27 nov. 2025
Des écarts étroits pourraient entraîner des fermetures de stockage de gaz.
Des écarts saisonniers étroits et parfois inversés ont pesé sur l'adoption de la capacité et la rentabilité des installations de stockage à cycle lent en Europe, ce qui a conduit à des demandes de fermeture de sites, et pourrait en entraîner d'autres dans les années à venir.
Les écarts été-hiver TTF pour l'année de gaz 2026-27 et 2027-28 se sont améliorés ces derniers mois mais sont restés étroits à -0,97 €/MWh et -1,25 €/MWh, respectivement, à la dernière clôture. Et l'écart été-hiver 2028-29 a clôturé à -1,185 €/MWh. Des écarts été-hiver encore plus étroits et même inversés ont limité les réservations de capacité de stockage en Europe l'année dernière.
Le site de stockage Rough de 16,5 TWh au Royaume-Uni a fermé en 2017 en raison de coûts opérationnels élevés, avant de rouvrir pendant la crise énergétique de 2022. Au moment de la demande de fermeture de l'opérateur Centrica, le contrat avant été était à un rabais de 6,78 p/th — 2,56 €/MWh — par rapport au contrat d'hiver suivant tout au long du mois de juin. L'écart entre ces deux contrats s'est maintenu à une moyenne de -4,615 p/th ou -1,72 €/MWh tout au long de 2016.
Depuis la réouverture du site, Centrica a répété son appel à un soutien réglementaire pour "mettre à niveau et redévelopper" l'installation, tandis que les profits de sa filiale axée sur le stockage ont chuté l'année dernière. Elle a également souligné la nécessité d'un "modèle de soutien réglementaire" de la part du gouvernement pour prévenir la fermeture de Rough compte tenu de sa faible rentabilité.
Alors que les sites à cycle rapide conservent un avantage comparatif dans leur capacité à fournir des injections rapides dans le réseau en période de demande maximale, l'inflexibilité des sites à cycle lent limite l'attractivité de l'achat et de l'utilisation de capacité.
Le site de stockage à cycle lent de 45 TWh Rehden a du mal à vendre de la capacité de stockage pour la deuxième année consécutive.
Le site a une capacité d'injection ferme maximale de 353 GWh/j et une capacité de retrait ferme de 543 GWh/j, ce qui lui donne un taux de rotation — capacité d'injection et de retrait par rapport à sa taille de stockage — de 1,75. C'est le quatrième taux de rotation le plus bas de tous les sites de stockage en Allemagne, et en dessous du taux moyen de 4,9 dans le pays. En comparaison, le site de stockage Rough a une capacité ferme d'injection de 103 GWh/j et de retrait de 126 GWh/j, avec un taux de rotation de 1,25. Cela est en dessous du taux moyen de 8,46 au Royaume-Uni.
L'opérateur de Rehden, Sefe Storage, n'a pu vendre que 30 % de sa capacité avant cet hiver, après avoir dû ajuster la "structure du produit" en augmentant la capacité d'injection proposée mais en réduisant la capacité de stockage à 24,6 TWh. Sefe Storage a également indiqué en août qu'il aurait besoin d'une intervention gouvernementale pour remplir le site aux niveaux légalement requis. L'entreprise a pointé du doigt des "conditions de marché défavorables" et une "situation de marché exceptionnelle" comme raison de son échec à vendre de la capacité de stockage.
"La structure n'a pas été aussi demandée sur le marché que d'autres installations de stockage en Allemagne"
Rehden n'a plus la même importance pour la sécurité de l'approvisionnement qu'auparavant" en raison des changements dans l'approvisionnement en gaz depuis 2022, y compris l'expansion et l'utilisation intensive du GNL, a ajouté le ministère.
"Il n'y a actuellement aucun projet de fermeture de l'UGS Rehden," a déclaré Sefe lorsqu'on lui a demandé de commenter la question.
Et l'opérateur du site à cycle lent Breitbrunn a demandé en octobre l'approbation pour décommissionner le site le 31 mars 2027 après avoir eu du mal à vendre sa capacité cet été. Le site a une capacité technique de 11,5 TWh, dont seulement 6,8 TWh ont été réservés pour l'année de stockage 2025-26.
