Les prix mondiaux du GNL et du gaz naturel s’envolent alors que le conflit entre les États-Unis et l’Iran s’intensifie et que le détroit d’Hormuz se ferme

Avec la fermeture une nouvelle fois du détroit d’Hormuz et la reprise des hostilités entre l’Iran et les États-Unis, Kpler Insight a ajusté son scénario de base de l’offre de GNL afin de refléter un conflit prolongé. Le détroit d’Hormuz est l’un des goulots d’étranglement énergétiques les plus critiques au monde, par lequel transitent généralement environ 20% de la consommation mondiale de GNL, principalement sous l’impulsion des exportations du Qatar — qui figure de manière constante parmi les trois plus grands exportateurs mondiaux de GNL, avec les États-Unis et l’Australie. La société prévoit désormais que le trafic dans le détroit restera fortement contraint jusqu’à la fin de 2026, avec une reprise progressive au cours du Q1 2027. La poursuite du conflit armé au Moyen-Orient a déjà fait fortement progresser les prix du TTF et du GNL asiatique ces derniers jours, alors que les acheteurs européens et asiatiques se disputent les volumes disponibles.

Analyses de marché et de trading

Perspectives de prix du contrat TTF européen du mois suivant : haussières. Les acheteurs européens devraient surenchérir pour le GNL du bassin atlantique dans un contexte de tensions croissantes au Moyen-Orient et du risque d’un léger recul des exportations américaines de GNL à court terme en raison de la tempête tropicale Bertha. Sur le plan fondamental, Kpler Insight anticipe une baisse des importations de GNL, une offre par gazoduc stable dans une fourchette étroite et une consommation de gaz globalement stable.

Perspectives de prix du contrat asiatique de GNL du mois suivant : légèrement haussières. Bien que le rally de la semaine dernière ait déjà ajouté une prime géopolitique importante, le scénario révisé de conflit prolongé dans le détroit d’Hormuz de Kpler Insight resserre encore l’équilibre immédiat en raison d’anticipations de moindres exportations qataries sur la période septembre-décembre. Les prix de livraison de septembre devraient rester bien soutenus, les acheteurs se disputant un nombre réduit de cargaisons du bassin atlantique dans un contexte d’incertitude géopolitique persistante autour du transit par Hormuz.

Perspectives de l’écart GNL asiatique – TTF : légèrement en contraction, le TTF devant progresser plus fortement que le GNL asiatique. Sur la semaine écoulée, le GNL asiatique est passé avec une prime par rapport au TTF, l’écart atteignant $1.09/MMBtu le 22 juillet, contre une décote de -$1.36/MMBtu une semaine plus tôt.

Perspectives de prix du contrat Henry Hub américain du mois suivant : stables. Une production solide, des niveaux de stockage élevés et une demande relativement faible maintiennent les prix dans une fourchette étroite.

Source : ICE, NYMEX. Le prix indexé sur Brent correspond à une pente de 12% de la moyenne mobile sur 90 jours du contrat Brent. Source : ICE, Kpler Insight.

Europe : les tensions au Moyen-Orient continuent d’exercer une pression haussière sur le TTF

Le contrat européen TTF du mois suivant a poursuivi sa hausse la semaine dernière, s’établissant à $20.91/MMBtu le 22 juillet, en hausse de 15.1% par rapport à $18.17/MMBtu le 15 juillet — son plus haut niveau de clôture depuis janvier 2023. Le TTF, négocié sur la plateforme virtuelle Title Transfer Facility aux Pays-Bas, sert de référence principale pour les prix du gaz en Europe et de référence clé pour la tarification mondiale des cargaisons de GNL. La majorité des gains est venue de la ré-escalade du conflit entre les États-Unis et l’Iran, avec de nouvelles attaques dans toute la région. Ces événements, combinés à une baisse des chargements à Ras Laffan au Qatar et à la réduction des passages de méthaniers entrant et sortant du détroit, sont perçus par les intervenants de marché comme une perturbation durable de l’offre en provenance du golfe du Moyen-Orient, qui devrait intensifier la concurrence inter-bassins pour les volumes flexibles.

