Gaz américain : l’Europe risque de payer son hiver au prix fort

L’Europe aura besoin des méthaniers américains pour se chauffer cet hiver. Elle devra aussi convaincre leurs acheteurs de choisir ses ports plutôt que ceux d’Asie. Cette concurrence devient plus coûteuse lorsque les réserves sont basses : le relevé affiché par Gas Infrastructure Europe le 4 novembre 2026 donne 841,63 térawattheures en stockage dans l’Union, soit 74,33 % de la capacité utile. L’Allemagne affiche 60,81 %, l’Italie 90,73 %. Chaque pourcentage rapporte le gaz stocké à la taille des installations du pays ; il renseigne sur leur remplissage, tandis que l’autonomie dépend aussi de la consommation et des arrivages. ¹

Le gaz naturel liquéfié, ou GNL, est du gaz refroidi jusqu’à l’état liquide pour voyager par bateau. Les cargaisons américaines rejoignent l’Europe par une route qui évite le détroit d’Ormuz, dont les perturbations désorganisent le commerce mondial. Pour les volumes dont la destination reste flexible, le port d’arrivée dépend des contrats, du fret et du prix attendu. La sécurité énergétique européenne passe ainsi, en partie, par une décision commerciale prise autour d’une cargaison. ^{2 3}

Dans son Global Gas Security Review 2026, publié le 3 novembre, l’Agence internationale de l’énergie (AIE) décrit un début de saison de chauffe avec des réserves européennes au plus bas depuis 2013. Son scénario de stress combine un hiver plus froid que la moyenne et des perturbations prolongées à Ormuz : les stocks pourraient alors finir mars 2027 sous 10 %. Cette issue reste conditionnelle. Le risque le plus immédiat pour les acheteurs tient au prix nécessaire pour attirer les livraisons. ²

Une réserve plus mince avant le froid

Le phénomène commence au printemps. À la sortie de l’hiver 2025-2026, les stocks européens étaient remplis à 28 %, contre 34 % un an plus tôt et environ 40 % en moyenne sur les neuf années examinées par l’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie, l’ACER. Une réserve plus entamée demande davantage d’injections. L’été 2026 a pourtant cumulé prix élevés et disponibilité mondiale du GNL réduite : acheter pour stocker devenait moins intéressant pour certains opérateurs. ³

En valorisant les volumes injectés au prix de gros quotidien du marché néerlandais (TTF), l’ACER estime à environ 27 milliards d’euros le coût du remplissage pendant l’été 2026. Cette estimation haute indicative peut différer des coûts réels des opérateurs, selon leurs contrats. ³

Le réseau européen des gestionnaires de transport de gaz, ENTSOG, indiquait 72 % de remplissage au 1er octobre ; l’ACER relevait 75 % au 21 octobre. Le tableau GIE affiché le 4 novembre donne ensuite 74,33 %. Ces observations datées décrivent une réserve plus mince au début de la saison de chauffe. ^{1 3 4}

Méthode et limites

Les six barres partagent la même échelle de 0 à 100 %. Le total UE est pondéré par les capacités. Les TWh mesurent la quantité d’énergie stockée, indépendamment du taux de remplissage. La comparaison des taux entre pays ne mesure ni leurs jours d’autonomie ni leurs débits de soutirage. Le relevé affiché est daté ; les révisions du tableau dynamique restent possibles.

Le stock sert essentiellement à déplacer du gaz de l’été vers l’hiver. Selon la Commission européenne, les stockages ont généralement fourni 25 à 30 % du gaz consommé pendant les hivers européens ; ENTSOG estime cette contribution à environ 26 % durant l’hiver 2025-2026. Les importations par gazoduc et par méthanier couvrent le reste, avec la production intérieure. Lorsqu’un réservoir est bas, le réseau doit compenser par des arrivées plus régulières ou par une demande moindre. ^{4 5}

Une réserve basse pose aussi un problème de débit. En dessous d’environ 30 % de remplissage, la capacité de soutirage tend à diminuer, souligne l’AIE. Le gaz restant sous terre peut alors être livré moins vite, précisément au moment où une vague de froid accroît les besoins quotidiens. La quantité disponible et la vitesse de livraison doivent se lire ensemble. ²

