Les contrats à terme sur les gaz nataux aux États-Unis chutent de 6% à leur plus bas niveau sur 18 mois en raison de prévisions météorologiques plus chaudes

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Les contrats à terme sur le gaz naturel aux États-Unis ont chuté d’environ 6% pour atteindre un creux de 18 mois mercredi sur les prévisions de

un temps plus chaud et une demande de chauffage moindre à la fin janvier que prévu.

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Ajoutant à la baisse des prix, un nombre croissant d’analystes ont déclaré qu’ils ne s’attendaient pas à ce que le gaz liquéfié de Freeport LNG

l’usine d’exportation de gaz naturel (GNL) au Texas redémarrera jusqu’en février ou plus tard, même si la société a déclaré à plusieurs reprises

que l’usine était sur la bonne voie pour sortir de son arrêt de sept mois dans la seconde moitié de janvier, en attendant la réglementation

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approbations.

Chaque fois que l’usine de Freeport reviendra, la demande de gaz aux États-Unis augmentera, ce qui devrait entraîner une hausse des prix. La plante peut

transformer environ 2,1 milliards de pieds cubes par jour (bcfd) de gaz en GNL, soit environ 2 % de la production quotidienne des États-Unis.

Les contrats à terme sur le gaz du premier mois pour livraison en février ont baissé de 20,9 cents, ou 5,8%, à 3,377 dollars par million de britanniques

unités thermiques (mmBtu) à 8 h 18 HNE (13 h 18 GMT), mettant le contrat sur la bonne voie pour sa clôture la plus basse depuis le 23 juin,

2021.

Cette baisse de prix a repoussé le contrat en territoire techniquement survendu avec un indice de force relative (RSI)

en dessous de 30 pour la 12e fois en 14 jours.

Il poursuit également la volatilité record de l’année dernière, le contrat étant désormais sur la bonne voie pour augmenter ou baisser plus que

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5% sur six des 11 jours de bourse en 2023.

Alors que certains acteurs du marché abandonnent l’espoir que le froid extrême entraînera des flambées de prix massives plus tard cet hiver, le

prime sur les contrats à terme de mars sur avril que l’industrie appelle le fabricant de veuves, est tombé à un niveau record de 2

cents par mmBtu.

« Le dernier contrat sur la bande d’hiver (mars) ne devrait jamais se négocier avec une décote par rapport au premier mois de l’été

strip (avril) … mais c’est ce qui menace », a déclaré la semaine dernière Bob Yawger, directeur des contrats à terme énergétiques chez Mizuho.

L’industrie utilise l’écart mars-avril pour parier sur la saison de chauffage hivernale lorsque la demande de gaz culmine. Il appelle

la propagation du « faiseur de veuves » parce que les mouvements rapides des prix résultant de l’évolution des prévisions météorologiques ont forcé certains

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spéculateurs en faillite. Parmi eux se trouvait le fonds spéculatif Amaranth, qui a perdu plus de 6 milliards de dollars sur les contrats à terme sur le gaz en

2006.

Les commerçants ont déclaré que la plus grande incertitude du marché demeure lorsque l’usine de Freeport reviendra après sa fermeture en raison d’un

incendie le 8 juin 2022.

Le gaz a commencé à arriver à l’usine de Freeport le 14 janvier, selon les données de Refinitiv, mais n’était utilisé que pour

maintenir le système de torche, selon une source proche de l’usine.

Bien que Freeport LNG affirme que l’usine est toujours sur la bonne voie pour redémarrer dans la seconde moitié de janvier, en attendant

approbations réglementaires, ce calendrier de redémarrage a été retardé à plusieurs reprises d’octobre à novembre à décembre et la plupart

récemment à janvier.

Freeport n’a pas encore déposé de demande auprès des régulateurs fédéraux pour redémarrer l’usine, selon une source familière

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avec les documents de l’entreprise.

Même lorsque la société disait que l’usine pourrait redémarrer l’année dernière, de nombreux analystes ont déclaré qu’il faudrait probablement

Freeport jusqu’au premier ou deuxième trimestre 2023 pour préparer l’usine en raison de l’important travail nécessaire pour

satisfaire les régulateurs fédéraux, y compris la formation du personnel aux nouvelles procédures de sécurité.

Même si certains navires se sont détournés de Freeport ces dernières semaines, quelques pétroliers, dont Prism Diversity,

Prism Courage et Prism Agility, attendaient toujours dans le golfe du Mexique pour récupérer le GNL de l’usine. Certains ont

là depuis début novembre.

