GNL
À l’approche du quatrième anniversaire de l’invasion de l’Ukraine, l’UE se prépare à supprimer totalement les importations de gaz russe d’ici 2027. Cela devrait entraîner une légère hausse des importations de GNL et impacter les flux sur le continent, puisque les terminaux GNL d’Europe du Nord-Ouest et d’Europe orientale (Pologne, Croatie, Grèce) constituent une source clé d’approvisionnement en gaz pour l’Europe.
Les préoccupations liées à la sécurité d’approvisionnement s’atténuent désormais, car la montée en puissance des capacités de regazéification GNL touche à sa fin et la vague de capacités de liquéfaction en provenance du Qatar et des États-Unis arrive en phase de mise en service. Les taux moyens d’utilisation en Europe ont atteint environ 50 % au premier semestre 2025 et pourraient augmenter significativement en cas d’hiver rigoureux ou de perturbations des approvisionnements par gazoducs, en raison d’une dépendance accrue aux importations de GNL.
À long terme, avec la baisse de la production de gaz naturel dans l’UE + Royaume-Uni + Norvège, l’approvisionnement en gaz va profondément évoluer et dépendra de plus en plus du biométhane produit localement et des importations de GNL :
- Pour les opérateurs d’infrastructures, la question du rôle du GNL à l’horizon 2050 et au-delà devient centrale pour la planification à long terme. De nombreux terminaux en Europe du Nord-Ouest et au Royaume-Uni ont sécurisé des réservations jusqu’en 2040-2050, ce qui souligne l’intérêt pour des capacités de regazéification à long terme dans cette zone. Cependant, les infrastructures nécessitant des CAPEX importants dans les années à venir devront continuer à sécuriser des capacités à long terme sous peine de risquer une mise en friche des actifs.
- Pour les expéditeurs, la valeur des capacités de regazéification européennes devient plus évidente : les acteurs amont (notamment les opérateurs de liquéfaction) manifestent un intérêt croissant pour la réservation de capacités, et les traders sont prêts à prendre des participations dans les terminaux, en plus des utilities et des acteurs de portefeuille qui réservent des capacités pour sécuriser leur chaîne d’approvisionnement et maximiser la valeur d’optionalité.
Stockage
La dépendance annuelle à des approvisionnements significatifs en GNL a affaibli les spreads hiver-été et la valeur intrinsèque du stockage en Europe, entraînant le non-remplissage ou la non-réservation de capacités de stockage « lentes » malgré les obligations de remplissage. L’impact sur les opérateurs de stockage souterrain (UGS) varie selon les zones : il reste relativement limité en France grâce au mécanisme de plafonnement des revenus et au Royaume-Uni en raison de capacités limitées, tandis qu’en Allemagne certains opérateurs ont demandé à retirer des capacités importantes (ex. Uniper à Breitbrunn).
Cette situation, où les signaux de prix ne reflètent pas la valeur du stockage pour la sécurité d’approvisionnement, pousse l’industrie et les acteurs publics à envisager des obligations de stockage stratégique similaires à celles en vigueur en Italie :
- Une réduction significative des capacités de stockage à court terme pourrait menacer la capacité de l’Europe à faire face à un hiver rigoureux.
- Une dépendance accrue au GNL et des tensions géopolitiques croissantes pourraient justifier des stocks de gaz pour les mêmes raisons que les stocks pétroliers.
Réseaux
Alors que les premiers éléments des réseaux de transport d’hydrogène sont mis en service (ex. 400 km de réseau H₂ mis en service par Gascade en décembre 2025), la trajectoire pour les infrastructures de transport devient plus claire, bien qu’elle reste conditionnée à des évolutions incertaines de la demande en méthane et en hydrogène.
Alors que les premiers éléments des réseaux de transport d’hydrogène sont mis en service (ex. 400 km de réseau H₂ mis en service par Gascade en décembre 2025), la trajectoire pour les infrastructures de transport devient plus claire, bien qu’elle reste conditionnée à des évolutions incertaines de la demande en méthane et en hydrogène.
En revanche, la planification des réseaux de distribution reste rarement disponible à l’échelle locale : la directive sur le marché intérieur du gaz (IGMD) stipule que les GRD doivent élaborer des plans de démantèlement des réseaux (« NDP »), mais une enquête menée auprès des GRD en Allemagne par la VKU a montré que « pour 46 % des services publics municipaux et fournisseurs locaux d’énergie, il reste encore incertain ce qu’il adviendra de leur réseau gazier ». Cela est d’autant plus frappant que les opérateurs allemands devraient être en avance sur les autres en raison des plans municipaux de « transition thermique » (« Wärmeplanung ») rendus obligatoires par une loi de 2023 (application prévue d’ici 2026 ou 2028 selon la taille du réseau).
Les questions liées à la planification locale de la consommation/production de méthane, à l’amortissement accéléré, au droit de déconnecter les consommateurs et au risque d’augmentation des tarifs unitaires devront être résolues pour réussir une transition maîtrisée.
Pour l’instant, des cas comme celui du GRD MVV à Mannheim (annonçant en 2024 le démantèlement complet du réseau de distribution de gaz d’ici 2035, puis déclarant en 2025 qu’aucune date cible ne pouvait être fixée en raison de l’incertitude politique) illustrent l’incertitude à laquelle les GRD doivent faire face.
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