Le sentiment haussier a également été soutenu par la baisse des importations de GNL en variation hebdomadaire, qui a contribué au ralentissement des injections nettes dans le stockage souterrain de gaz (UGS), malgré une offre par gazoduc et une consommation de gaz stables. En outre, le passage de la tempête tropicale Bertha sur la côte américaine du Golfe a suscité des craintes de retards potentiels dans les chargements américains de GNL au cours des prochains jours, renforçant la dynamique haussière.

À terme, Kpler Insight maintient une perspective haussière pour le contrat TTF du mois suivant, estimant que les acheteurs européens surenchériront pour sécuriser des approvisionnements en GNL du bassin atlantique dans un contexte de détérioration continue du conflit au Moyen-Orient et de risque de baisse temporaire des exportations américaines de GNL. Sur le plan fondamental, la société anticipe une baisse des importations de GNL en variation hebdomadaire, une offre par gazoduc restant dans une fourchette étroite et une consommation de gaz stable.

Les importations nettes de gaz par gazoduc dans l’UE sont restées dans une fourchette étroite, n’augmentant que de 0.4% en variation hebdomadaire pour atteindre une estimation de 3.17 bcm. Des importations plus élevées en provenance de Norvège, de Libye et du Royaume-Uni ont compensé de légères baisses des exportations algériennes vers l’Italie. À l’avenir, Kpler Insight anticipe une stabilité des importations nettes par gazoduc, une légère baisse des flux norvégiens — liée à une maintenance non planifiée à Dvalin — devant être compensée par de petites hausses attendues des exportations algériennes, en raison d’une baisse prévue des températures en Afrique du Nord.

Les importations européennes de GNL ont diminué de 21.7% en variation hebdomadaire à 1.26 mt, les prix domestiques des hubs gaziers sur les marchés d’Europe du Nord-Ouest (NWE) étant jugés trop bas pour attirer l’offre. La baisse des importations vers la péninsule Ibérique résulte des maintenances planifiées en cours sur plusieurs terminaux espagnols. La diminution des volumes de GNL vers l’Espagne, dans un contexte de forte demande de gaz pour l’électricité, a fait passer les prix du PVB au-dessus du TTF, attirant des importations par gazoduc depuis l’Algérie et la France. Les importations de GNL devraient légèrement reculer à l’avenir, principalement en raison d’une concurrence accrue avec les acheteurs asiatiques pour l’offre du bassin atlantique, dans un contexte d’écart saisonnier défavorable qui limite les incitations du marché à augmenter les injections dans le stockage.

La consommation agrégée de distribution locale dans 16 pays de l’UE a légèrement augmenté de 1.7% en variation hebdomadaire pour atteindre une estimation de 0.91 bcm, tout en restant conforme aux moyennes saisonnières. La demande de distribution locale devrait rester globalement dans une fourchette étroite, les températures sur le continent devant rester proches de la moyenne sur 5 ans.

Dans le secteur électrique, la production d’électricité à partir de gaz dans l’UE-25 est restée stable, en baisse de seulement 1% en variation hebdomadaire à une estimation de 7.5 TWh. Malgré une légère hausse de la demande d’électricité (+0.4% en variation hebdomadaire), une production éolienne plus élevée, combinée à une hausse de la production charbon et nucléaire, a pesé sur la production au gaz en Europe du Nord-Ouest. Toutefois, ce recul a été presque entièrement compensé par une production au gaz plus élevée en Europe du Sud et du Sud-Est, portée par des températures élevées. La production d’électricité à partir de gaz devrait rester globalement stable. Une faible consommation de gaz est attendue pour la première moitié de la semaine, en raison de températures basses et de vents soutenus en Europe du Nord-Ouest et du Sud, avant une hausse des brûlages de gaz en fin de semaine, à mesure que les températures passeront au-dessus des normales saisonnières et que les vitesses du vent diminueront dans la majeure partie du continent à partir du 26 juillet.

