Les prix du gaz naturel rebondissent suite à un schéma météorologique divergent à travers les régions des États-Unis

Les contrats à terme sur le gaz naturel Nymex de mars (NGH26) ont clôturé en hausse de +0,074 (+2,29 %) mardi, récupérant une partie du terrain après la forte chute de 25 % de lundi. Ce rebond reflète un schéma météorologique complexe avec des prévisions de températures contrastées apparaissant dans différentes régions du pays. Le Commodity Weather Group a présenté des perspectives mitigées : des températures supérieures à la normale attendues jusqu’à la mi-février dans le Midwest et le sud, tandis que le mid-Atlantic et le Nord-Est font face à des conditions plus froides que la normale jusqu’au début février. Ce schéma météorologique divergents est devenu crucial pour comprendre les mouvements de prix à court terme.

Divergence de Température : Lecture des Symboles Météorologiques à Travers les Régions

La forte hausse des prix du gaz naturel survenue mercredi dernier illustre l’impact considérable des événements météorologiques extrêmes. Un front froid arctique ayant traversé le pays a provoqué d’importantes perturbations opérationnelles, avec environ 50 milliards de pieds cubes de production de gaz naturel mises hors ligne — soit environ 15 % de la production totale des États-Unis. Le gel a endommagé des puits de gaz et causé des interruptions de production, notamment au Texas et dans les régions voisines, tout en faisant grimper la demande de chauffage.

La divergence des prévisions météorologiques est essentielle car les différences de températures régionales créent des dynamiques d’offre et de demande inégales. Lorsque le Nord-Est connaît des températures anormalement froides, la demande de chauffage explose dans les zones densément peuplées. À l’inverse, un temps plus chaud dans le Sud réduit la consommation d’urgence en chauffage. Ce schéma de températures, prévu jusqu’à la mi-mois, influencera probablement la direction quotidienne des prix.

Dynamiques d’Offre et de Production

La production de gaz sec dans les États contigus (Lower-48) mardi s’élevait à 110,5 milliards de pieds cubes par jour (bcf/j), en hausse de +5,1 % par rapport à l’année précédente, selon les données de BNEF. Malgré cette croissance récente, l’EIA a revu à la baisse ses prévisions de production pour 2026, passant à 107,4 bcf/j contre une estimation précédente de 109,11 bcf/j, ce qui traduit des préoccupations des analystes concernant la croissance future de la production. Notamment, la production de gaz naturel aux États-Unis reste proche de records historiques, avec des plateformes actives atteignant récemment des pics sur deux ans.

Baker Hughes a indiqué que le nombre de plateformes actives de forage de gaz naturel aux États-Unis a atteint 125 la semaine se terminant le 30 janvier, en hausse de 3 par rapport à la semaine précédente. Cela reste modestement en dessous du sommet de 130 plateformes, atteint fin novembre, soit un niveau le plus élevé depuis 2,25 ans, mais représente une progression significative par rapport au creux de 94 plateformes enregistré en septembre 2024.

Indicateurs de Demande et Absorption du Marché

La demande en gaz dans les États contigus mardi s’élevait à 110,6 bcf/j (+26,7 % par rapport à l’année précédente), selon BNEF. L’activité d’exportation de GNL a montré de la vigueur, avec des flux nets vers les terminaux américains estimés à 19,1 bcf/j (+43,8 % semaine après semaine), suggérant une demande internationale robuste malgré les incertitudes économiques mondiales.

Cependant, la production électrique globale a constitué un frein. L’Edison Electric Institute a rapporté que la production d’électricité aux États-Unis pour la semaine se terminant le 24 janvier a diminué de 6,3 % en glissement annuel, atteignant 91 131 GWh. Bien que ce chiffre hebdomadaire ait déçu, la production cumulée sur 52 semaines a augmenté de 2,1 % par rapport à l’année précédente, atteignant 4 286 060 GWh, confirmant une demande électrique sous-jacente solide.

Situation des Inventaires et Positionnement Régional de l’Offre

Le rapport hebdomadaire sur les inventaires de l’EIA publié jeudi dernier a soutenu les prix. Les stocks de gaz naturel pour la semaine se terminant le 23 janvier ont diminué de 242 bcf — dépassant la prévision consensuelle de retrait de 238 bcf et surpassant la moyenne sur 5 ans de 208 bcf. Au 23 janvier, les inventaires totaux étaient supérieurs de 9,8 % aux niveaux de l’année précédente et de 5,3 % au niveau saisonnier moyen sur 5 ans, indiquant que des réserves suffisantes restent dans le système.

Le graphique des inventaires raconte une histoire importante : malgré des approvisionnements adéquats, les variations régionales comptent. La capacité de stockage de gaz en Europe au 1er février n’était qu’à 41 % de la capacité, contre une moyenne saisonnière sur 5 ans de 57 % pour cette période, suggérant des conditions d’approvisionnement plus tendues à l’échelle mondiale, même si les stocks américains restent confortables.

Perspectives du Marché et Direction des Prix

Les signaux contradictoires visibles dans le schéma météorologique — températures chaudes dans certaines régions associées à des conditions arctiques dans d’autres — devraient probablement maintenir la volatilité des prix du gaz naturel jusqu’à la mi-février. Les prévisions de production ont été revues à la baisse par l’EIA, les perturbations d’approvisionnement dues au récent coup de froid restent présentes dans la mémoire du marché, et la demande d’exportation continue de se renforcer. Ces facteurs soutiennent les prix proches de leur niveau actuel, tandis que les niveaux d’inventaire américains abondants tempèrent l’enthousiasme pour une hausse excessive.

L’interaction entre les schémas de températures régionales, les contraintes de capacité de production et la distribution inégale mais suffisante des stocks restera un moteur clé des prix à court terme.