Lire le marché du gaz et du GNL : les trois indices et l'arbitrage entre bassins

Le gaz naturel se lit à l’envers du pétrole. Le pétrole a un prix mondial, à quelques différentiels de qualité près, parce qu’un baril se transporte facilement partout. Le gaz, lui, reste longtemps prisonnier de ses tuyaux : sans gazoduc, il faut le liquéfier pour le déplacer, une opération coûteuse qui fragmente le marché en trois grandes régions aux prix distincts. Comprendre le gaz, c’est d’abord accepter qu’il n’a pas un prix, mais trois, et que l’essentiel se joue dans l’écart entre eux. Ce guide déroule les indices, la chaîne du GNL, les unités, l’arbitrage et les signaux, avec la crise d’Ormuz de 2026 comme fil rouge, en complément de notre guide du marché pétrolier.

Trois indices, pas un prix

Le marché mondial du gaz s’organise autour de trois références. Le Henry Hub est un point de livraison physique en Louisiane, prix directeur du gaz aux États-Unis et socle de la plupart des contrats d’export de GNL américain. Le TTF, Title Transfer Facility, est un point d’échange virtuel néerlandais devenu la référence européenne, coté en euros par mégawattheure. Le JKM, Japan-Korea Marker publié par S&P Global Platts, est l’indice du GNL spot livré en Asie du Nord-Est.

Ces trois prix ne s’alignent pas, et leur hiérarchie a une logique. Le Henry Hub est structurellement le moins cher, car les États-Unis produisent un gaz abondant qu’ils peinaient longtemps à exporter. Le TTF et le JKM cotent plus haut, parce qu’ils intègrent le coût d’acheminer du gaz liquéfié jusqu’à eux. Selon les données de l’association du GNL, le TTF et le JKM soutiennent une prime de 5 à 10 dollars par MMBtu sur le Henry Hub, précisément pour couvrir la liquéfaction, le transport et la rareté relative de l’offre en Asie et en Europe.

La chaîne du GNL : le lien entre les bassins

Ce qui transforme trois marchés cloisonnés en un système connecté, c’est le gaz naturel liquéfié, le GNL. Le principe tient en trois étapes. On refroidit le gaz à environ −162°C pour le liquéfier, divisant son volume par plus de six cents et le rend transportable par méthanier. On l’expédie par mer vers le bassin le mieux rémunéré. On le regazéifie à l’arrivée, dans un terminal d’importation, pour l’injecter dans le réseau. Selon l’association du GNL, le commerce mondial a atteint environ 400 millions de tonnes en 2024.

Cette chaîne a un coût énergétique, souvent oublié. Liquéfier, transporter et regazéifier consomment entre 10 et 15 % du contenu énergétique initial du gaz. C’est ce coût, ajouté au fret et à la marge, qui explique la prime des indices d’import sur le Henry Hub. Il explique aussi pourquoi le GNL ne se déroute pas instantanément : un méthanier met des semaines à changer de bassin, et les usines de liquéfaction se construisent en années. La flexibilité du GNL est réelle mais lente, ce qui laisse les écarts de prix persister plus longtemps que sur le pétrole.

Les unités, un piège à éviter

Comparer les trois indices exige de manier leurs unités, et c’est là que les erreurs se glissent. Le Henry Hub et le JKM se cotent en dollars par MMBtu, le million de British thermal units. Le TTF se cote en euros par mégawattheure. Or un MWh vaut environ 3,412 MMBtu, et il faut encore convertir l’euro en dollar. Un TTF à 40 euros le MWh ne se compare donc pas directement à un JKM à 13 dollars le MMBtu sans repasser par ces conversions. Beaucoup de comparaisons hâtives concluent à un arbitrage qui n’existe pas, faute d’avoir aligné les unités. La règle est simple : ramener les trois prix au dollar par MMBtu avant toute comparaison.

L’arbitrage : qui capte la cargaison

Une fois les prix alignés, la mécanique devient limpide. Une cargaison de GNL non engagée par contrat de long terme part vers le bassin qui la paie le mieux, net des coûts. Concrètement, si le JKM asiatique dépasse le TTF européen de plus que le coût de transport et de l’évaporation en route, les cargaisons se détournent de l’Europe vers l’Asie, et inversement. L’écart TTF-JKM est ainsi la boussole du marché : il ne dit pas seulement quel bassin est le plus cher, il dit où iront les prochains navires.

