Stocks de gaz : la cible de 90 % peut descendre à 80 % cet hiver, et le coût remonte jusqu’à la facture

Un stock de gaz bas se lit d’abord sur la facture, pas au robinet. Les stockages de l’Union européenne étaient remplis à environ 70 % mi-septembre, soit environ 12 points de moins qu’un an plus tôt. La Commission européenne juge pourtant qu’il n’existe pas de risque immédiat pour la sécurité d’approvisionnement. La question « aurai-je du gaz ? » et la question « à quel prix ? » ont donc deux réponses distinctes.

Le prix, lui, remonte par deux canaux. Le prix repère de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), qui sert de référence aux offres indexées, augmente de 6,3 % au 1ᵉʳ octobre 2026. Le tarif de transport, commun à tous les contrats, finance la part du stockage que le marché ne paie plus. En amont de ces deux canaux se trouve une règle européenne : remplir ses stockages à 90 %, un objectif que la Commission invite les États à ramener à 80 %.

90 % de la capacité souterraine, à atteindre entre le 1ᵉʳ octobre et le 1ᵉʳ décembre

Le pourcentage publié dans les bilans mesure un taux d’occupation, pas un niveau de sécurité. L’objectif européen porte sur la capacité agrégée des stockages souterrains situés sur le territoire de chaque État membre. Cette capacité doit être remplie à 90 % à un moment quelconque de la fenêtre qui va du 1ᵉʳ octobre au 1ᵉʳ décembre.

La conséquence est directe : 90 % d’une petite capacité peut couvrir moins de jours de consommation que 70 % d’une grande. Un pourcentage ne se compare donc pas d’un pays à l’autre comme une réserve en jours. La fenêtre compte tout autant. Un pays à 80 % le 1ᵉʳ octobre n’est pas en infraction, puisque l’échéance court jusqu’au 1ᵉʳ décembre. Et, selon le texte du règlement, un objectif atteint n’a pas à être maintenu jusqu’à cette date.

La règle date de 2022. Elle a été introduite dans le règlement (UE) 2017/1938 sur la sécurité de l’approvisionnement en gaz, puis prolongée par le règlement (UE) 2025/1733. Ce second texte a été publié au Journal officiel de l’Union européenne (JOUE) le 10 septembre 2025. Sa signature le 18 juillet 2025 et son entrée en vigueur le lendemain de la publication ne figurent que dans le texte du règlement lui-même. L’obligation de remplissage court désormais jusqu’au 31 décembre 2027.

Le règlement demande aussi à chaque État de fixer ses propres objectifs intermédiaires, au 1ᵉʳ février, au 1ᵉʳ mai, au 1ᵉʳ juillet et au 1ᵉʳ septembre. Ces trajectoires sont indicatives, sauf si l’État en décide autrement, et calées sur les tendances historiques. Les États sans stockage souterrain ne sont pas dispensés : ils participent au partage de l’effort, par du stockage dans un autre État ou par un mécanisme équivalent. Selon le texte du règlement, l’article 6 quater modifié leur applique la même fenêtre du 1ᵉʳ octobre au 1ᵉʳ décembre. Le fonctionnement de l’objectif de remplissage des stocks de gaz a fait l’objet d’un article distinct.

Le stockage sert de tampon saisonnier : on injecte l’été, on soutire l’hiver. Selon la Commission, il fournit habituellement 25 à 30 % du gaz consommé l’hiver dans l’Union. Le reste arrive en continu, par gazoducs et par méthaniers. Au 1ᵉʳ octobre 2025, les stocks européens étaient remplis à 83 %, soit environ 85 milliards de mètres cubes. Ce volume représentait environ un quart de la consommation annuelle de l’Union. Le niveau des stocks ne dit donc pas, à lui seul, si l’hiver est couvert.

Ce 90 % européen ne se confond pas avec les 85 % exigés en France de chaque fournisseur au 1ᵉʳ novembre. Les deux obligations coexistent, mais elles ne portent ni sur la même assiette ni sur la même date.

80 % par décision de chaque État, 75 % seulement si la Commission adopte un acte délégué

L’objectif de 80 % ne vient pas d’un texte nouveau. C’est l’usage d’une flexibilité déjà inscrite au règlement de 2025, que la Commission recommande d’activer. Le règlement, lui, reste à 90 %. Il prévoit trois écarts, chacun avec son titulaire et sa condition.

