Prévisions de temps chaud aux États-Unis pèsent sur les valorisations du gaz naturel face à une production en hausse

Les contrats à terme sur le gaz naturel ont prolongé leurs pertes pour atteindre un nouveau plus bas de 2,25 mois mardi, avec les contrats de février Nymex clôturant en baisse de -0.173 (-4.91%). La faiblesse reflète une confluence de facteurs baissiers, parmi lesquels les prévisions de températures supérieures à la normale sur l’ensemble du continent américain jusqu’au début janvier, ce qui réduira considérablement la demande de chauffage et permettra la reconstitution des stocks.

Selon la prévision de Xweather du mardi, des températures supérieures à la normale devraient dominer presque tout le pays jusqu’au 10 janvier, avec des conditions saisonnières plus typiques attendues dans la seconde moitié du mois. Ce schéma météorologique est crucial—des conditions plus chaudes réduisent directement la consommation de combustibles de chauffage qui soutient généralement la demande de gaz naturel pendant l’hiver, laissant le marché vulnérable à l’accumulation des stocks.

Pressions du côté de l’offre s’intensifient

Du côté de l’offre, les vents contraires continuent de s’accumuler. L’EIA a relevé ses prévisions de production de gaz naturel aux États-Unis pour 2025 le 9 décembre à 107,74 milliards de pieds cubes par jour (bcf/j) contre 107,70 bcf/j estimés en novembre. Les niveaux de production actuels restent proches des records historiques, avec des plateformes d’extraction actives atteignant récemment un pic de 2 ans. Les données de Baker Hughes du début janvier montraient 125 plateformes de gaz naturel actives—en baisse de 2 par rapport à la semaine précédente mais toujours élevées par rapport au minimum de 94 plateformes enregistré en septembre 2024.

Les données de production en temps réel soulignent cette force de l’offre. La production de gaz sec dans les 48 États inférieurs mardi a atteint 112,2 bcf/j, ce qui représente une augmentation de 8,7 % en glissement annuel selon les données de BNEF. Cette production élevée, combinée à une demande en modération, crée une résistance structurelle des prix.

Effondrement de la demande et dynamique des stocks

Les indicateurs de la demande dressent un tableau tout aussi stark. La consommation de gaz dans les 48 États inférieurs mardi s’élevait à 89,5 bcf/j, soit une baisse marquée de 25,2 % en glissement annuel. Les flux d’exportation de GNL vers les terminaux américains mesuraient 18,5 bcf/j à la même date, en baisse de 6,0 % semaine après semaine, ce qui indique une demande internationale plus faible.

Le rapport sur les stocks de l’EIA du 26 décembre a renforcé le sentiment baissier. Les niveaux de stockage ont diminué de seulement 38 bcf cette semaine-là—bien en deçà des 51 bcf attendus par le consensus et nettement inférieur à la moyenne sur 5 ans de 120 bcf. Au 26 décembre, les stocks totaux étaient inférieurs de 1,1 % à ceux de l’année précédente mais supérieurs de 1,7 % à leur moyenne saisonnière sur 5 ans, ce qui indique des buffers d’approvisionnement suffisants. Cette position confortable des stocks élimine toute prime de rareté d’offre sur le marché.

Demande limitée en contrepartie

Un facteur de soutien modeste a émergé des données de production électrique. L’Edison Electric Institute a rapporté le 10 décembre que la production électrique aux États-Unis pour la semaine se terminant le 6 décembre avait augmenté de 2,3 % en glissement annuel pour atteindre 85 330 GWh, la moyenne sur 52 semaines ayant augmenté de 2,84 % pour atteindre 4 291 665 GWh. Une production électrique plus élevée pourrait théoriquement soutenir la demande de génération au gaz, mais cette impulsion s’est avérée insuffisante pour contrebalancer le poids combiné des prévisions de temps chaud, de la hausse de la production et de la chute de la demande liée au chauffage.

Contexte international

Les dynamiques du marché européen ajoutent une perspective aux valorisations américaines. Au 4 janvier, les stocks de gaz en Europe atteignent 60 % de leur capacité, nettement en dessous de la moyenne saisonnière de 73 % pour cette période, ce qui suggère des conditions plus tendues à l’étranger—un potentiel frein à l’arbitrage LNG transatlantique et à l’économie des exportations américaines.

La convergence de ces facteurs—production intérieure abondante, temps chaud réduisant la consommation, stocks confortables et demande faible—crée un environnement difficile pour le soutien des prix du gaz naturel à court terme.