- Les fondamentaux évoluent vers une situation plus détendue de l'offre et de la demande
- Malgré des perspectives plus sombres, les contrats à terme sur le gaz ont bondi de quelque 8% au cours des deux derniers jours
- Pas de signes de tempêtes qui ajoutent habituellement aux craintes d'approvisionnement
- Le potentiel de perte d'électricité liée à la tempête si un gros ouragan fait une ligne droite vers une zone densément peuplée des États-Unis. Cette saison semble être fortement orientée vers les tempêtes qui visent la côte est.
- Si un ouragan se développe dans le Golfe du Mexique et menace les opérations des installations côtières d'exportation de GNL, cela aurait également un impact baissier sur le Henry Hub. Cependant, à l'heure actuelle, il ne semble pas que le marché ait pris en compte un quelconque risque de destruction de la demande dans les contrats à terme sur le gaz.
S'il est de plus en plus évident que les fondamentaux du gaz naturel évoluent vers une offre/demande plus lâche, alors pourquoi le Henry Hub reste-t-il si élevé ?
Malgré des perspectives de températures beaucoup plus fraîches pour une grande partie des États-Unis, le front-month du hub a bondi de quelque 8 % au cours des deux derniers jours de négociation, récupérant tout ce qu'il avait perdu au cours des trois sessions précédentes, les haussiers de l'espace ayant senti une opportunité d'achat aux plus bas de 7 dollars.
Dans les échanges de jeudi avant New York, l'avant-mois oscillait au-dessus de 8 $.25 $ pour chaque million d'unités thermiques britanniques métriques, pour un gain hebdomadaire plus modeste d'environ 3 % après la volatilité de cette semaine.
Du point de vue de la demande estivale, le calendrier saisonnier se situe en bas de la courbe en cloche de la chaleur estivale. À l'appui de cette perspective, les principaux modèles de prévision météorologique - à savoir le Global Forecast System (GFS) et le Centre européen pour les prévisions météorologiques à moyen terme (ECMWF) - ont basculé vers un profil de température beaucoup plus frais pour la majeure partie des États-Unis au cours des deux prochaines semaines.
Le GFS et l'ECMWF représentent l'étalon-or des modèles de prévision de l'industrie et ils ont même le Texas - le plus grand État américain consommateur de gaz - dans leurs perspectives.
Tout au long de l'été, les bulls du gaz ont utilisé les températures record comme une raison principale pour maintenir les contrats à terme Henry Hub sous-tendus sur la partie supérieure des prix.
Dans un courriel mercredi, les analystes de Gelber & ; Associates, une société de conseil sur les marchés du gaz basée à Houston, ont poussé leurs clients à se poser une question qu'ils semblaient se poser eux-mêmes :
"Se pourrait-il que les haussiers du marché du gaz soient tellement biaisés par leurs importantes positions longues qu'ils ignorent la réalité de l'avancée des moteurs baissiers ?"
Les graphiques techniques pour l'avant-mois de Henry Hub ont suggéré que l'emballement pourrait se poursuivre, dit Sunil Kumar Dixit de SKCharting.com, ajoutant:
"Une cassure soutenue au-dessus de 8,50 $ aidera le gaz à atteindre 8,82 $ et à tester 9,42 $".
La plupart des bulls du gaz pensent que le prix du Henry Hub peut aller à 9 $ et plus une fois que la saison des ouragans de l'Atlantique commence, avec un flux constant de tempêtes ajoutant aux préoccupations d'approvisionnement.
Mais dans les tropiques, l'action globale est encore assez calme, avec une certaine activité qui commence à percoler avec une poignée de perturbations dans la queue. Cela inclut le développement de l'Invest 97L, qui est situé dans l'Atlantique profond au sud-ouest des îles Cabo Verde.
Bien qu'à ce stade, il n'y ait rien qui puisse être interprété comme une préoccupation significative, il semble que le plafond soit sur le point de se détacher de la saison tropicale, ce qui ouvrira la porte à une rafale d'activité.