Les niveaux de stockage souterrain de gaz dans l’UE-27 sont montés à 54.4% au 21 juillet, en hausse de 1.6% en variation hebdomadaire. Selon les règles de l’UE adoptées en 2022, les États membres doivent remplir leurs stockages souterrains à au moins 90% de leur capacité avant le 1er novembre chaque année, ce qui fait du rythme des injections pendant la saison de remplissage estivale un indicateur étroitement suivi de la sécurité d’approvisionnement. Les injections nettes ont en moyenne atteint 0.23 bcm/j au cours de la semaine écoulée, soit 0.05 bcm/j de moins que la moyenne quinquennale. Ce rythme plus lent est principalement dû à des injections nettes plus faibles en Espagne, le pays ayant eu recours au stockage souterrain, aux stocks de GNL et aux importations par gazoduc pour compenser la perte de capacité d’importation de GNL due à une maintenance planifiée. Une consommation de gaz soutenue, tirée par une forte demande d’électricité, a également ralenti les injections, élargissant de 0.07 bcm en variation hebdomadaire le déficit cumulé d’injections par rapport à la moyenne quinquennale. Kpler Insight anticipe une stabilité du rythme des injections de stockage, la baisse de la production d’électricité au gaz étant compensée par un affaiblissement de l’offre de GNL et de l’offre par gazoduc. Par ailleurs, la prime du contrat d’été TTF par rapport au contrat hiver 26/27 s’est élargie à €2.68/MWh au 22 juillet, reflétant la récente hausse des prix de l’équilibre estival et réduisant l’incitation à injecter du gaz dans les stockages.

Asie : la révision des perspectives d’offre qatarie soutient des prix de GNL spot plus élevés

Les prix spot du GNL en Asie ont fortement augmenté, passant de $16.81/MMBtu le 15 juillet à $22/MMBtu le 22 juillet (+$5.19/MMBtu en variation hebdomadaire), conformément à l’attente de Kpler Insight d’un fort roulement du contrat de septembre. Le rally a été alimenté par l’escalade du risque géopolitique autour du détroit d’Hormuz, la solidité persistante des prix sur les hubs gaziers européens et de nouvelles transactions spot de GNL en Asie, qui ont confirmé des niveaux de prix plus élevés alors que les acheteurs intégraient un resserrement de l’offre au Moyen-Orient et une concurrence accrue pour les cargaisons du bassin atlantique.

Les prix du GNL asiatique devraient rester légèrement haussiers dans la semaine à venir. Si le rally de la semaine dernière a déjà incorporé une prime géopolitique importante, le scénario révisé de conflit prolongé dans le détroit d’Hormuz de Kpler Insight accroît le déficit d’offre immédiate en réduisant les exportations qataries de GNL attendues. Cela devrait maintenir les prix de livraison de septembre fermes et soutenir la prime de risque à court terme, les acheteurs se disputant un ensemble plus restreint de cargaisons disponibles.

Les températures au Japon devraient revenir vers les moyennes saisonnières la semaine prochaine, tandis que le sud de la Chine devrait connaître des conditions plus fraîches que la normale. Ailleurs en Asie, les températures devraient rester globalement conformes aux normes saisonnières. Un affaiblissement de la demande de refroidissement au Japon et dans le sud de la Chine est susceptible de peser sur les prix spot à court terme ; toutefois, le resserrement de l’offre de GNL au Moyen-Orient et le risque géopolitique persistant devraient largement compenser le repli lié à la météo.

