L’Agence de l’Union européenne pour la coopération des régulateurs de l’énergie (ACER) publie son rapport annuel de surveillance du marché du gaz naturel liquéfié (GNL). Il dresse un tableau détaillé des évolutions de l’offre et de la demande, de la concentration croissante des approvisionnements vers les États-Unis, et des risques liés à la fermeture du détroit d’Ormuz depuis mars 2026.
L’UE, premier importateur mondial de GNL
Depuis la crise énergétique de 2022 et la réduction drastique des importations de gaz russe, l’Union européenne a profondément reconfiguré son approvisionnement gazier. La part du gaz russe est tombée de 47 % en 2019 à 7 % en 2025, tandis que le GNL représente désormais 47 % de l’approvisionnement total en gaz de l’UE, contre 23 % en 2019. L’UE est devenue le premier importateur mondial de GNL, devant la Chine et le Japon.
En 2025, les importations européennes de GNL ont atteint un niveau record de 146 milliards de mètres cubes (bcm), soit environ 1 700 TWh. Cette hausse a été portée non pas tant par une croissance de la demande que par la nécessité de reconstituer des stocks de stockage partis de très bas : au 1er avril 2025, les sites n’étaient remplis qu’à 33,8 %, contre 58,5 % un an plus tôt. Au 1er novembre 2025, le taux de remplissage avait atteint 82 %, mais restait bien en deçà des 95 % atteints l’année précédente.
La dépendance au GNL américain s’intensifie
La concentration du portefeuille d’approvisionnement en GNL de l’UE s’est accentuée. Les États-Unis représentent désormais 58 % des importations européennes de GNL, soit 84,4 bcm, l’équivalent de 25 % de la consommation totale de gaz de l’Union. Cette position dominante devrait encore se renforcer, avec la mise en service de nouvelles capacités d’exportation américaines et la sortie progressive du GNL russe d’ici fin 2026, en application du règlement européen EU/261/2026 adopté en janvier 2026.
L’ACER souligne deux risques associés à cette concentration :
- Une dépendance vis-à-vis d’un fournisseur unique, les États-Unis, dont les capacités d’exportation sont concentrées sur le golfe du Mexique, une zone historiquement exposée aux ouragans.
- Une exposition accrue aux volatilités de prix sur le marché spot mondial, en cas de tension sur l’offre ou de perturbations géopolitiques.
La capacité de liquéfaction américaine sur le golfe du Mexique devrait dépasser 300 bcm/an d’ici 2030, avec 160 bcm déjà opérationnels et 140 bcm en construction.
Production mondiale en hausse, mais offre rigide à court terme
En 2025, la production mondiale de GNL a enregistré sa plus forte hausse annuelle depuis 2022, progressant de 36 bcm (soit +6 %) pour atteindre 597 bcm. Les États-Unis ont contribué à eux seuls à hauteur de 33 bcm de cette progression, portant leur production à plus de 150 bcm. Ils restent le premier producteur mondial, suivis du Qatar (112 bcm) et de l’Australie (104 bcm). Ces trois pays représentent 62 % de la production mondiale.
2025 a également été une année record en termes de décisions finales d’investissement pour de nouvelles capacités de liquéfaction : environ 90 bcm de capacité supplémentaire ont été sanctionnés, majoritairement aux États-Unis. Toutefois, ces projets ne contribueront à l’offre qu’à partir de la fin de la décennie, voire du début de la suivante.
Par ailleurs, l’approvisionnement spot reste structurellement contraint : entre 85 % et 95 % de la production d’un projet est généralement prévendue dans le cadre de contrats à long terme. La marge disponible pour le marché spot ne représente que 5 à 15 % de la production effective des projets.
Le détroit d’Ormuz, un choc d’offre majeur en 2026 ?
Depuis mars 2026, la fermeture du détroit d’Ormuz constitue le principal facteur de risque sur le marché mondial du GNL. Ce point de passage maritime est critique pour les exportations de GNL du Qatar et des Émirats arabes unis (EAU), qui représentent ensemble environ 20 % de l’offre mondiale, soit 112 bcm de capacité d’exportation.
Des dommages ont par ailleurs été causés aux trains de liquéfaction 4 et 6 de l’ancien complexe RasGas au Qatar, co-exploités par Qatar Energy et ExxonMobil. Ces deux trains ont une capacité combinée de 17,4 bcm/an. Qatar Energy estime que leur remise en service nécessitera entre trois et cinq ans, même en cas de réouverture du détroit. L’entreprise a déclaré la force majeure sur ses contrats de livraison vers la Chine, la Corée du Sud, l’Italie et la Belgique.
L’ACER modélise deux scénarios :
- Fermeture totale sur toute l’année 2026 : déficit net de 27 bcm par rapport à 2025, après prise en compte des nouvelles capacités qui entrent en service (ramp-up de 50 bcm et nouveaux projets de 15 bcm).
