selon le baromètre AEGE de septembre 2025, les grands consommateurs industriels espagnols paient leur électricité 2,5 fois plus cher qu'en France, illustrant l'avantage comparatif hexagonal.
Les analystes anticipent une sortie d'hiver délicate. ING prévoit que les stocks européens ne seront remplis qu'à 25 % fin mars 2026, contre 30-31 % selon BNEF en cas de conditions météorologiques normales. Un épisode de froid sévère pourrait faire chuter ce niveau jusqu'à 28 %.
La détente n'interviendra véritablement qu'à partir de 2026-2027, avec l'arrivée massive de nouvelles capacités de GNL. Goldman Sachs anticipe un TTF à 29 €/MWh en 2026, puis 20 €/MWh en 2027, et potentiellement 12 €/MWh d'ici 2028-2029 en cas de surcapacité de stockage.
Pour les épargnants français, cette situation justifie une vigilance accrue sur les secteurs énergivores (chimie, métallurgie, ciment) tout en offrant des opportunités sur les valeurs liées aux infrastructures énergétiques, au GNL et aux solutions de stockage d'énergie.