Cet arbitrage a une conséquence politique. En cas de choc, l’Europe et l’Asie se disputent les mêmes cargaisons, et le prix marginal monte pour celui qui doit surenchérir. C’est ce qui s’est produit lors de la crise d’Ormuz de 2026, quand la suspension d’une partie de la production qatarie a retiré d’un coup près d’un cinquième de l’offre mondiale de GNL, propulsant le TTF au-dessus de 60 euros le mégawattheure en une seule séance. Le montant américain record d’export n’a compensé qu’en partie, parce que le GNL fixe souvent le prix marginal en Europe.

Le stockage et les goulots : les amortisseurs

Deux variables amortissent ou amplifient ces chocs. Le stockage, d’abord, surtout européen : les niveaux de remplissage des réserves de gaz avant l’hiver déterminent la marge de l’Europe face à une rupture. Un stockage plein permet d’absorber une coupure quelques semaines ; un stockage bas transforme le moindre incident en flambée. Suivre le taux de remplissage des stockages européens est donc l’un des signaux les plus prédictifs du TTF.

Les goulots maritimes, ensuite. Une part majeure du GNL mondial dépend de quelques passages étroits, au premier rang desquels le détroit d’Ormuz, par lequel transite la quasi-totalité des exportations qataries. Nous avons documenté dans la chaîne d’approvisionnement d’Ormuz comment une perturbation de ce corridor, aggravée par l’absence de route alternative pour le gaz contrairement au pétrole, se transmet directement au TTF et au JKM. Le gaz est plus vulnérable que le pétrole à ces goulots, car il n’a ni pipeline de contournement à la hauteur, ni marché spot aussi fluide.

Les signaux à suivre

Cinq aiguilles concentrent l’information sur ce marché. Les trois indices ramenés à une même unité, le dollar par MMBtu, pour lire la hiérarchie et sa déformation. L’écart TTF-JKM, pour anticiper la direction des cargaisons. Le taux de remplissage des stockages européens, baromètre de la résistance à un choc. La capacité d’export américaine et le gaz d’alimentation des usines de liquéfaction, qui plafonnent l’offre flexible. Et l’état des goulots maritimes, Ormuz en tête, dont dépend l’accès au gaz du Golfe.

Le gaz est un marché de tuyaux et de navires avant d’être un marché de prix. Sa fragmentation en trois bassins, la lenteur de son arbitrage et sa dépendance à quelques passages étroits en font un actif où la géographie compte autant que l’offre et la demande. Lire le gaz, c’est suivre non pas un chiffre, mais un écart, et se rappeler que ce qui coûte le plus cher n’est pas le gaz, mais le voyage qu’il doit faire pour arriver là où on en manque.

Sources

• LNG Allies (liquefiednaturalgas.org), « LNG Pricing & Market Benchmarks: Henry Hub, TTF, JKM Explained » (rôle des trois indices, prime de 5 à 10 $/MMBtu du TTF/JKM sur le Henry Hub) : https://liquefiednaturalgas.org/market/pricing/
• LNG Allies, « LNG Market » (chaîne liquéfaction-transport-regazéification, commerce mondial ~400 Mt en 2024, coût énergétique de 10 à 15 %) : https://liquefiednaturalgas.org/market/
• ICE, « Natural gas benchmarks: a new landscape » (globalisation du gaz, liquidité et couverture des indices) : https://www.ice.com/insights/market-pulse/lng-trading-liquidity-hedging-a-new-landscape-for-natural-gas-benchmarks
• LNGPriceIndex, cotations JKM, TTF et Henry Hub (niveaux indicatifs et unités) : https://lngpriceindex.com/lng-benchmark
• Natural Gas Intelligence, « U.S. LNG Profits Exposed as Market Again Shifts, Global Natural Gas Prices Converge » (convergence et arbitrage entre bassins) : https://naturalgasintel.com/news/us-lng-profits-exposed-as-market-again-shifts-global-natural-gas-prices-converge/

Ce guide est une analyse pédagogique et ne constitue pas un conseil en investissement. Les niveaux de prix sont indicatifs et cités à la date de leurs sources.