Les prix du gaz naturel aux États-Unis au terminal Henry Hub restent inférieurs à 3 dollars le MMBTU, alors que la surabondance persistante de l'offre fait abstraction de la demande saisonnière, le contrat de septembre s'ouvrant à 2,778 dollars le MMBTU avant de baisser davantage.
L'Administration d'information sur l'énergie a signalé une injection de 16 milliards de pieds cubes (Bcf) cette semaine qui s'est achevée le 14 août, peu en dessous de l'estimation consensuelle de 14 à 15 Bcf, mais en deçà de la moyenne quinquennale de 29 Bcf. Les stocks de gaz en cours d'utilisation se situent dorénavant à 3 169 Bcf, soit 25 Bcf de moins que la même période l'année dernière mais toujours à 198 Bcf, soit 6,7 %, au-dessus de la moyenne quinquennale de 2 955 Bcf. L'injection inférieure à la moyenne a réduit l'excédent à environ 185 Bcf, même si les analystes soulignent que pour le réduire de 13 Bcf par semaine, il faudrait 14 semaines - soit plusieurs mois après la fin de la saison des injections.
L'action prix a reflété ce déséquilibre. Après avoir fermé à 2,690 $ lundi, le contrat de septembre a chuté de 2 % à environ 2,68 $, le plus bas niveau depuis le 7 août. Un bref rebond au-dessus de 2,80 $ sous l'influence de prévisions météorologiques plus chaudes s'est heurté aux niveaux de résistance qui ont limité les gains de l'été, les prix reculant sous le niveau le plus bas de mercredi avant de remonter jeudi.
La production reste le principal facteur de surplus. La production de gaz sec des États-Unis tirant entre les 48 États a atteint mercredi 112,0 milliards de pieds cubes par jour, en hausse de 2,7 % sur un an, alors que le mois d'août a représenté en moyenne 111,6 milliards de pieds cubes par jour, contre le rythme record mensuel de 110,7 milliards de pieds cubes par jour enregistré en juillet. Les producteurs n'ont pas ajusté leur production, malgré les prix moins élevés, car les puits de roche et le gaz associé à l'exploration de pétrole dans la formation du Permien continuent à s'écouler, quelles que soient les niveaux de Henry Hub. Le décalage structurel s'aggrave, avec l'extension de la capacité de prise à 1,5 milliard de pieds cubes par jour à partir de septembre 1 via le pipeline Hugh Brinson, ce qui permet d'alléger davantage les contraintes liées à l'exploration dirigée vers le pétrole et qui génère ainsi du gaz associé.
Les compensations liées à la demande ont déçu. Les flux d'exportation de GNL vers les neuf principales installations se sont élevés en moyenne à 17,3 milliards de pieds cubes par jour en août, soit juste 0,1 milliard de pieds cubes par jour de plus qu'en juillet, tandis que la production a augmenté d'environ 0,9 milliard de pieds cubes par jour au cours de la même période. La consommation électrique a également différé, avec une production à gaz inférieure de 2 % aux niveaux records, malgré une demande d'électricité totale proche des records, car la production d'énergie solaire et éolienne a pris l'initiative de la demande marginale de gaz. La production d'énergie solaire a augmenté de 21 % et celle éolienne de 6 % au cours du premier semestre 2026.
Dans son dernier EIA Short-Term Energy Outlook (STEO), l’agence a souligné sa perspective négative. Elle a réduit ses prévisions de prix pour le Henry Hub au troisième trimestre 2026 à 2,87 dollars le MMBtu, en baisse de 50 cents par rapport à la projection du mois précédent, en faisant référence à la baisse de la demande en gaz de forage de LNG et à la production record. La révision marque un fort retournement par rapport au STEO de juillet, qui prévoyait 3,37 dollars le MMBtu pour le troisième trimestre et 3,57 dollars pour le quatrième. L’EIA attend maintenant que les prix spot restent inférieurs à 3,00 dollars le MMBtu jusqu’en novembre, avec une moyenne de 3,03 dollars le MMBtu au cours des cinq mois restants de l’année.
Les projections d'inventaires renforcent le sentiment baissier. L'EIA prévoit que les stocks de gaz naturel atteindront un record de 3 985 Bcf à la fin d'octobre 2026, soit 19 Bcf de plus que l'estimation de juillet et 5 % au-dessus de la moyenne sur cinq ans. La courbe des contrats à terme reflète cette opinion, les contrats jusqu'en septembre 2026 restant inférieurs à 3,00 $ par MMBtu.
La demande d’exportation de GNL, souvent considérée comme un plancher structurel pour les prix, a également déçu. L’EIA a réduit ses prévisions d’exportation de GNL pour le troisième trimestre à 16,5 Bcf par jour, soit 0,2 Bcf par jour en moins que le mois précédent, malgré des débits de gaz de charge ayant atteint 17,3 Bcf par jour en août. Les travaux de maintenance à Freeport LNG, commencés le 10 juillet et qui devraient s’achever fin août, ont suscité une diminution de 2,0 Bcf par jour de la capacité exportatrice, soit la plus importante interruption identifiable de la demande. Même après le retour de Freeport, la croissance de l'exportation demeure limitée par les pauses d'exportation liées à un surcroit d'activité dans les centrales de liquéfaction, et non par la demande.
Les marchés internationaux du gaz présentent un tableau contrasté avec des prix européens en forte hausse au lendemain de pénuries de fourniture au Moyen-Orient, mais les options d'arbitrage n'ont pas permis de hausser les exportations américaines en raison de contraintes de transport. La pipeline prévue pour le futur comprend l'extension du CP2 de Venture Global, qui pourrait ajouter 11,7 millions de tonnes par an de capacité de liquéfaction maximale et près de 1,9 million de mètres cubes par jour de capacité de transport, bien que ces augmentations ne soient pas attendues avant 2027.