Avec l’arrivée d’un temps plus froid, Refinitiv prévoit que la demande de gaz aux États-Unis, y compris les exportations, passera de 121,4 milliards de pieds cubes par jour

semaine à 128,7 bcfd la semaine prochaine. Les prévisions pour la semaine prochaine étaient inférieures aux perspectives de Refinitiv mardi.

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Fin de semaine Fin de semaine Il y a un an Cinq ans

13 janv. 6 janv. 13 janv. moyenne

(Prévision) (Réel) 13 janvier

Variation hebdomadaire du stockage de gaz nat aux États-Unis (bcf): -74 +11 -156 -203

Total des gaz nat en stockage aux États-Unis (bcf): 2 828 2 902 2 839 2 786

Stockage total aux États-Unis par rapport à la moyenne sur 5 ans +1,5 % -1,4 %

Global Gas Benchmark Futures ($ par mmBtu) Jour en cours Jour précédent Ce mois-ci Année précédente Cinq ans

Moyenne de l’année dernière Moyenne

2022 (2018-2022)

Henry Hub 3,39 3,59 4,26 6,54 3,60

Facilité de transfert de titres (TTF) 22,01 17,26 28,25 40,50 14,39

Marqueur Japon Corée (JKM) 22,73 26,81 28,53 34,11 14,31

Refinitiv Chauffage (HDD), Refroidissement (CDD) et Total (TDD) Degrés-jours

Prévisions totales sur deux semaines Jour en cours Jour précédent Année précédente 10 ans 30 ans

Norme Norme

Disques durs US GFS 429 433 426 438 443

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DC GFS américains 2 3 1 3 3

États-Unis GFS TDD 431 436 427 441 446

Prévisions hebdomadaires de l’offre et de la demande GFS de Refinitiv aux États-Unis

Semaine précédente Semaine en cours Semaine suivante Cette semaine Cinq ans

Moyenne de l’année dernière pour

Mois

Approvisionnement américain (bcfd)

Production sèche des 48 États-Unis inférieurs 98,7 98,9 99,0 93,2 88,8

Importations américaines en provenance du Canada 8,6 8,6 9,1 10,2 9,4

Importations américaines de GNL 0,0 0,0 0,0 0,2 0,4

Offre totale des États-Unis 107,2 107,4 108,2 103,6 98,6

Demande américaine (bcfd)

Exportations américaines vers le Canada 2,7 2,9 2,9 2,3 2,8

Exportations américaines vers le Mexique 5,4 5,3 5,2 5,9 5,3

Exportations américaines de GNL 12,3 12,2 11,8 12,9 7,2

Commercial aux États-Unis 14,7 14,8 16,5 19,8 17,1

Résidentiel américain 23,7 24,4 27,6 33,9 29,8

Centrale électrique aux États-Unis 29,7 29,6 31,2 30,9 28,5

Industrie américaine 24,6 24,6 25,6 26,2 25,6

Combustible végétal américain 4,9 4,9 4,9 4,9 4,9

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Distribution de tuyaux aux États-Unis 2,7 2,7 2,9 2,7 2,4

Carburant pour véhicules américains 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1

Consommation totale des États-Unis 100,3 101,1 108,8 118,5 108,4

Demande américaine totale 120,7 121,4 128,7 139,6 123,7

Pourcentage de production d’électricité hebdomadaire aux États-Unis par carburant – EIA

Fin de semaine Fin de semaine Fin de semaine Fin de semaine Fin de semaine

20 janvier 13 janvier 6 janvier 30 décembre 23 décembre

Vent 15 11 12 11 9

Solaire 2 2 2 2 2

Hydroélectricité 7 7 7 6 6

Autre 2 2 2 2 2

Pétrole 0 0 0 0 0

Gaz naturel 36 38 36 35 37

Charbon 18 19 18 23 24

Nucléaire 21 21 23 19 19

SNL Prix du gaz naturel aux États-Unis le jour suivant ($ par mmBtu)

Hub Jour actuel Jour précédent

Henry Hub 3,43 3,43

Transco Z6 New York 2,97 3,80

Porte de la ville PG&E 22.15 16.08

Gaz de l’Est (ancien Dominion Sud) 2,58 2,58

Porte de la ville de Chicago 3,13 3,05

Porte de la ville algonquine 4,08 7,00

Porte de la ville SoCal 23.50 21.00

Centre Waha 1,77 0,75

AECO 2,98 2,77

Prix ​​SNL US Power Next-Day ($ par mégawattheure)

Hub Jour actuel Jour précédent

Nouvelle-Angleterre 60,50 72,75

PJM Ouest 42,50 50,25

Ercot Nord 17.50 16.25

Do moyen 167,30 131,00

Palo Vert 133,50 117,50

SP-5 180,50 150,50

(Reportage par Scott DiSavino; Montage par Paul Simao)