Le gaz naturel à 2 $ alors que le saccage du stockage se poursuit
Investing.com | 11/05/2023 14:10
- Le marché du gaz naturel connaît un excédent de stockage, les stocks étant supérieurs de 33 % aux niveaux de l'année précédente et de 20 % à la moyenne quinquennale.
- Les 74 milliards de pieds cubes supplémentaires prévus pour le stockage du gaz porteraient les stocks à 2,137 billions de pieds cubes, ou tcf, pour la semaine se terminant le 5 mai, soit 31 % de plus que la même semaine il y a un an et environ 18 % de plus que la moyenne quinquennale.
- Le temps doux du printemps, la faible demande de gaz, la maintenance des gazoducs et la baisse des exportations de gaz naturel liquéfié ont fait passer les prix au comptant du gaz naturel en territoire négatif cette semaine.
Stockage. Stockage. Stockage.
Le marché du natural gas ne semble jamais se lasser du stockage.
Les stocks de gaz d'il y a deux semaines étant déjà supérieurs de 33 % aux niveaux de l'année précédente et de 20 % à la moyenne quinquennale, l'ajout prévu la semaine dernière de 74 milliards de pieds cubes - qui sont à peine plus bas historiquement - ne fera pas grand-chose pour les acheteurs qui souhaitent échapper au piège du prix de 2 $.
La dernière construction hebdomadaire de gaz sera vérifiée par l'US Energy dans une mise à jour prévue à 10h30 ET (14h30 GMT) aujourd'hui.
Elle intervient après une nouvelle série de conditions météorologiques à peine favorables - pour le marché du gaz en l'occurrence, même si les Américains aimeraient avoir des températures parfaites, ni trop froides, ni trop chaudes.
Il y a quinze jours à peine, de véritables refroidissements ont déclenché un réchauffement des intérieurs. Mais tout cela s'est dissipé après les pluies de ces derniers jours et les vents faibles qui n'ont pas pu transporter la fraîcheur à travers le pays.
Gelber & Associates, société de conseil en marchés énergétiques basée à Houston, a déclaré dans une note sur le gaz naturel :
"Les précipitations et un système de basse pression traversant actuellement le Texas ont refroidi les températures plus chaudes qui se sont matérialisées dernièrement, réduisant ainsi une partie de la demande de refroidissement nécessaire."
Pour une lecture plus précise, les données sur la chaleur du fournisseur de données associé à Reuters, Refinitiv, montrent qu'il y a eu environ 62 degrés-jours de chauffage (DJC) la semaine dernière, alors que la normale sur 30 ans est de 47 DJC pour la période, selon le fournisseur de données Refinitiv.
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Les DJC mesurent le nombre de degrés d'une journée où la température moyenne est inférieure à 65 degrés Fahrenheit (18 degrés Celsius) afin d'estimer la demande de chauffage des habitations et des entreprises.
Les 74 milliards de pieds cubes supplémentaires prévus pour le stockage du gaz la semaine dernière porteraient les stocks à 2,137 trillions de pieds cubes, ou tcf, pour la semaine qui s'est achevée le 5 mai. Cela représenterait une augmentation de 31 % par rapport à la même semaine il y a un an et d'environ 18 % par rapport à la moyenne sur cinq ans - une amélioration par rapport à la semaine précédente, mais, comme nous l'avons souligné précédemment, de façon marginale.
Les analystes de Gelber ont déclaré dans leur note que la production de gaz américaine reste légèrement inférieure au récent pic de 101 milliards de pieds cubes par jour, ce qui soulage un peu les acheteurs dans l'espace - bien que ce ne soit pas pour longtemps.
"La production devrait revenir à la hausse après la fin de la maintenance des sites de production", selon la note.
La baisse des exportations de gaz naturel liquéfié, ou GNL, a compensé tout impact significatif de la baisse de la production, ont déclaré les analystes de Gelber, ajoutant : "Tout cela indique que la production de gaz naturel liquéfié est forte :
"Tout cela laisse présager de fortes injections de stockage dans les semaines à venir, dans les années 100.
Le temps doux du printemps, la faible demande de gaz et la maintenance des gazoducs ont déjà fait passer les prix au comptant du gaz naturel en territoire négatif au carrefour de Waha, dans l'ouest du Texas, cette semaine.