Les stocks de GNL des principaux services publics d’électricité japonais ont augmenté de 0.09 mt en variation hebdomadaire pour atteindre 2.51 mt au 19 juillet, reflétant un restockage plus soutenu dans un contexte de températures de juillet plus élevées. La dernière prévision de la Japan Meteorological Agency (JMA) indique une probabilité de 40–50% de températures supérieures à la normale en août sur la majeure partie du Japon, légèrement inférieure à sa prévision précédente. Malgré cette révision à la baisse, la disponibilité de production au gaz devrait atteindre 75 GW en août, soit 1 GW de plus qu’un an plus tôt et au-dessus de la moyenne quinquennale, afin de répondre au pic de demande estivale. Dans le scénario de conflit prolongé dans le détroit d’Hormuz de Kpler Insight, le Japon reste relativement résilient grâce à une plus forte dépendance aux volumes de GNL sous contrat et à une moindre exposition aux perturbations de l’offre qatarie, limitant la destruction de demande par rapport à d’autres marchés asiatiques.

Les perspectives de demande de GNL de la Corée du Sud ont été révisées à la baisse dans le scénario de conflit prolongé dans le détroit d’Hormuz, les prix spot asiatiques du GNL durablement supérieurs à $18–20/MMBtu devant retarder le restockage discrétionnaire et encourager une production plus importante à partir du charbon. La Korea Meteorological Administration (KMA) maintenant une probabilité de 50–60% de températures supérieures à la normale en août et septembre, la demande de GNL liée au refroidissement devrait rester relativement stable. Cela dit, des prix élevés devraient freiner la reconstitution des stocks à court terme, comprimant la demande immédiate de GNL jusqu’à la fin de 2026. En conséquence, la Corée du Sud devrait contribuer à l’ajustement de la demande en Asie du Nord-Est aux côtés de la Chine, aidant à rééquilibrer le marché mondial du GNL jusqu’à ce que l’offre du Moyen-Orient commence à se redresser au Q1 2027.

Les perspectives de demande de GNL de la Chine ont été révisées à la baisse dans le scénario de conflit prolongé dans le détroit d’Hormuz de Kpler Insight, avec une réduction de 4.5 mt des importations de 2026 par rapport à la prévision précédente. Cet ajustement devrait se matérialiser via un retard dans la reconstitution des stocks et une demande industrielle de gaz plus faible, les prix spot asiatiques du GNL durablement supérieurs à $18/MMBtu pénalisant l’économie du GNL importé. Toutefois, des importations par gazoduc en provenance d’Asie centrale inférieures aux attentes et une reprise plus lente de la production domestique de gaz à Hainan et Shanxi devraient resserrer l’offre domestique de gaz au T3 et au début du T4. Combiné à la demande de gaz pour l’électricité en plein été, cela pourrait soutenir des achats modérés de GNL à court terme, même si une production solaire plus forte en août pourrait limiter le potentiel de hausse supplémentaire. Ainsi, bien que la Chine reste la principale source de contraction de la demande de GNL en Asie du Nord-Est jusqu’au redressement de l’offre du Moyen-Orient au Q1 2027, un équilibre domestique du gaz plus tendu pourrait encore apporter un soutien modeste supplémentaire aux prix immédiats.

Les perspectives de demande de GNL de l’Inde ont été révisées à la baisse dans le scénario de conflit prolongé dans le détroit d’Hormuz de Kpler Insight, avec une réduction de 1.3 mt des importations de GNL 2026 à 24.6 mt. Les prix spot asiatiques du GNL devant rester supérieurs à $18–20/MMBtu pendant le reste de 2026, le GNL deviendra de moins en moins compétitif face aux combustibles alternatifs. Les utilisateurs industriels sensibles aux prix et la production d’électricité au gaz devraient absorber l’essentiel de la destruction de demande, tandis que la distribution de gaz urbain et la demande du secteur des engrais demeurent relativement résilientes. Kpler Insight prévoit désormais la demande totale de gaz de l’Inde à 64.5 bcm en 2026, en baisse de 4.6 bcm sur un an.