Le premier écart appartient à chaque État. Le paragraphe 5 bis de l’article 6 bis lui permet de s’écarter de 10 points de l’objectif en cas de conditions difficiles limitant sa capacité à remplir ses stockages, soit un plancher de 80 %. Le considérant 11 du règlement (UE) 2025/1733 en donne des exemples :

• des activités de négoce qui empêchent un remplissage économique ;
• un faible écart de prix entre l’été et l’hiver ;
• un environnement de prix élevés ;
• des niveaux de remplissage inférieurs à la trajectoire.

Le deuxième écart appartient à la Commission. Le paragraphe 5 quater l’autorise à élargir la marge de 5 points supplémentaires, par acte délégué, en cas de conditions de marché défavorables persistantes. L’objectif descend alors à 75 %, pour une seule saison de remplissage. Sans cet acte, le plancher reste de 80 %.

Le troisième écart ne concerne que certains pays. Le paragraphe 5 ter réserve 5 points de plus aux États dont la production nationale dépasse la consommation annuelle moyenne, ou dont certains stockages exigent plus de 115 jours d’injection. Cumulé aux deux précédents, il mène à 70 %, et seulement pour ces États.

Les numéros de paragraphe, les exemples du considérant 11 et les critères du paragraphe 5 ter sont tirés du seul texte du règlement. Les présentations de la Commission et du Parlement européen n’en reprennent que la structure : 10 points laissés à chaque État, 5 de plus par acte délégué pour une saison.

La recommandation est venue par lettre. Le 20 mars 2026, le commissaire européen à l’énergie, Dan Jørgensen, a invité les États membres à remplir tôt leurs stockages. Il a surtout écrit : « Je vous invite dès à présent à faire usage de ces flexibilités et à envisager d’abaisser votre objectif de remplissage à 80 % ». La formulation compte : une invitation à envisager n’est pas une décision. Une lettre de la Commission n’a pas de force obligatoire, et c’est chaque État qui active, ou non, l’écart de 10 points.

Une obligation à date fixe fait monter le prix d’été, d’où la fenêtre élargie

Baisser l’objectif sert d’abord à faire baisser le prix. Le mécanisme tient en trois temps. Une obligation connue de tous, à date fixe, crée une demande qui achètera quel que soit le prix. Les vendeurs le savent. Les prix d’été montent donc, précisément au moment où les États doivent remplir.

C’est l’argument retenu par le Parlement européen en 2025. La date fixe du 1ᵉʳ novembre, prévue par les règles de 2022, alimentait selon lui la spéculation et renchérissait le remplissage estival. Le Parlement a adopté l’assouplissement le 8 juillet 2025, par 542 voix pour, 109 contre et 30 abstentions. Réduire l’objectif et élargir la fenêtre diminuent le volume « forcé » que le marché voit venir.

Le paradoxe est assumé : on accepte un peu moins de sécurité physique pour limiter le coût du remplissage. Il prend tout son sens en 2026. Selon les informations publiées par Euronews au printemps puis fin septembre, les opérations militaires américano-israéliennes contre l’Iran ont perturbé les livraisons de gaz naturel liquéfié (GNL) du Qatar, qui transitent par le détroit d’Ormuz. Un été chaud et sec a accru la consommation de gaz pour produire de l’électricité. Le même média faisait état, fin septembre, de capacités de GNL via Ormuz réduites à 15 à 25 % de leur niveau d’avant-guerre ; ce chiffre ne provient d’aucun document officiel identifié.

Les stocks sont partis bas. Fin février 2026, l’Union n’en comptait plus qu’environ 30 %, et l’Allemagne 21,6 %. La saison de remplissage a donc démarré sur un niveau faible, face à des prix en forte hausse.

Ces prix se lisent sur le TTF, le prix de gros européen de référence. Il valait environ 30 à 31 euros par mégawattheure (€/MWh) avant le conflit. Il a atteint un pic de 80 à 89 €/MWh début septembre, puis s’établissait autour de 72 à 74 €/MWh fin septembre. La hausse atteint environ 40 €/MWh depuis le 28 février 2026. Un gaz de gros passé de 30 à plus de 70 €/MWh, c’est un prix multiplié par plus de deux. En 2022, pour comparaison, les stocks avaient été remplis à 94,9 % en moyenne en novembre, à des prix alors exceptionnels. Le contexte de cette hausse est détaillé dans l’article sur le surcoût énergétique de la crise d’Ormuz.