Breitbrunn a 69 GWh/j de capacité d'injection ferme et 144 GWh/j de capacité de retrait ferme, avec un taux de rotation de 1,48, ce qui en fait le site à cycle le plus lent en Allemagne.
Bayernugs a également annoncé son intention de fermer son site de stockage de 4,1 TWh à Wolfersberg — avec un taux de rotation de 2,36. Le site n'a pas pu vendre de capacité au cours de l'année de stockage passée et n'a pas vendu de capacité pour l'année de stockage à venir jusqu'à présent.
Les sites de stockage d'Uelsen, Inzenham-West, Frankenthal et Schmidhausen en Allemagne ont tous un taux de rotation inférieur à 2, ce qui en fait les sites à cycle le plus lent et potentiellement les plus à risque du pays.
Cela dit, toute fermeture de stockage doit recevoir l'approbation du gouvernement au préalable. Un éventuel déclassement du site de stockage de Breitbrunn "ne mettrait pas en péril la sécurité de l'approvisionnement en Bavière, en Allemagne ou dans nos pays voisins", a déclaré le ministère allemand de l'économie et de l'énergie BMWE à Argus. Un bon équilibre d'approvisionnement en Allemagne et la connexion des installations de stockage autrichiennes Haidach et 7Fields au réseau allemand soutiennent davantage cette conclusion, a ajouté le ministère.
Aux Pays-Bas, le gouvernement n'a pas encore pris de décision concernant le plan de désengagement de l'opérateur Nam pour le site faible calorie Norg de 59,3 TWh. Nam envisage un arrêt des injections estivales et le déstockage en hiver dans le cadre du plan. La fermeture du site de stockage de Norg a été projetée dans le cadre des plans visant à éliminer les grandes infrastructures gazières souterraines dans la région de Groningen.
Le site a une capacité d'injection ferme maximale de 449 GWh/j et une capacité de retrait ferme de 733 GWh/j, avec un taux de rotation de 1,71.
Les fermetures de stockage en Europe pourraient néanmoins permettre aux gouvernements de produire ou d'utiliser le gaz tampon restant comme stocks d'urgence.
Les écarts été-hiver TTF pour l'année de gaz 2026-27 et 2027-28 se sont améliorés ces derniers mois mais sont restés étroits à -0,97 €/MWh et -1,25 €/MWh, respectivement, à la dernière clôture. Et l'écart été-hiver 2028-29 a clôturé à -1,185 €/MWh. Des écarts été-hiver encore plus étroits et même inversés ont limité les réservations de capacité de stockage en Europe l'année dernière.
Le site de stockage Rough de 16,5 TWh au Royaume-Uni a fermé en 2017 en raison de coûts opérationnels élevés, avant de rouvrir pendant la crise énergétique de 2022. Au moment de la demande de fermeture de l'opérateur Centrica, le contrat avant été était à un rabais de 6,78 p/th — 2,56 €/MWh — par rapport au contrat d'hiver suivant tout au long du mois de juin. L'écart entre ces deux contrats s'est maintenu à une moyenne de -4,615 p/th ou -1,72 €/MWh tout au long de 2016.
Depuis la réouverture du site, Centrica a répété son appel à un soutien réglementaire pour "mettre à niveau et redévelopper" l'installation, tandis que les profits de sa filiale axée sur le stockage ont chuté l'année dernière. Elle a également souligné la nécessité d'un "modèle de soutien réglementaire" de la part du gouvernement pour prévenir la fermeture de Rough compte tenu de sa faible rentabilité.
Alors que les sites à cycle rapide conservent un avantage comparatif dans leur capacité à fournir des injections rapides dans le réseau en période de demande maximale, l'inflexibilité des sites à cycle lent limite l'attractivité de l'achat et de l'utilisation de capacité.
Le site de stockage à cycle lent de 45 TWh Rehden a du mal à vendre de la capacité de stockage pour la deuxième année consécutive.