Mercredi, les prix de Waha ont clôturé à -0,35 dollar par million d'unités thermiques métriques.
C'est la première fois que les prix au comptant s'établissent en territoire négatif depuis octobre 2020. Il y a eu des sessions en octobre dernier où le hub Waha s'est négocié dans le négatif, mais ces sessions se sont terminées en territoire positif.
La dynamique inhabituelle du hub de Waha - où il y a beaucoup d'offre mais pas assez de capacité d'absorption - combinée à des travaux de maintenance et à une faible demande de gaz a mis Waha dans cette position.
Les analystes estiment que même après la fin des travaux de maintenance et la régularisation de la demande, le hub de Waha reviendra à une tarification normale, tout en conservant une décote significative par rapport aux contrats à terme de gaz sur le Henry Hub.
À l'heure où nous écrivons ces lignes, le mois de juin, le mois de référence du carrefour Henry, se situe juste en dessous de 2,20 dollars par mmBtu - pris dans l'étau des niveaux moyens de 2 dollars qui ont été le pilier des contrats à terme sur le gaz depuis le mois de février. Malgré la stabilité relative du marché à terme, le mois de référence du carrefour Henry est en baisse de plus de 50 % sur l'année depuis le début de l'année.
Selon Sunil Kumar Dixit, stratège technique en chef chez SKCharting.com, les graphiques indiquent peu de changement dans l'immédiat pour le gaz de juin.
"Une clôture quotidienne et hebdomadaire au-dessus de 2,40 dollars sera le premier signe d'une reprise de la tendance à la hausse du mois de référence Henry Hub, qui sera confirmée par un dépassement du sommet de 2,55 dollars", a déclaré M. Dixit.
Au-delà, se trouve l'objectif à plus long terme de la moyenne mobile simple à 100 jours, a-t-il ajouté :
"Le revers de la médaille est qu'un passage régulier sous la moyenne mobile exponentielle à 5 jours, ou EMA, de 2,19 dollars, maintiendra la dynamique baissière. Cela pourrait entraîner des baisses potentielles à 2,04 et 1,94 dollars".
Le GNL au rythme de son propre tambour/h2
Sur le front du GNL, l'arrêt du redémarrage de la production à Freeport LNG a quelque peu augmenté les prix de base sur le marché du gaz de l'East Texas ce mois-ci, a indiqué S&P Global Commodity Insights dans un rapport publié cette semaine.
En mars, les livraisons de gaz à l'usine de liquéfaction de Quintana Island se sont élevées en moyenne à un peu plus de 1,0 milliard de pieds cubes par jour.
Mais les flux vers le terminal ont fluctué de manière significative, allant de près de 1,7 milliard de pieds cubes par jour le 5 mars à environ 220 millions de pieds cubes par jour, ou mmcf/d, le 7 mars, selon les données de S&P.
Freeport était en passe de recevoir plus de 1,4 milliard de pieds cubes par jour de gaz d'alimentation le 24 mars, après avoir dépassé 1,0 milliard de pieds cubes par jour au cours des trois jours précédents, d'après les données de nomination du cycle du soir qui pourraient être révisées ultérieurement.
Le retour de Freeport après un arrêt de huit mois a contribué à augmenter les livraisons globales de gaz d'alimentation pour le GNL américain, qui sont maintenant en voie d'atteindre un nouveau record mensuel moyen de près de 13,1 milliards de pieds cubes par jour jusqu'au 24 mars.
Ce chiffre est en passe de dépasser le record mensuel historique de 12,8 milliards de pieds cubes par jour établi en mars 2022. Les acteurs du marché considèrent la montée en puissance des opérations à Freeport comme un facteur qui pourrait soutenir les prix languissants du gaz de la côte du Golfe du Mexique en resserrant les fondamentaux du marché régional.
Sur le Henry Hub, les contrats à terme ont jusqu'à présent largement ignoré le redémarrage de la demande de gaz d'alimentation à Freeport.
