Les prix du gaz naturel rebondissent alors que les symboles météorologiques indiquent une dynamique complexe entre l'offre et la demande

Mars Nymex gaz naturel (NGH26) a clôturé en hausse mardi, en augmentant de 0,074 point (+2,29 %), marquant une reprise partielle après la forte chute de 25 % lundi. Ce rebond reflète un marché nuancé réagissant à des symboles météorologiques qui présentent à la fois des défis et des opportunités dans différentes régions des États-Unis. La prévision de Commodity Weather Group a souligné cette complexité : des températures au-dessus de la normale sont attendues dans le Midwest et le Sud jusqu’à la mi-février, tandis que le mid-Atlantic et le Nord-Est font face à des conditions plus froides que la normale jusqu’au début février.

Des modèles météorologiques mixtes entraînent une reprise immédiate des prix

Les symboles météorologiques jouent souvent un rôle crucial dans le mouvement du marché du gaz naturel, et les prévisions récentes n’ont pas fait exception. La semaine dernière, une tempête arctique massive a balayé les États-Unis, poussant les prix du gaz naturel à un sommet sur 3 ans. Le froid extrême a provoqué des gelées généralisées dans les puits de gaz, perturbant la production au Texas et dans les régions environnantes, et augmentant fortement la demande de chauffage. L’ampleur de la perturbation était considérable : environ 50 milliards de pieds cubes (bcf) de gaz naturel ont été mis hors ligne, ce qui représente environ 15 % de la capacité de production totale des États-Unis.

Contraintes de production malgré une activité de forage en hausse

La dynamique actuelle de la production présente un paradoxe intéressant. La production de gaz sec dans le Lower-48 aux États-Unis, à la date de référence, s’élevait à 110,5 bcf/jour, en hausse de 5,1 % par rapport à l’année précédente selon BNEF. La demande de gaz dans le Lower-48 atteignait 110,6 bcf/jour, soit une augmentation notable de 26,7 % par rapport à la même période l’an dernier. Les flux d’exportation de GNL vers les terminaux américains ont en moyenne atteint 19,1 bcf/jour, en hausse de 43,8 % semaine après semaine.

Cependant, les prévisions de production à venir présentent une image différente. L’EIA a récemment revu à la baisse ses estimations de production de gaz naturel sec pour 2026, la ramenant à 107,4 bcf/jour, contre 109,11 bcf/jour le mois précédent. Malgré une production proche de records actuels, l’agence prévoit une modération de la production. Les forages actifs ont atteint un sommet de 2 ans ces dernières semaines, Baker Hughes rapportant 125 rigs actifs pour la semaine se terminant le 30 janvier — en hausse de 3 rigs par rapport à la semaine précédente, mais toujours en deçà du pic de 2,25 ans de 130 rigs en novembre. Le nombre de rigs a considérablement augmenté depuis le creux de 94 rigs en septembre 2024, qui constituait alors un minimum de 4,5 ans.

Signaux d’inventaire toujours mitigés : abondance vs. schémas saisonniers

Les dynamiques de stockage envoient des signaux contradictoires sur la tension du marché. Les données hebdomadaires de l’EIA pour la semaine se terminant le 23 janvier ont montré une baisse de 242 bcf, dépassant à la fois le consensus du marché de 238 bcf et la moyenne de 5 ans de 208 bcf. Pourtant, au 23 janvier, les inventaires totaux de gaz naturel étaient supérieurs de 9,8 % à l’année précédente et restaient 5,3 % au-dessus de leur moyenne saisonnière sur 5 ans, indiquant que des approvisionnements suffisants subsistent dans le système.

Le schéma saisonnier devient plus clair en examinant le stockage européen : au 1er février, le stockage de gaz en Europe était à 41 % de capacité, nettement inférieur à la moyenne saisonnière de 57 % généralement observée à cette période de l’année. Cette disparité souligne une tension régionale de l’offre malgré une abondance mondiale.

Les marchés de l’électricité ajoutent de la complexité

Les marchés énergétiques plus larges ont complexifié davantage la dynamique des prix du gaz. L’Edison Electric Institute a rapporté qu’à la semaine se terminant le 24 janvier, la production électrique dans le Lower-48 a chuté de 6,3 % en glissement annuel, atteignant 91 131 GWh. Cependant, la production sur 52 semaines jusqu’au 24 janvier est restée solidement positive, en hausse de 2,1 % par rapport à l’année précédente, atteignant 4 286 060 GWh. Ce tableau électrique mitigé reflète des schémas saisonniers de demande et a des implications pour la consommation de gaz dans la production d’électricité.

Changements structurels dans la dynamique du marché du gaz

La convergence des symboles météorologiques, des contraintes de production et des schémas d’inventaire suggère que le marché du gaz naturel connaît de véritables changements structurels. Bien que des approvisionnements abondants existent à l’échelle mondiale et nationale, les goulots d’étranglement régionaux, les défis de production et la croissance des exportations créent une pression sur les prix. La récente reprise des prix reflète la reconnaissance du marché que les prévisions météorologiques, les perturbations de la production et les fluctuations de la demande restent des moteurs puissants — même dans un contexte d’approvisionnement suffisant.