Le gaz américain absorbe une partie du choc d’Ormuz

Depuis le conflit déclenché au Moyen-Orient à la fin de février 2026, les flux gaziers qui passaient par Ormuz ont subi des perturbations répétées. L’AIE estime que, de mars à octobre, les chargements de GNL du Qatar et des Émirats arabes unis ont reculé de plus de 60 milliards de mètres cubes par rapport à la même période de 2025. Les producteurs situés hors du Golfe ont accru leur production de plus de 40 milliards de mètres cubes. L’écart net mondial reste d’environ 20 milliards de mètres cubes, soit une baisse proche de 6 % sur cette période. Les deux premières valeurs sont des bornes arrondies. La perte mondiale est une estimation distincte publiée par l’AIE ; les trois mesures se lisent séparément. ²

Méthode et limites

L’AIE indique plus de 60 milliards de m³ perdus au Qatar et aux Émirats, plus de 40 milliards ajoutés ailleurs, et environ 20 milliards perdus au total mondial. Les barres de 60 et 40 représentent les bornes publiées ; elles ne donnent pas les valeurs exactes. La perte mondiale est une estimation distincte publiée par l’AIE ; lire les trois mesures séparément. La comparaison porte sur les mêmes huit mois de 2025.

Les installations nord-américaines ont accru leur production tandis que des producteurs africains et d’autres fournisseurs ont contribué à remplacer une partie du GNL manquant. Mais une installation de liquéfaction n’ouvre pas une vanne à volonté : elle dépend de ses trains de production, de ses opérations de maintenance, de l’arrivée du gaz et de la flotte disponible. Les nouveaux projets qui entreront en service à la fin de la décennie ne chargeront aucun méthanier pendant cet hiver. ²

Les données américaines donnent la mesure de l’effort déjà accompli. L’Energy Information Administration (EIA), l’agence statistique américaine de l’énergie, relève une moyenne de 17,4 milliards de pieds cubes par jour exportés au premier semestre 2026, soit 23 % de plus qu’un an auparavant. Sa prévision achevée le 1er octobre et publiée le 6 octobre retient 17,6 milliards de pieds cubes par jour pour 2026, contre 15,1 en 2025, puis 18,6 en 2027. Les valeurs de 2026 et 2027 sont des prévisions. Cette mesure quotidienne reste distincte des pertes mondiales exprimées en milliards de mètres cubes sur huit mois. ^{6 7}

Méthode et limites

EIA, Short-Term Energy Outlook du 6 octobre 2026, prévisions arrêtées au 1er octobre : 2025 réalisé, 2026 et 2027 prévus. Les trois barres partagent un axe commençant à zéro. Les contours pointillés distinguent les prévisions. La moyenne du premier semestre 2026, 17,4, décrite dans le texte, est une période différente.

L’apport américain est majeur, dans un marché amputé d’une partie de l’offre du Golfe. L’AIE prévoit une baisse de 3 % de l’offre mondiale de GNL en 2026, en supposant des perturbations d’Ormuz largement persistantes jusqu’à la fin de l’année. Cette projection annuelle et le recul de 6 % observé de mars à octobre portent sur des périodes différentes. ²

Le méthanier arbitre entre deux acheteurs

Le prix européen de référence est le TTF, établi sur le marché néerlandais du gaz. En Asie, les acheteurs suivent notamment les prix des cargaisons livrées à court terme dans le nord-est du continent. Le vendeur libre de choisir sa destination compare le revenu de chaque livraison après fret, voyage, frais portuaires et obligations contractuelles. Ce revenu net, ou netback, départage les ports : un trajet plus long peut absorber une prime de prix asiatique. ^{2 8}

L’AIE mesure près de 20 dollars par million de BTU, unité de contenu énergétique, pour le TTF au comptant européen entre mars et octobre 2026, contre 21,5 dollars pour le GNL asiatique. Les deux indices ont progressé d’environ 70 % et 80 % sur un an. La prime asiatique atteignait environ 2 dollars/MBtu de mars à juillet, puis 1 dollar/MBtu d’août à octobre. Ces moyennes situent la concurrence entre régions ; le calcul du gain d’une cargaison exige ses propres coûts et conditions de vente. ²

Méthode et limites

Schéma conceptuel sans distances proportionnelles. L’AIE relève un TTF européen proche de 20 dollars par million de BTU et un prix spot asiatique du GNL de 21,5 dollars, moyennes mars-octobre 2026. Ce sont des références de marchés distincts. Le fret, les autres frais et les contrats individuels restent inconnus : les deux prix ne suffisent pas à calculer une marge commerciale.