Plus largement, l’Asie du Sud reste la région la plus exposée à des perturbations prolongées de l’offre de GNL au Moyen-Orient. Le Pakistan et le Bangladesh devraient réduire leur consommation de GNL via des allocations de gaz plus strictes, une demande plus faible du secteur électrique et un remplacement incomplet des cargaisons qataries perturbées.

États-Unis : une production solide et des stocks élevés maintiennent Henry Hub sous $3.00/MMBtu

Le prix du contrat Henry Hub américain du mois suivant s’est établi à $2.93/MMBtu le 22 juillet, identique au niveau de clôture du 15 juillet. Malgré une injection en stockage relativement modeste annoncée pour la semaine se terminant le 10 juillet, les prix sont tombés à $2.86/MMBtu jeudi dernier. Henry Hub a regagné une partie du terrain perdu vendredi, clôturant à $2.91/MMBtu, la baisse des prix ayant suscité des achats limités. Toutefois, des perspectives de température contrastées et les risques liés aux effets potentiels de la tempête tropicale Bertha ont maintenu les prix proches de l’équilibre à $2.87/MMBtu lundi et mardi. Mercredi a vu un léger rebond, avec des révisions favorables des modèles météo montrant des températures caniculaires dans le Sud-Ouest pour le reste du mois de juillet.

Les prix de Henry Hub devraient rester dans une fourchette comprise entre $2.85-3.00/MMBtu au cours des 7 prochains jours, la forte production domestique de gaz, l’impact limité de la tempête tropicale en approche et les prises de bénéfices par les traders limitant le potentiel de hausse. La résilience des prix américains malgré le choc d’offre mondial souligne l’isolement relatif du marché américain, largement autosuffisant en gaz naturel et moins directement exposé aux perturbations liées à Hormuz.

La consommation nationale a atteint en moyenne 81 Bcf/d, en hausse de 2 Bcf/d en variation hebdomadaire, les températures élevées, combinées à une faible production éolienne, ayant accru le recours à la production d’électricité au gaz. La demande de gaz du secteur électrique a de nouveau dépassé 50 Bcf/d le 21 juillet, alors que le sud et l’ouest des États-Unis subissaient une chaleur intense. Des températures supérieures à la moyenne devraient persister dans une grande partie des Lower 48 au cours de la semaine à venir, bien que des conditions plus fraîches dans le Nord-Est et certaines parties du Midwest devraient limiter les brûlages. La demande de gaz du secteur électrique devrait en moyenne se situer entre 45–50 Bcf/d au cours des 7 prochains jours.

La tempête tropicale Bertha devrait probablement retarder les chargements des installations de liquéfaction sur la côte américaine du Golfe, bien que les livraisons de gaz d’alimentation devraient être pour l’essentiel peu affectées.

La production de gaz sec a atteint en moyenne près de 110 Bcf/d au cours de la semaine écoulée, oscillant entre 109 et 110 Bcf/d. Kpler Insight s’attend à ce que la production reste proche de ses niveaux actuels dans un contexte de fortes températures.

Les États-Unis ont injecté 41 Bcf dans le stockage souterrain pour la semaine se terminant le 10 juillet, conformément au consensus du marché. Les stocks ont atteint 3,024 Bcf, bien que l’excédent par rapport à la moyenne quinquennale soit passé de 6.6% à 6.4%. Une autre hausse relativement modeste des stocks est attendue pour la semaine se terminant le 17 juillet, la baisse de la production éolienne ayant soutenu une hausse de la demande de gaz dans le secteur électrique. Kpler Insight prévoit une injection nette de 37 Bcf.

Offre mondiale de GNL : Kpler Insight revoit son scénario de base pour Hormuz en crise prolongée

Les exportations mondiales de GNL sont tombées la semaine dernière à leur plus bas niveau depuis six semaines, reculant de 0.50 mt en variation hebdomadaire à 7.21 mt, sous l’effet de la baisse des exportations américaines (-0.17 mt en variation hebdomadaire à 2.18 mt) et qataries (-0.09 mt à 0.34 mt). Kpler Insight s’attend à ce que l’offre mondiale de GNL recule encore cette semaine, la tempête tropicale Bertha ralentissant les chargements le long de la côte américaine du Golfe, tandis que les exportations de GNL depuis Ras Laffan au Qatar continuent de décélérer et que les expéditions des Émirats arabes unis depuis Das Island se sont arrêtées à la suite de la fermeture du détroit d’Hormuz. Ces pertes sont partiellement compensées par une hausse de l’offre russe de GNL, Sakhalin 2 étant revenu à pleine production après maintenance planifiée.