Le site a une capacité d'injection ferme maximale de 353 GWh/j et une capacité de retrait ferme de 543 GWh/j, ce qui lui donne un taux de rotation — capacité d'injection et de retrait par rapport à sa taille de stockage — de 1,75. C'est le quatrième taux de rotation le plus bas de tous les sites de stockage en Allemagne, et en dessous du taux moyen de 4,9 dans le pays. En comparaison, le site de stockage Rough a une capacité ferme d'injection de 103 GWh/j et de retrait de 126 GWh/j, avec un taux de rotation de 1,25. Cela est en dessous du taux moyen de 8,46 au Royaume-Uni.
L'opérateur de Rehden, Sefe Storage, n'a pu vendre que 30 % de sa capacité avant cet hiver, après avoir dû ajuster la "structure du produit" en augmentant la capacité d'injection proposée mais en réduisant la capacité de stockage à 24,6 TWh. Sefe Storage a également indiqué en août qu'il aurait besoin d'une intervention gouvernementale pour remplir le site aux niveaux légalement requis. L'entreprise a pointé du doigt des "conditions de marché défavorables" et une "situation de marché exceptionnelle" comme raison de son échec à vendre de la capacité de stockage.
"La structure n'a pas été aussi demandée sur le marché que d'autres installations de stockage en Allemagne"
Rehden n'a plus la même importance pour la sécurité de l'approvisionnement qu'auparavant" en raison des changements dans l'approvisionnement en gaz depuis 2022, y compris l'expansion et l'utilisation intensive du GNL, a ajouté le ministère.
"Il n'y a actuellement aucun projet de fermeture de l'UGS Rehden," a déclaré Sefe lorsqu'on lui a demandé de commenter la question.
Et l'opérateur du site à cycle lent Breitbrunn a demandé en octobre l'approbation pour décommissionner le site le 31 mars 2027 après avoir eu du mal à vendre sa capacité cet été. Le site a une capacité technique de 11,5 TWh, dont seulement 6,8 TWh ont été réservés pour l'année de stockage 2025-26.
Breitbrunn a 69 GWh/j de capacité d'injection ferme et 144 GWh/j de capacité de retrait ferme, avec un taux de rotation de 1,48, ce qui en fait le site à cycle le plus lent en Allemagne.
Bayernugs a également annoncé son intention de fermer son site de stockage de 4,1 TWh à Wolfersberg — avec un taux de rotation de 2,36. Le site n'a pas pu vendre de capacité au cours de l'année de stockage passée et n'a pas vendu de capacité pour l'année de stockage à venir jusqu'à présent.
Les sites de stockage d'Uelsen, Inzenham-West, Frankenthal et Schmidhausen en Allemagne ont tous un taux de rotation inférieur à 2, ce qui en fait les sites à cycle le plus lent et potentiellement les plus à risque du pays.
Cela dit, toute fermeture de stockage doit recevoir l'approbation du gouvernement au préalable. Un éventuel déclassement du site de stockage de Breitbrunn "ne mettrait pas en péril la sécurité de l'approvisionnement en Bavière, en Allemagne ou dans nos pays voisins", a déclaré le ministère allemand de l'économie et de l'énergie BMWE à Argus. Un bon équilibre d'approvisionnement en Allemagne et la connexion des installations de stockage autrichiennes Haidach et 7Fields au réseau allemand soutiennent davantage cette conclusion, a ajouté le ministère.
Aux Pays-Bas, le gouvernement n'a pas encore pris de décision concernant le plan de désengagement de l'opérateur Nam pour le site faible calorie Norg de 59,3 TWh. Nam envisage un arrêt des injections estivales et le déstockage en hiver dans le cadre du plan. La fermeture du site de stockage de Norg a été projetée dans le cadre des plans visant à éliminer les grandes infrastructures gazières souterraines dans la région de Groningen.
Le site a une capacité d'injection ferme maximale de 449 GWh/j et une capacité de retrait ferme de 733 GWh/j, avec un taux de rotation de 1,71.
Les fermetures de stockage en Europe pourraient néanmoins permettre aux gouvernements de produire ou d'utiliser le gaz tampon restant comme stocks d'urgence.