Le marché a changé en dix ans. La proportion des contrats de GNL offrant une flexibilité de destination est passée de 29 % en 2016 à plus de 50 % en 2025, selon l’AIE. Ce progrès apporte une forme d’assurance : lorsque le Golfe livre moins, davantage de cargaisons peuvent être redirigées vers les zones qui en ont besoin. Mais cette assurance fonctionne par les prix. Les acheteurs qui peuvent payer davantage émettent un signal plus fort. L’AIE relève d’ailleurs que les achats asiatiques de GNL provenant du bassin atlantique, principalement américain, ont doublé sur un an entre mars et octobre. ²

La conséquence pour l’Europe est paradoxale. Le marché américain flexible a aidé à éviter une rupture plus brutale. En contrepartie, la sécurité des importations européennes dépend davantage d’enchères commerciales mondiales que d’une origine géographique garantie. Dans une période de froid simultané en Europe et en Asie, cette flexibilité devient plus coûteuse. Pour certains industriels, la demande se contracte avant que les ménages ne connaissent une coupure : l’AIE prévoit un recul de 3 % de la consommation de gaz européenne sur l’année 2026, en partie sous l’effet des prix. Cette prévision peut aussi traduire des usines qui réduisent leur production et leurs marges. ²

Les contrats répartissent le bénéfice des cargaisons

La différence entre le gaz américain et le gaz vendu en Europe attire l’attention sur les bénéfices possibles. Leur répartition dépend du contrat. Dans son rapport annuel 2025, Cheniere décrit des accords où le client paie généralement une redevance fixe par MBtu, plus une part variable d’environ 115 % du Henry Hub, la référence gazière américaine. Certaines annulations laissent la part fixe due. En livraison FOB, pour free on board, l’acheteur prend le GNL au terminal d’exportation et organise la suite du voyage. ⁹

Un même chargement répartit ainsi les revenus et les risques entre l’exploitant du terminal, le détenteur du contrat, l’affréteur, le négociant et l’importateur final. Une vente européenne plus rémunératrice peut bénéficier à l’acheteur qui avait sécurisé sa marchandise ; elle peut aussi s’accompagner d’un fret plus cher ou d’un prix d’achat indexé sur le marché d’arrivée. Les clauses de Cheniere documentent une architecture particulière. Attribuer le bénéfice final exige ensuite les contrats, les couvertures financières et les livraisons de chaque acteur. ⁹

Pour mesurer le choc des prix, l’ACER estime un surcoût indicatif de 18 à 33 milliards d’euros sur les importations gazières de l’été 2026, à quantités inchangées. Les deux calculs confrontent les prix observés à des prix estimés en l’absence de crise : la borne basse utilise les prix TTF au jour le jour des deuxième et troisième trimestres et un modèle macroéconomique ; la borne haute compare les prix mensuels de 2026 à une trajectoire construite à partir de 2025. Le régulateur présente cet intervalle comme une estimation de borne supérieure : indexations, couvertures et délais peuvent amortir ou différer la dépense effective. Ce calcul renseigne sur l’exposition européenne au choc, sans identifier les profits de ses contreparties. ³

Une partie de ce choc circule ensuite dans l’économie. La centrale électrique au gaz répond au coût du combustible ; une industrie chimique ou d’engrais voit sa marge comprimée si elle ne répercute pas immédiatement ses achats ; certains fournisseurs d’énergie transmettent le mouvement à leurs clients avec les délais des contrats et des tarifs. L’ampleur exacte de la répercussion varie suivant les couvertures, la régulation et la composition de la consommation. L’ACER relève également une hausse d’environ 9 % de la production électrique au gaz durant l’été gazier 2026 par rapport à la période correspondante de 2025, avec des besoins supplémentaires liés aux fortes chaleurs et aux contraintes rencontrées par d’autres moyens de production. ³

Le poids américain dans le mix européen

En 2025, l’Union a importé 146 milliards de mètres cubes de GNL, selon l’ACER. 58 % de ces volumes provenaient des États-Unis, soit l’équivalent d’environ un quart de la demande gazière totale de l’Union. Ce pourcentage concerne le GNL importé, et non la totalité des apports de gaz : les pipelines norvégiens, algériens et d’autres approvisionnements restent importants. ⁸

Eurostat apporte un autre éclairage : au deuxième trimestre 2026, les États-Unis représentent 63,2 % de la valeur des importations européennes de GNL, suivis de la Russie (17,3 %) et de l’Algérie (8,1 %). Le solde atteint 11,4 %, calculé à partir des parts publiées arrondies. Il s’agit de parts en valeur dans les statistiques douanières. Les 58 % de l’ACER portent, eux, sur les volumes de 2025. Les deux sources montrent le poids américain, avec des périodes et des dénominateurs distincts. ¹⁰

Méthode et limites

Les parts mesurent la valeur importée, vérifiée dans le classeur Eurostat, et non les volumes physiques. États-Unis 63,2 %, Russie 17,3 %, Algérie 8,1 % ; autres pays 11,4 % = 100 − 63,2 − 17,3 − 8,1. La barre totalise 100 %. La part annuelle 2025 de 58 % en volume rapportée par l’ACER répond à une autre mesure et une autre période.