Dans un contexte de tensions géopolitiques croissantes entre les États-Unis et l’Iran, Kpler Insight a révisé sa vision de base pour le détroit d’Hormuz, passant d’un scénario de désescalade à un scénario de crise prolongée, dans lequel le transit de GNL reste sévèrement contraint jusqu’à fin 2026 avant une reprise graduelle au cours du Q1 2027. En conséquence, les exportations mondiales de GNL ont été revues à la baisse de 21 mt sur la période juillet 2026–mars 2027 par rapport au précédent scénario de désescalade, laissant le marché mondial du GNL nettement plus tendu plus longtemps.

Les chargements depuis l’usine Ras Laffan du Qatar, d’une capacité de 77 mtpa, ralentissent, tandis que les exportations des Émirats arabes unis sont à l’arrêt. La semaine dernière, les chargements de Ras Laffan sont tombés à 4 cargaisons, contre 6 la semaine précédente. À ce stade cette semaine, 1 cargaison — l’Al Gharrafa — a été chargée, tandis qu’une autre — l’Al Shamal — se trouve actuellement sur le site. Les dernières images thermiques montrent que trois trains restent en activité : QatarGas Trains 6 et 7 et RasGas Train 7.

Parallèlement, Das Island a épuisé toute la capacité des navires ballast dans le Golfe, et l’activité thermique montre que l’usine réduit sa production, avec un seul des trois trains actuellement en service.

Aux États-Unis, la tempête tropicale Bertha a touché terre en Louisiane, augmentant le risque de retards de chargement dans les usines de liquéfaction de la côte américaine du Golfe. Bertha, deuxième tempête nommée de la saison des ouragans de l’Atlantique, a atteint le littoral mercredi à St. Bernard Parish, à environ 40 miles à l’est de New Orleans, selon le National Hurricane Center (NHC). Des vents soutenus de 40 knots sont attendus, avec un maximum potentiel de 50 knots. Au moment de la publication, plusieurs navires ballast attendaient au large que la tempête passe avant d’accoster aux terminaux d’exportation de GNL de la côte américaine du Golfe, indiquant que des retards de chargement sont probables jusqu’à ce que la tempête se dissipe.

Les livraisons de gaz d’alimentation vers les usines de liquéfaction américaines ont évolué entre 16.23–16.53 bcf/d au cours de la semaine écoulée, Freeport LNG restant hors ligne pour maintenance planifiée sur un train. Les volumes de gaz d’alimentation de Golden Pass sont restés stables à 0.31–0.33 Bcf/d la semaine dernière, bien en deçà du niveau nécessaire pour faire fonctionner à pleine capacité un seul train de liquéfaction de 6 mtpa, ce qui indique que la montée en puissance continue de rencontrer des difficultés.

Au Canada, les exportations de l’usine LNG Canada de 14 mtpa sont passées de trois cargaisons à deux la semaine dernière en raison d’une maintenance non planifiée. Des sources proches du projet ont indiqué que cela pourrait entraîner un retard d’un ou deux jours.

Ailleurs, l’usine russe Sakhalin 2 de 10.8 mtpa a repris ses exportations le 18 juillet après maintenance planifiée, ajoutant de l’offre au bassin du Pacifique dans le contexte de la crise persistante de Hormuz. Selon les données de Kpler, le Grand Aniva est arrivé à Prigorodnoye le 17 juillet avant de charger et de repartir un jour plus tard.

Source : Kpler