Quand le gaz d’été coûte presque autant que celui d’hiver, les capacités de stockage se vendent mal

Un stockage rapporte parce que le gaz d’hiver coûte plus cher que celui d’été. Le fournisseur loue une capacité, achète en été, revend ou consomme en hiver, et l’écart de prix paie la location. Quand cet écart se resserre, louer une capacité ne rapporte presque plus rien. Les enchères de capacités se vendent alors mal.

C’est ce que constate la CRE pour la France. Dans sa délibération n° 2026-63 du 12 mars 2026, elle retient 81,4 millions d’euros de recettes d’enchères de capacités pour la saison 2026-2027. Elle chiffre à 100,1 millions d’euros les recettes d’enchères encaissées en 2026. La CRE attribue la baisse des recettes pour 2026-2027 « notamment » à des conditions de marché moins favorables. Le considérant 11 du règlement européen range justement le faible écart de prix entre saisons parmi les conditions difficiles qui justifient l’écart de 10 points.

Un marché tendu remplit donc mal les stocks, sauf intervention publique. En France, cette intervention existe à trois niveaux, et ces trois obligations ne se contredisent pas :

• l’objectif européen : 90 %, ou 80 % par flexibilité, de la capacité nationale, entre le 1ᵉʳ octobre et le 1ᵉʳ décembre ;
• l’obligation des fournisseurs : chaque fournisseur titulaire de capacités doit les avoir remplies à 85 % au 1ᵉʳ novembre, selon l’article 2 de l’arrêté du 9 mai 2018 relatif au stockage souterrain de gaz naturel ;
• les stocks de sécurité : le décret n° 2023-766 du 10 août 2023 permet d’imposer aux opérateurs de stockage des trajectoires minimales de remplissage.

Les deux premiers pourcentages n’ont pas la même assiette. Le 90 % européen porte sur la capacité totale du pays. Le 85 % français porte sur les capacités que chaque fournisseur a souscrites, et il s’apprécie à date fixe, au 1ᵉʳ novembre. L’objectif européen, lui, peut être atteint à n’importe quel moment entre le 1ᵉʳ octobre et le 1ᵉʳ décembre.

Le troisième niveau répond au cas où les fournisseurs ne suffisent pas. Les trajectoires du décret de 2023 constituent des stocks de sécurité, utilisables après le 1ᵉʳ novembre. Elles sont assorties d’un plafond de prix d’achat : au-delà, l’obligation imposée aux opérateurs est suspendue. L’État peut donc exiger du remplissage, mais pas à n’importe quel prix.

En France, 582,8 millions d’euros de stockage non couverts par les enchères passent par le tarif de transport

Le coût d’un stockage que le marché ne finance plus n’est pas porté par les stockeurs. Il est facturé aux fournisseurs avec l’acheminement du gaz, et les fournisseurs le répercutent dans leurs offres. C’est un canal de coût indépendant du prix du gaz lui-même.

Le revenu des trois stockeurs français est fixé par la CRE depuis la régulation du stockage. Pour 2026, la délibération n° 2026-63, publiée au Journal officiel de la République française (JORF) du 26 mars 2026, le fixe à 862,0 millions d’euros, en hausse de 2,9 % sur 2025 :

• Storengy : 627,6 millions d’euros ;
• Teréga : 180,2 millions d’euros ;
• Géométhane : 54,3 millions d’euros.

Les enchères de capacités ne couvrent qu’une partie de ce revenu. La différence est collectée par les gestionnaires de réseaux de transport, NaTran et Teréga, au moyen d’un terme tarifaire stockage. Du 1ᵉʳ avril au 31 décembre 2026, cette compensation atteint 582,8 millions d’euros. C’est le chiffre qui relie la vente difficile des capacités à la facture.

Le terme stockage passe à 398,08 €/MWh/j/an au 1ᵉʳ avril 2026, contre 331,44 en 2025. La hausse atteint 20,1 %. L’unité se lit en euros par an, pour chaque mégawattheure de capacité journalière. Les gestionnaires de transport le facturent aux fournisseurs, qui le répercutent dans leurs offres.

La répartition suit la « modulation hivernale » des clients, c’est-à-dire l’écart entre leur consommation d’hiver et le reste de l’année. Un logement chauffé au gaz, dont la consommation se concentre en hiver, pèse davantage qu’un usage limité à la cuisson. Ce canal touche tous les contrats, à prix fixe comme indexés, puisqu’il passe par l’acheminement. La délibération ne donne en revanche aucun montant par ménage. Le report dans la facture finale dépend du fournisseur et de son offre. Les mentions obligatoires de la facture de gaz permettent d’y repérer l’acheminement et le type d’offre.

