Selon les données de Gas Infrastructure Europe (GIE), les stocks de l'Union européenne et du Royaume-Uni n'ont augmenté que de 148 térawattheures (TWh), soit 2,1 TWh par jour, depuis le 31 mars.
Il s'agit du deuxième remplissage le plus lent depuis 2012 et d'un niveau bien inférieur à la moyenne saisonnière de 206 TWh, soit 2,9 TWh par jour, enregistrée au cours des dix dernières années.
L'Europe est sortie de l'hiver chaud de 2023/24 avec une quantité record de gaz encore stocké, de sorte qu'un remplissage relativement lent était nécessaire pour s'assurer que l'espace ne soit pas épuisé avant le début de l'hiver 2024/25.
Mais le début exceptionnellement lent de la saison de remplissage a déjà permis de réduire une partie de l'excédent et de diminuer la probabilité de manquer d'espace.
Le 9 juin, les stocks étaient supérieurs de 219 TWh (+37 % ou +1,57 écart-type) à la moyenne décennale précédente, mais l'excédent s'était réduit, passant de 277 TWh (+70 % ou +2,03 écarts-types) à la fin de l'hiver, le 31 mars.
Le stockage était déjà rempli à 72 % le 9 juin, soit 17 points de pourcentage au-dessus de la moyenne décennale, mais l'excédent s'était réduit par rapport aux 22 points de pourcentage enregistrés le 31 mars.
Sur la base des tendances saisonnières de la dernière décennie, les stocks sont en passe d'atteindre 1 223 TWh avant la fin de la saison de remplissage.
Ce chiffre dépasse la capacité technique du système, qui est d'environ 1 145 TWh, de sorte que la recharge devra rester lente pendant encore quelques semaines ou quelques mois.
Toutefois, le niveau de remplissage prévu à la fin de l'été a déjà diminué régulièrement par rapport aux 1 280 TWh du 31 mars et la probabilité d'un dépassement a fortement baissé.
Carnet de bord : Stockage et prix du gaz en Europe
La réduction du risque de surcharge s'est traduite par une hausse des prix à terme pour l'été 2024 et par un resserrement des écarts de calendrier pour la fin de la saison de remplissage.
Les prix des contrats à terme TTF néerlandais à l'avant-plan ont augmenté pour atteindre une moyenne de 34 euros par mégawattheure (MWh) jusqu'à présent en juin, ce qui les place dans le 77e centile pour tous les mois depuis 2010, après ajustement pour l'inflation.
Les prix du premier mois ont grimpé d'une moyenne de seulement 26 euros en février, ce qui les plaçait dans le 43e centile en termes réels.
Le spread calendaire entre octobre et novembre 2024, qui couvre la fin de la saison de recharge et le début de la réduction hivernale, s'est resserré, passant d'un contango de près de 3 euros en décembre et janvier à 2,20 euros jusqu'à présent en juin.
La baisse des prix internationaux du gaz a encouragé les acheteurs sensibles aux prix en Asie du Sud et de l'Est à acheter davantage de gaz naturel liquéfié (GNL), ce qui a détourné les cargaisons de l'Europe et contribué à éroder l'excédent.
Les fortes vagues de chaleur en Inde, au Bangladesh, en Asie du Sud-Est et dans le sud de la Chine ont également stimulé la consommation de gaz par les générateurs pour répondre à la demande de climatisation et de réfrigération, ce qui a eu pour effet de détourner davantage de GNL de l'Europe.
Depuis l'été 2023, les acheteurs de GNL d'Asie du Nord-Est sont prêts à payer une prime par rapport à leurs homologues du Nord-Ouest de l'Europe, mais cette prime a considérablement augmenté depuis la fin de l'hiver 2023/24.
Les prix à terme du GNL pour le gaz qui sera livré à l'Asie du Nord-Est en juillet 2024 s'échangent depuis le début du mois d'avril à plus de 3 euros par MWh au-dessus des prix de référence européens.
Jusqu'à présent, l'excédent européen l'a maintenue à l'écart et a permis de détourner davantage de GNL vers les acheteurs d'Asie du Sud et de l'Est, gourmands en gaz.
Les acheteurs européens devraient rester relativement inactifs pendant plusieurs mois encore, étant donné que les stocks sont encore bien supérieurs à la normale.
Mais comme l'excédent s'érode progressivement, la concurrence entre l'Europe et l'Asie pour le GNL devrait réapparaître avant la fin de 2024, et les prix pourraient grimper en flèche si un hiver froid aux deux extrémités de l'Eurasie entraîne une ruée sur les dernières cargaisons non engagées.
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John Kemp est analyste de marché chez Reuters. Les opinions exprimées sont les siennes. Suivez ses commentaires sur X https://twitter.com/JKempEnergy (Rédaction : Mark Potter)
