Prix Gaz naturel (USA)

Le gaz naturel américain est l’un des plus grands marchés de l’énergie au monde, avec une production d’environ 105 Bcf (milliards de pieds cubes) par jour. À court terme, le prix du Henry Hub dépend surtout de la météo : un hiver exceptionnellement froid dans le nord-est des États-Unis peut accroître la demande de chauffage, tandis qu’un été chaud peut augmenter la demande d’électricité liée à la climatisation. Les centrales au gaz représentent environ 40 % de la production d’électricité aux États-Unis. Les variations hebdomadaires des stocks sont publiées par l’EIA Weekly Natural Gas Storage Report chaque jeudi à 10 h 30, heure de l’Est américain. Tout écart par rapport à la fourchette habituelle de 1 500 à 4 000 Bcf se répercute rapidement sur les prix.

À moyen terme, le niveau des prix est influencé par l’expansion des capacités d’exportation de GNL. La capacité américaine de liquéfaction atteint environ 14 Bcf/j, ce qui signifie que 13 à 14 % de la production intérieure est désormais exportée. Les nouveaux terminaux de GNL, notamment Sabine Pass, Corpus Christi, Plaquemines et Rio Grande LNG, rapprochent davantage Henry Hub des références TTF en Europe et JKM en Asie. Si le marché européen du gaz subit des tensions — par exemple en raison d’une perte de gaz russe par gazoduc ou d’un hiver froid en Europe — l’arbitrage sur le GNL américain peut aussi tirer Henry Hub vers le haut.

À plus long terme, la dynamique de la production de gaz de schiste exerce une pression baissière sur les prix. Le Marcellus en Pennsylvanie et en Virginie-Occidentale, le Haynesville en Louisiane et au Texas, ainsi que le bassin permien au Texas et au Nouveau-Mexique, où le gaz est produit avec le pétrole, représentent environ 75 % de la production américaine. L’activité de forage, suivie par le Baker Hughes Rig Count, et le nombre de puits forés mais non complétés (DUC) suivent généralement les prix avec un décalage de six à 12 mois, ce qui crée des périodes d’excédent ou de pénurie.