Le marché du gaz naturel subit la pression d'une offre abondante et de conditions hivernales douces

Surplus d’offre pèse sur les prix à terme

Les contrats à terme sur le gaz naturel Nymex de février ont connu une forte baisse mercredi, clôturant en baisse de 7,20 % après que les données sur les stocks ont signalé des préoccupations de surapprovisionnement. Les injections hebdomadaires dans les stocks ont été inférieures aux attentes du marché, renforçant le sentiment baissier. La faiblesse du contrat reflète une confluence de défis côté offre et de destruction de la demande due aux conditions météorologiques, auxquels les acteurs du marché font face depuis un certain temps.

Le dernier rapport sur les stocks de l’Energy Information Administration a révélé que les réserves de gaz naturel n’ont diminué que de 38 bcf pour la semaine se terminant le 26 décembre — nettement en dessous des prévisions consensuelles de 51 bcf et bien inférieur à la baisse moyenne sur 5 ans de 120 bcf. Cette baisse décevante des stocks indique que l’offre reste robuste malgré la demande saisonnière de chauffage. Fin décembre, les niveaux de stockage étaient supérieurs de 1,7 % à leur référence saisonnière sur 5 ans, tout en étant inférieurs de 1,1 % aux niveaux de l’an dernier, dessinant un tableau d’offre mitigé mais finalement abondant.

Les prévisions de température érodent la demande de chauffage

Les vents météorologiques ont accéléré la vente, les prévisionnistes annonçant des températures nettement plus chaudes pour début janvier dans les deux tiers est de l’Amérique du Nord. Atmosphère G2 indiquait que des températures supérieures à la normale perdureraient jusqu’à la mi-janvier, réduisant ainsi les journées de chauffage typiquement favorables à la demande hivernale. Ce schéma météorologique élimine un facteur saisonnier crucial sur lequel les haussiers du gaz comptent durant la période de consommation hivernale.

La hausse de la production exerce une pression à la baisse

Du côté de l’offre, l’EIA a relevé ses prévisions de production pour 2025 à 107,74 bcf/jour, en légère hausse par rapport à 107,70 bcf/jour prévu en novembre. La production nationale continue d’opérer près de ses niveaux records, avec la région des Lower-48 générant 113,8 bcf/jour — une augmentation de 7,6 % en glissement annuel selon les données de BNEF. Les compteurs de forage Baker Hughes ont légèrement diminué pour atteindre 125 rigs actifs en début janvier, mais restent élevés par rapport au minimum de 94 enregistré en septembre 2024, il y a 4,5 ans. La capacité de production croissante garantit une pression d’offre soutenue à l’avenir.

La composition de la demande envoie des signaux mitigés

La consommation régionale de gaz dans les Lower-48 a atteint 106,1 bcf/jour, soit une hausse de 24,2 % en glissement annuel. Par ailleurs, les flux nets d’exportation de GNL vers les terminaux américains ont en moyenne atteint 19,9 bcf/jour, en hausse de 7,1 % semaine après semaine. La production d’électricité aux États-Unis s’élevait à 85 330 GWh pour la semaine se terminant le 6 décembre, en hausse de 2,3 % par rapport à l’année précédente, ce qui suggère une demande industrielle et commerciale stable. Cependant, ces soutiens semblent insuffisants pour contrebalancer les vents contraires combinés de surapprovisionnement et de températures plus chaudes attendues.

Le contexte mondial souligne une demande plus faible

Les stocks de gaz en Europe représentaient 64 % de capacité à la fin décembre, en dessous de la moyenne saisonnière de 75 % pour cette période, indiquant des conditions plus tendues à l’étranger mais pas suffisantes pour rediriger des volumes importants vers l’est. L’effet cumulatif d’un approvisionnement abondant à l’échelle mondiale, associé à une suffisance des stocks régionaux, limite le potentiel de hausse des valorisations du gaz naturel à court terme.