La concentration des achats crée une exposition aux choix énergétiques et commerciaux d’un fournisseur dominant, même lorsque celui-ci livre régulièrement. Des contrats de long terme peuvent stabiliser une partie de la relation. À l’échelle mondiale, les dégâts subis par les infrastructures du Golfe repoussent toutefois une partie de la détente attendue : l’AIE estime à environ 150 milliards de mètres cubes les pertes cumulées d’offre de GNL entre 2026 et 2030 dues au conflit. Cette projection dépend notamment des capacités endommagées et de leur remise en service. ²

Les terminaux donnent une marge de manœuvre

Les infrastructures donnent à l’Europe une marge de manœuvre réelle. Dans ses perspectives du 8 octobre, ENTSOG juge le système suffisamment flexible pour répondre à la demande dans différents scénarios. Les terminaux peuvent regazéifier environ 1 600 TWh, soit 145 milliards de mètres cubes sur une saison hivernale. Ce potentiel doit ensuite être alimenté par des cargaisons effectivement disponibles, aux endroits et aux prix acceptables pour les acheteurs. Les 146 milliards de mètres cubes importés en 2025 couvrent une année entière, un horizon différent. ^{4 8}

Après sa réunion du 3 septembre, le groupe de coordination de la Commission européenne ne voyait pas de risque immédiat pour l’approvisionnement de l’Union, en s’appuyant sur la diversification, les terminaux et la baisse de demande depuis 2022. Un diagnostic plus récent complète ce constat : le 4 novembre, le régulateur allemand Bundesnetzagentur juge encore faible le risque de tensions d’approvisionnement en Allemagne, avec des importations stables. Il s’attend toutefois à des stocks relativement bas en fin d’hiver. La réserve constitue donc un facteur de vulnérabilité parmi les flux, les températures et la réponse des acheteurs. ^{11 12}

Le cadre européen conserve un objectif de remplissage de 90 %, à atteindre entre le 1er octobre et le 1er décembre, avec des flexibilités pour les conditions de marché difficiles ou les contraintes techniques. Le respect de la règle se juge selon cette fenêtre et les dispositions applicables à chaque pays. Un taux agrégé affiché le 4 novembre fournit une information physique ; apprécier la conformité juridique exige l’ensemble de ces éléments. ⁵

Le froid et les arrivages décideront de la fin de saison

Un hiver doux, des livraisons américaines soutenues et une reprise progressive du Golfe pourraient préserver les réserves. Cette première trajectoire reste qualitative : l’absence de modèle météorologique et de portefeuille contractuel complet interdit d’y attacher un pourcentage final calculé par l0g.

La deuxième combine températures normales, perturbations persistantes du Golfe et concurrence asiatique. Le réseau peut encore acheminer du gaz, mais les acheteurs européens devront probablement conserver des prix capables d’attirer les cargaisons flexibles. Les conséquences les plus sensibles peuvent apparaître dans les marges industrielles et dans les prix de l’électricité avant d’apparaître sous la forme d’une pénurie physique. Ce mécanisme est cohérent avec les analyses de l’ACER et de l’AIE ; son amplitude demeure inconnue. ^{2 3}

La troisième correspond au stress étudié par l’AIE : hiver plus froid que la moyenne et perturbations prolongées à Ormuz. Dans cette configuration, les stocks pourraient tomber sous 10 % de la capacité utile fin mars 2027. La zone sous 30 % mérite une attention particulière en raison de la baisse possible des débits de soutirage. ENTSOG avertit aussi que des approvisionnements GNL trop faibles pourraient laisser les réserves bien en dessous de 30 % à la fin de l’hiver. Les modèles sont différents : leurs seuils ne doivent pas être confondus avec une seule prévision commune. ^{2 4}

Méthode et limites

GIE : 74,33 % de remplissage UE dans le relevé affiché le 4 novembre 2026. AIE : sous environ 30 %, les débits de soutirage tendent à baisser ; la relation dépend des stockages. Le niveau inférieur à 10 % fin mars 2027 appartient au scénario conditionnel de froid et de perturbations prolongées d’Ormuz. Les barres de 30 et 10 marquent les limites de ces zones, sans trajectoire mensuelle ni probabilité calculée.