Le prix repère répercute le marché de gros avec un mois de décalage : +6,3 % au 1ᵉʳ octobre

Un client en offre indexée voit arriver en octobre la hausse du marché d’août. Le prix repère de vente de gaz de la CRE s’établit à 182,88 €/MWh toutes taxes comprises (TTC) au 1ᵉʳ octobre 2026, contre 172,05 au 1ᵉʳ septembre. La hausse atteint 6,3 %. La CRE l’explique par la hausse des prix de gros du gaz en août par rapport à juillet.

Le prix repère n’est pas un tarif réglementé, et la CRE ne fixe pas le prix du gaz. C’est une référence, à laquelle se rapportent les offres indexées. Sa part approvisionnement, celle qui correspond à l’achat du gaz, suit une formule publiée :

• 80 % de l’indice mensuel (MA) des contrats à terme cotés sur la bourse EEX ;
• 20 % de l’indice trimestriel (QA) de ces mêmes contrats.

Le niveau des stocks n’entre pas dans cette formule. Un stock bas agit de façon indirecte : il renchérit les contrats d’hiver que les acheteurs anticipent, et ces contrats alimentent les indices. Le décalage d’environ un mois vient de la formule elle-même : les prix de gros d’août ont fait le prix repère d’octobre. Le détail du calcul figure dans l’article consacré au prix repère du gaz d’octobre.

En euros, la hausse d’octobre représente 5,28 € TTC de plus sur la facture du mois, pour un client en offre indexée moyen. L’hiver, la consommation monte, et le même pourcentage pèse davantage en euros chaque mois. Sur l’année, la CRE estime la facture 2026 environ 10 % au-dessus de celle de 2025, soit environ 120 € TTC de plus.

Tous les clients ne sont pas exposés de la même façon. Fin 2025, environ 40 % des consommateurs résidentiels de gaz avaient une offre à prix fixe. Ces offres ne suivent pas le prix repère pendant la durée du contrat. Le choix entre les deux formules relève de la situation de chacun : le comparateur officiel des offres et les publications de la CRE décrivent les offres disponibles.

Environ 70 % mi-septembre : un stock bas pèse sur le prix avant de menacer l’approvisionnement

Le chiffre de 70 % décrit un niveau bas, pas une pénurie. Mi-septembre, les stockages de l’Union étaient remplis à environ 70 %, environ 12 points de moins qu’à la même date en 2025. Les écarts entre pays sont marqués : 55,6 % en Allemagne, 52,1 % aux Pays-Bas, 47,1 % en Lettonie au 13 septembre. Le 26 septembre, le taux européen atteignait 70,87 %, selon les données de la plateforme de transparence AGSI+ de Gas Infrastructure Europe (GIE).

La Commission en tire une appréciation explicite : « Bien que les stocks de gaz de l’UE soient exceptionnellement bas et que la situation reste difficile, il n’y a actuellement pas de risque immédiat pour la sécurité d’approvisionnement ». Elle attribue la meilleure préparation, par rapport à 2021, à trois facteurs : de nouvelles capacités d’importation de GNL, la hausse de l’éolien et du solaire, et la baisse de la demande de gaz.

L’ordre de grandeur aide à lire ce jugement. Un stock à 70 % mi-septembre reste très au-dessus du niveau de fin d’hiver, qui était d’environ 30 % fin février 2026. Le stockage ne fournit qu’une partie du gaz d’hiver ; les gazoducs et les méthaniers livrent le reste en continu. Le GIE, qui fédère les gestionnaires d’infrastructures gazières, rappelle que la sécurité d’approvisionnement s’évalue en combinant le stockage, les approvisionnements disponibles, les infrastructures et la demande.

Pour la France, les derniers chiffres disponibles datent de début septembre. Ses stockages étaient remplis à 22 % fin mars 2026, puis à 59 % au 1ᵉʳ août. Un chiffre de 71,3 % au 2 septembre a été publié, sans que le fournisseur de la donnée soit cité. Le pays dispose d’environ 130 térawattheures (TWh) de stockage, exploités par Storengy (environ 100 TWh sur 14 sites) et Teréga (environ 30 TWh). Ce stockage couvre environ un tiers de la consommation annuelle. Certains jours de l’hiver 2025-2026, il a assuré jusqu’à 80 % de la consommation nationale.