- Réouverture le 1er juillet 2026 : augmentation nette de la production de l’ordre de 20 bcm en 2026, après déduction des 17 % de capacité qatarie endommagée.
Dans les deux cas, l’ajustement passe par la demande : baisse de la consommation de gaz, substitution charbon-gaz pour la production électrique, et mesures administratives de réduction. L’ACER note que plusieurs États membres (Italie, Pays-Bas, Allemagne) ont déjà accru leur recours au charbon. La Commission européenne a appelé à des mesures de sobriété, à une accélération des énergies renouvelables et à des injections de stockage anticipées.
Un début de saison de remplissage moins favorable
Au début de la saison de remplissage 2026, les stocks européens de gaz affichent un niveau d’environ 28 %, nettement inférieur à la moyenne des neuf dernières années. Cette situation fragilisée se conjugue à une concurrence intense des acheteurs asiatiques sur le marché spot.
Le règlement européen sur le stockage du gaz, initialement prévu pour expirer en décembre 2025, a été prorogé jusqu’à fin 2027 par un règlement modificatif adopté en juillet 2025. La version révisée maintient l’objectif contraignant de 90 % de remplissage, avec toutefois une flexibilité permettant d’atteindre cet objectif entre le 1er octobre et le 1er décembre (contre le 1er novembre auparavant), ainsi qu’une marge de tolérance de 10 % en cas de conditions difficiles (portée à 15 % sur décision de la Commission).
La crise relance la volatilité du GNL spot
Le benchmark TTF (hub néerlandais) reste la référence dominante pour la tarification du GNL spot en Europe, utilisé comme indice pour 74 % des volumes échangés. En 2025, la fourchette de prix spot s’est réduite à 23-60 €/MWh, contre 21-67 €/MWh en 2024 et 20-92 €/MWh en 2023, confirmant une tendance à la normalisation progressive depuis la crise de 2022. L’ACER a enregistré 980 transactions spot déclarées en 2025 (contre 550 en 2024), représentant 81 bcm d’échanges. Les contrats à long terme restent majoritairement indexés sur le Henry Hub américain (plus de 50 % des volumes contractualisés à destination de l’UE) ou sur le Brent (plus d’un tiers).
Depuis mars 2026, la fermeture du détroit d’Ormuz a alimenté une nouvelle poussée de volatilité, avec des prix TTF intraday ayant temporairement dépassé 70 €/MWh.
Perspectives d’ici 2030 : une demande incertaine, une exposition au spot durable
L’ACER projette la demande européenne de GNL d’ici 2030 selon deux scénarios réglementaires :
- Scénario Fit for 55 (FF55) : la demande en GNL se maintient autour de 130 bcm jusqu’en 2030, avec un tiers des volumes restant non contractualisés (environ 40 bcm/an), exposant durablement l’UE au marché spot.
- Scénario REPowerEU : la demande en GNL chute à environ 50 bcm en 2030, grâce à une décarbonation accélérée. Dans ce cas, l’UE pourrait se retrouver en situation de surcontractualisation dès 2029 (20 bcm) et 2030 (46 bcm), exposant les acheteurs à des pénalités take-or-pay sur leurs contrats à long terme.
Un scénario intermédiaire (point médian) conduit à un resserrement progressif de l’écart non contractualisé, ramené à environ 6 bcm en 2030. Dans tous les cas, l’ACER souligne la nécessité de stratégies d’approvisionnement flexibles, capables de s’adapter à l’incertitude sur la trajectoire de décarbonation.
Recommandations de l’ACER
Sur la base de ce rapport, l’ACER formule trois recommandations en faveur d’une plus grande résilience énergétique européenne :
- Efficacité et sobriété énergétiques : réduire la vulnérabilité en abaissant structurellement la demande.
- Développement des énergies propres : renforcer la résilience en diminuant la dépendance aux combustibles fossiles importés.
- Diversification des sources et routes d’approvisionnement : éviter qu’un seul pays fournisseur, corridor de transit ou conflit n’ait un impact immédiat déstabilisateur sur le système énergétique européen.
Source : ACER, « Analysis of the European LNG market developments – 2026 Monitoring Report », 13 mai 2026. Rédaction Opéra Énergie.
Sophie-Charlotte MARTIN, Conceptrice-Rédactrice spécialisée
Titulaire d'un master 2 en Lettres Classiques, complété d'un master 2 en Communication et d'un cycle web marketing à la CCI de Lyon, Sophie-Charlotte est intervenue sur des sujets aussi B2C que B2B, on et off line.
Régulièrement confrontée aux problématiques tertiaires et industrielles, elle s'est spécialisée en énergie. Aujourd'hui, elle garantit au quotidien la direction et la production éditoriale de l'entreprise. Sophie-Charlotte MARTIN est Responsable éditoriale d'Opéra Energie.