Le coût de l’hiver se prolonge pendant la saison de remplissage. Plus les réserves terminent bas, plus les opérateurs doivent acheter et injecter de gaz pendant l’été 2027. Avec une offre mondiale de GNL encore contrainte, la compétition peut se poursuivre bien après la saison de chauffe. Cette transmission d’une année sur l’autre est l’un des risques les plus sérieux soulignés par l’AIE : le coût d’un hiver tendu se mesure aussi au prix de la préparation du suivant. ²

Une sécurité négociée cargaison par cargaison

Le GNL américain a déjà amorti le choc du Golfe et donne à l’Europe une route qui évite Ormuz. Pour les cargaisons flexibles, l’accès à cette ressource se négocie avec des acheteurs du monde entier. Un hiver froid simultanément en Europe et en Asie peut donc peser sur les factures bien avant de compromettre la continuité des livraisons. ²

L’indicateur à surveiller dépasse le seul taux de remplissage des réservoirs : écart entre les prix asiatiques et européens après fret, rythme des chargements américains, arrivages de GNL européens, débit quotidien de soutirage, demande industrielle et circulation effective à Ormuz. Une amélioration de l’un de ces éléments peut soulager le système ; leur détérioration simultanée rend le scénario de stress plus crédible.

Depuis 2022, l’Europe a diversifié ses fournisseurs, développé ses terminaux et réduit sa consommation. Elle dispose de davantage d’options physiques. Le prix de ces options se décide pourtant sur un marché international où d’autres acheteurs cherchent eux aussi à se chauffer et à faire tourner leurs usines. Les méthaniers américains peuvent aider l’Europe à passer l’hiver. Chaque cargaison rappelle que la sécurité énergétique a aussi un prix de marché.

Pour poursuivre

Le guide du marché du gaz et du GNL détaille les étapes entre terminal et prix de gros. Notre analyse tenir entre deux cargaisons explique le rôle du débit des stockages. Le dollar dans la facture énergétique apporte le volet change.

Méthode et limites

Documentation vérifiée le 4 novembre 2026. Les données GIE reprennent le tableau affiché ce jour-là ; le site indique « Status on 04/11/2026 at 6AM CEST ». Cette indication de fournisseur est conservée sans la convertir en jour gazier ou en heure locale. La page étant dynamique, les valeurs peuvent évoluer après publication.

Les volumes mondiaux sont en milliards de mètres cubes (bcm) sur la période indiquée ; les exportations EIA sont en milliards de pieds cubes par jour (Bcf/j). Les prix restent en dollars par million de BTU, sans conversion en EUR/MWh. Les 18 à 33 Md€ sont une estimation contrefactuelle et indicative de l’ACER, assortie de ses limites sur le coût effectivement supporté. Les parts Eurostat sont en valeur, les parts ACER en volume. Les taux de stockage rapportent le gaz utile à une capacité ; leur comparaison exige aussi la demande et le débit de soutirage.

L’analyse repose sur les publications institutionnelles et les clauses générales déclarées par Cheniere. Les contrats individuels, affrètements et couvertures restent hors du champ des données consultées ; l’attribution de profits par entreprise demanderait ces pièces. Les graphiques sont des SVG statiques intégrés à la page. L’image d’ouverture est une illustration conceptuelle générée, distincte d’une photographie documentaire.

Sources

1. S01 · Gas Infrastructure Europe · Consulté le : 2026-11-04AGSI storage dashboard
   Passages et périmètre

   Tableau affiché le 4 novembre 2026 : UE 841,63 TWh / 74,33 % ; Allemagne 150,41 / 60,81 % ; France 106,13 / 85,68 % ; Italie 184,56 / 90,73 % ; Pays-Bas 94,31 / 65,47 % ; Pologne 36,53 / 99,14 %. Page dynamique. Horodatage fournisseur conservé, sans assimilation à un jour gazier.