Deux inconnues restent entières : la rigueur de l’hiver, et la reprise des flux de GNL qatari. Aucune des sources disponibles ne permet de les trancher aujourd’hui. Ce qui est établi, c’est une tension sur les prix, que les deux canaux décrits plus haut font déjà remonter jusqu’aux factures.

Le 8 octobre puis le 1ᵉʳ décembre, deux jalons pour l’hiver

La Commission a doublé sa recommandation de mars d’une seconde lettre en septembre 2026. Dan Jørgensen y réitère auprès des 27 ministres de l’énergie la cible de 80 %. Il y recommande aussi des mesures volontaires de réduction de la demande :

• moins de consommation aux heures de pointe ;
• le recours aux compteurs intelligents ;
• le plafonnement des températures dans les bâtiments publics ;
• l’extinction de l’éclairage nocturne non essentiel ;
• l’activation des contrats d’interruptibilité.

Ces mesures visent d’abord les pouvoirs publics et la pointe de consommation électrique. Elles sont volontaires et n’imposent rien aux ménages.

Deux dates structurent la suite. Le 8 octobre 2026, l’association européenne des gestionnaires de réseaux de transport de gaz (ENTSOG) doit publier ses perspectives d’approvisionnement pour l’hiver, selon une annonce rapportée par Euronews. Le 1ᵉʳ décembre 2026 referme la fenêtre européenne de remplissage. Le GNL qatari doit revenir le même mois : fin septembre, le Qatar a prolongé d’un mois la force majeure sur ses livraisons et annoncé leur reprise vers l’Europe en décembre, selon Euronews.

D’ici là, le canal qui vous concerne se lit sur votre contrat : une offre indexée suit le prix repère avec un mois de décalage. Une offre à prix fixe ne le suit pas pendant sa durée. Le terme stockage, lui, est facturé aux fournisseurs avec l’acheminement des deux types d’offre, et son report sur votre facture dépend de votre fournisseur et de son offre, la délibération de la CRE ne donnant aucun montant par ménage.

Questions fréquentes

Des stocks de gaz bas signifient-ils un risque de coupure cet hiver ?

Aucune source disponible ne l’établit. La Commission européenne estime qu’il n’existe pas de risque immédiat pour la sécurité d’approvisionnement, malgré des stocks exceptionnellement bas. Le stockage ne fournit habituellement que 25 à 30 % du gaz consommé l’hiver dans l’Union, le reste arrivant par gazoducs et méthaniers. La rigueur de l’hiver et la reprise du GNL qatari restent les deux inconnues.

L’Union européenne a-t-elle abaissé l’objectif de 90 % ?

Non. Le règlement (UE) 2017/1938, modifié par le règlement (UE) 2025/1733, reste à 90 %. Il permet à chaque État de s’écarter de 10 points en cas de conditions difficiles, soit 80 %. La Commission invite les États, par lettre, à utiliser cette flexibilité ; descendre à 75 % supposerait un acte délégué de sa part.

Quelle différence entre l’objectif européen de 90 % et les 85 % exigés en France ?

Le 90 % européen porte sur la capacité totale de stockage souterrain du pays, à atteindre entre le 1ᵉʳ octobre et le 1ᵉʳ décembre. Le 85 % français, fixé par l’arrêté du 9 mai 2018, porte sur les capacités souscrites par chaque fournisseur, au 1ᵉʳ novembre. Les deux obligations coexistent sans se contredire.

De combien la facture de gaz augmente-t-elle en octobre 2026 ?

Pour une offre indexée sur le prix repère de la CRE, la hausse atteint 6,3 % au 1ᵉʳ octobre, soit 5,28 € TTC de plus en moyenne sur la facture du mois. La CRE estime la facture annuelle 2026 environ 10 % au-dessus de 2025, soit environ 120 € TTC. Le terme stockage du tarif de transport a augmenté de 20,1 % au 1ᵉʳ avril 2026, mais la délibération de la CRE ne donne aucun montant par ménage.

Une offre à prix fixe protège-t-elle de ces hausses ?

Pendant la durée du contrat, une offre à prix fixe ne suit pas le prix repère. Le terme stockage, lui, passe par l’acheminement, commun à tous les contrats ; la façon dont chaque fournisseur le répercute dépend de son offre. Le comparateur officiel des offres et les publications de la CRE permettent de comparer les formules.