Les contrats à terme sur le gaz naturel ont perdu du terrain jeudi, malgré des prévisions de chaleur inhabituelle à court terme et d'importants déficits de stockage par rapport à l'an dernier dans plusieurs régions.

Points clés de la séance :

• L'US Energy Information Administration (EIA) a rapporté une injection de 30 Bcf pour la semaine close le 28 août.
• Les contrats d'octobre ont brièvement évolué au-dessus de 3 $.
• Un mois de septembre torride est annoncé.

L'injection de 30 Bcf de l'EIA, publiée jeudi, était conforme aux attentes. Les services publics et autres opérateurs ont collectivement injecté ce gaz dans les stocks au cours de la semaine close le 28 août, et ce résultat — du moins dans un premier temps — a fait perdre de la vigueur aux contrats à terme sur le gaz naturel, selon la couverture de la publication par NGI (In-Line Storage Injection Sends Natural Gas Futures Adrift). Cette réaction mesurée souligne la sensibilité accrue du marché aux données de stockage : alors que les inventaires sont inférieurs aux niveaux de l'an dernier dans plusieurs régions, les opérateurs suivent de près les injections hebdomadaires pour vérifier que les réserves peuvent se reconstituer avant la saison de chauffe hivernale, et une publication qui se contente de répondre aux attentes offre peu de carburant neuf pour un rebond.

Avant le rapport, les acheteurs s'étaient montrés plus actifs tôt jeudi, le marché à terme anticipant une publication haussière sur le gaz naturel stocké en sous-sol pour l'hiver à venir, les contrats évoluant autour de la barre des 3 $ (Natural Gas Futures Hover Near $3 as Market Braces for EIA Storage Print).

Sur le marché physique, une forte demande de climatisation et des contraintes opérationnelles sur les gazoducs ont provoqué jeudi des hausses régionales spectaculaires, les prix au comptant du gaz naturel s'envolant alors que les mesures de débit opérationnel (OFO) se multipliaient (Spot Natural Gas Prices Soar as OFOs Abound). Les OFO sont des avis émis par les exploitants de gazoducs exigeant des expéditeurs qu'ils équilibrent leurs nominations, et leur fréquence cette semaine illustre comment la demande induite par la chaleur peut mettre à l'épreuve la capacité du réseau, même lorsque l'offre globale est suffisante.

Plus tôt dans la semaine, les prix physiques du gaz naturel ont majoritairement progressé mercredi, la montée de la chaleur soutenant la demande de la vallée du Mississippi à la vallée de l'Ohio, tandis que les hubs de la côte du Golfe récupéraient une partie des lourdes pertes de mardi, la tempête tropicale Edouard s'affaiblissant sur l'est du Texas (Cash Natural Gas Prices Mixed as Edouard Fades Over East Texas). Cet épisode rappelle que les systèmes tropicaux de fin de saison demeurent une variable imprévisible pour la production et les prix sur la côte du Golfe à l'approche de l'automne.

Les contrats à terme avaient progressé mercredi, des prévisions de chaleur de plus en plus haussières pour septembre donnant aux opérateurs une raison supplémentaire de tester le seuil des 3 $, tandis que la reprise des combats entre les États-Unis et l'Iran apportait un choc supplémentaire venu de l'étranger (Natural Gas Futures Advance Ahead of Expected Lean Storage Build).

L'escalade des hostilités entre les États-Unis et l'Iran cette semaine a ravivé les craintes de perturbations prolongées des expéditions énergétiques à travers le détroit d'Ormuz. Ce regain de tension s'est ajouté aux inquiétudes déjà existantes concernant l'approvisionnement mondial en GNL et pourrait accroître la demande pour les exportations américaines — et influer sur les prix — si le conflit se prolongeait jusqu'aux mois d'hiver (Inflamed US-Iran Tensions Imperil Hormuz Shipping, Stoke LNG Supply Fears). Les États-Unis figurant parmi les plus grands exportateurs mondiaux de GNL, les risques d'approvisionnement à l'étranger se répercutent de plus en plus sur les prix nationaux, ajoutant un facteur supplémentaire à surveiller pour les opérateurs, aux côtés des données météo et de stockage, dans les semaines à venir.

Le rapport a été rédigé par Andrew Baker de NGI, qui a rejoint le média en 2018 pour couvrir le secteur pétrolier et gazier nouvellement libéralisé du Mexique ; son rôle s'est depuis étendu au reste de l'Amérique du Nord. Avant de rejoindre NGI, Baker a couvert les industries hydrocarbures et électriques de l'Amérique latine de 2014 à 2018 pour Business News Americas à Santiago, au Chili.