2. S02 · International Energy Agency · Consulté le : 2026-11-04Global Gas Security Review 2026: Executive summary
   Passages et périmètre

   Résumé exécutif : variations mars-octobre, prix régionaux, flexibilité des destinations, prévisions 2026–2030 et scénario de stress sous 10 % fin mars 2027. Les conditions de froid et de perturbation d’Ormuz accompagnent ce résultat. Rapport sous licence CC BY 4.0.

3. S03 · ACER · Consulté le : 2026-11-04Key developments in European gas wholesale markets: summer 2026
   Passages et périmètre

   Rapport de suivi de l’été gazier 2026, présenté le 27 octobre. Page 6 : estimation haute indicative du coût de remplissage, fondée sur les volumes injectés et les prix TTF quotidiens. Les quelque 30 % américains portent sur les importations gazières totales. Le surcoût de 18 à 33 Md€ est une estimation indicative de borne supérieure issue de deux contrefactuels, avec réserves sur indexation, couverture et décalage des factures.

   Rapport original : pages 6, 19 et 23

4. S04 · ENTSOG · Consulté le : 2026-11-04Winter Supply Outlook 2026/27
   Passages et périmètre

   Communiqué du 8 octobre, horizon du 1er octobre 2026 au 31 mars 2027. Environ 1 600 TWh / 145 bcm de capacité de regazéification hivernale ; contribution des stocks de 26 % durant l’hiver 2025-2026. La capacité doit être alimentée par des cargaisons disponibles.

5. S05 · European Commission · Consulté le : 2026-11-04Gas storage
   Passages et périmètre

   Règles révisées en 2025 : cible de 90 %, fenêtre du 1er octobre au 1er décembre et flexibilités. Le taux agrégé européen ne suffit pas à déterminer la conformité d’un État.

6. S06 · US Energy Information Administration · Consulté le : 2026-11-04U.S. LNG exports rose 23% in the first half of 2026 because of higher capacity
   Passages et périmètre

   Moyenne janvier-juin 2026 : 17,4 Bcf/j, hausse de 23 % sur un an. Publication du 1er septembre. Un débit moyen semestriel, distinct des prévisions annuelles.

7. S07 · US Energy Information Administration · Consulté le : 2026-11-04Short-Term Energy Outlook: October 2026
   Passages et périmètre

   Archive du rapport publié le 6 octobre, prévisions achevées le 1er octobre. Tableau 5a, page PDF 42 : 15,1 Bcf/j en 2025 ; 17,6 en 2026 et 18,6 en 2027 prévus. Prochaine publication annoncée le 10 novembre.

8. S08 · ACER · Consulté le : 2026-11-04Analysis of the European LNG market developments
   Passages et périmètre

   Édition 2026 consacrée notamment aux volumes de 2025 : 146 bcm importés, part américaine de 58 %, équivalant à environ un quart de la demande totale de gaz de l’UE. Les statistiques physiques diffèrent des données douanières en valeur.

   Annonce de publication du 13 mai 2026

9. S09 · Cheniere Energy · Consulté le : 2026-11-04Cheniere Energy: Form 10-K 2025
   Passages et périmètre

   Exercice clos le 31 décembre 2025. Clauses générales de certaines ventes : redevance fixe, composante variable généralement égale à 115 % du Henry Hub, livraison FOB et annulations. Déclaration de l’entreprise sur sa propre activité ; les contrats individuels peuvent différer.

10. S10 · Eurostat · Consulté le : 2026-11-04EU oil imports value up by 56%, volume stable in Q2 2026
    Passages et périmètre

    Publication du 22 septembre, T2 2026. Le classeur source identifie les parts 63,2 % / 17,3 % / 8,1 % comme des parts en valeur. Les 11,4 % restants sont calculés sur ces valeurs arrondies. La feuille de calcul distingue explicitement valeur et masse nette.

    Classeur statistique original : valeur et masse nette

11. S11 · European Commission · Consulté le : 2026-11-04Gas Coordination Group: No immediate security of supply risk
    Passages et périmètre

    Position institutionnelle au 3 septembre 2026, à lire à cette date. Diversification, terminaux et réduction de la demande contribuent à l’évaluation de court terme.

12. S12 · Bundesnetzagentur · Consulté le : 2026-11-04Aktuelle Lage der Gasversorgung in Deutschland
    Passages et périmètre

    Évaluation du 4 novembre 2026 en Allemagne : risque de tensions d’approvisionnement jugé faible, importations stables ; stocks probablement relativement bas en fin d’hiver. Allemagne : 60,8 % / 150,4 TWh, valeurs arrondies cohérentes avec le relevé GIE.