Mais sur le marché du gaz de l'est du Texas, la demande supplémentaire de gaz d'alimentation de Freeport a sans aucun doute resserré l'équilibre entre l'offre et la demande. Au Houston Ship Channel, les prix au comptant se sont renforcés pour atteindre une décote moyenne de 24 cents par rapport au Henry Hub ce mois-ci - contre une décote de 42 cents en février et de 67 cents en janvier, selon les données de Platts.
Pendant l'arrêt prolongé de Freeport, les prix de base à Houston Ship Channel et Katy Hub ont connu des fluctuations importantes, s'échangeant à plusieurs reprises avec des réductions de 2 dollars par mmBtu ou plus par rapport à Henry Hub. Au cours des mois précédant la fermeture du terminal, les prix de base aux deux hubs de l'est du Texas n'ont affiché en moyenne qu'une décote d'environ 25 cents par rapport à la référence américaine.
Dans le même temps, les efforts déployés par Freeport LNG pour revenir à un service complet semblent "fausser les échantillons de gazoducs en dehors du schiste de Haynesville et créer une vision déformée des tendances de l'offre de gaz naturel", a déclaré East Daley Analytics dans une note de recherche récente.
East Daley a cité les flux de gazoducs dans l'est du Texas et le nord de la Louisiane qui ont semblé diminuer à la fin du mois de février après avoir atteint un niveau record, ce qui a donné lieu à des spéculations selon lesquelles les producteurs de Haynesville pourraient fermer des puits en réponse à la baisse des prix du gaz.
Au lieu de cela, les analystes ont déclaré qu'ils pensaient que le gaz au carrefour de Carthage, un point d'échange clé pour l'offre de Haynesville, était redirigé vers le sud sur des gazoducs intérieurs pour répondre à la demande de gaz d'alimentation du GNL de Freeport, plutôt que d'être expédié vers l'est, au nord-est de la Louisiane.
Le 21 février, les autorités de régulation américaines ont donné à Freeport LNG le feu vert pour reprendre la production de ses deux premiers trains, puis, un peu plus de deux semaines plus tard, l'autorisation de commencer l'exploitation du troisième train, le 8 mars.
Sur la base des prévisions de redémarrage de Freeport, de nombreux négociants ont pu supposer que le feu vert réglementaire aurait été suivi d'une augmentation rapide des flux de gaz d'alimentation vers Freeport - pour revenir aux niveaux d'avant l'arrêt, soit environ 2 milliards de pieds cubes par jour.
Le mois dernier, les marchés à terme du canal maritime de Houston ont semblé prévoir ce résultat.
À la mi-février, les contrats à terme d'avril et de mai de l'East Texas Hub se sont tous deux renforcés pour atteindre environ 20 cents de moins que le prix à terme correspondant du Henry Hub. À la fin du mois de mars, cependant, l'écart sur le marché à terme s'est creusé, les contrats d'avril et de mai se négociant désormais à environ 32 cents du prix du carrefour Henry, le marché faisant le point sur le redémarrage chancelant de Freeport.
S&P Global prévoit que la demande américaine de gaz d'alimentation GNL atteindra en moyenne 13,4 milliards de pieds cubes par jour en 2023, contre 11,8 milliards de pieds cubes par jour l'année dernière. Selon les prévisions, le gaz d'alimentation en GNL augmentera à l'approche de l'hiver 2023-24, atteignant un pic de 14 bcf/d en novembre.
Au niveau mondial, la reprise de la production de GNL à Freeport devrait être la plus importante augmentation de l'offre sur le marché international du GNL en 2023.
Les opérations de montée en puissance en cours à l'installation contribueront également à déterminer la force globale de la demande américaine de gaz d'alimentation en GNL à la sortie de l'hiver.
"La saison intermédiaire du printemps est souvent l'occasion pour les installations américaines d'arrêter les unités de liquéfaction pour la maintenance saisonnière - ce qui pourrait aggraver l'impact sur le marché de la faiblesse persistante de la demande de gaz d'alimentation à Freeport ", a déclaré S&P Global.
Le prévisionniste a également indiqué avoir entendu parler de quatre cargaisons de Freeport LNG annulées en mars, l'opérateur ayant rencontré des problèmes de vannes sur le train 1 et des problèmes électriques sur le train 2, selon des sources du marché. Freeport a toutefois refusé de commenter.
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