Pour le gaz naturel, cela crée 2 zones de risque :
Le rebond de mercredi sur le gaz Henry Hub est intervenu à la faveur d'un rebondissement dans la crise du GNL de Freeport - une saga surnommée désormais sur le marché le 'F-word.'
Sous le titre F-Word Rattles Natural Gas Futures Again Despite No Change to Operations Plans, le portail industriel naturalgasintel.com remarque :
"Il semble que chaque fois que quelqu'un prononce le mot "Freeport", le marché du gaz naturel s'agite. Cette fois-ci, cependant, le dernier développement survenu à la suite de l'explosion du terminal GNL au début de l'été n'a rien fait pour modifier son redémarrage prévu et n'aurait donc dû avoir que peu d'influence sur les prix."
Ce que Freeport a dit, c'est qu'il a abandonné la déclaration de force majeure qu'il avait adoptée après l'explosion du 8 juin qui a mis au ralenti environ 2 milliards de pieds cubes (bcf) de demande quotidienne à l'usine de gaz naturel liquéfié basée au Texas. Les contrats à terme sur le gaz ont perdu un épique 33% en juin à cause de la saga Freeport, touchant un plancher d'un peu moins de 5,36 dollars avant de récupérer tout cela et plus en juillet.
Selon le calendrier de réparation initial de Freeport, l'usine devrait être hors service au moins jusqu'en octobre. La levée de la force majeure mercredi n'a pas permis de faire le point sur la date de démarrage. Pourtant, l'avant-mois de Henry Hub a bondi de près de 37 cents sur la journée.
Naturalgasintel a également cité un développement haussier que le marché avait manqué:
"Par exemple, la production éolienne est tombée à des niveaux "très bas" alors que la chaleur se poursuit dans le centre-sud des États-Unis. Les brûlures d'électricité ... ont fait un pic à 47-48 bcf mardi, et la production éolienne devrait rester faible jusqu'à la semaine prochaine."
Le temps plus frais combiné à l'augmentation des volumes de production de gaz sec - qui continuent d'osciller autour de la zone des 98 bcf par jour - est une recette pour que les injections hebdomadaires de stockage de gaz soient plus importantes que la moyenne au cours des prochaines semaines.
Cela nous amène à la prochaine grande question de ce que la US Energy Information Administration est susceptible de rapporter plus tard pour les niveaux de stockage de gaz pour la semaine terminée le 5 août.
Source : Gelber & Associates
Selon un consensus d'analystes suivis par Investing.com, les services publics américains ont probablement ajouté une quantité plus faible que d'habitude de 39 milliards de pieds cubes (bcf) de gaz naturel au stockage alors que le temps chaud a augmenté la quantité de gaz que les compagnies d'électricité ont brûlé pour répondre à l'utilisation de la climatisation de la semaine dernière, selon un sondage Reuters mercredi.
Cette injection, pour la semaine se terminant le 5 août, se compare à une accumulation de 44 bcf au cours de la même semaine il y a un an et à une injection moyenne sur cinq ans (2017-2021) de 45 bcf.
Lors de la semaine se terminant le 29 juillet, les compagnies d'électricité ont ajouté 41 bcf de gaz au stockage.
L'injection prévue par les analystes pour la semaine se terminant le 5 août porterait les stocks à 2.496 trillions de pieds cubes (tcf), soit environ 12,1 % de moins que la moyenne sur cinq ans et 9,9 % de moins que la même semaine il y a un an.
Selon le fournisseur de données Reuters-associé Refinitiv, il y a eu environ 107 degrés-jours de refroidissement (CDD) la semaine dernière, ce qui est beaucoup plus que la normale sur 30 ans de 88 CDD pour la période.
Les CDD, utilisés pour estimer la demande pour refroidir les maisons et les entreprises, mesurent le nombre de degrés d’ journée où la température moyenne est supérieure à 65 degrés Fahrenheit (18 C).
Avertissement : Barani Krishnan utilise une gamme de points de vue en dehors du sien pour apporter de la diversité à son analyse de tout marché. Par souci de neutralité, il présente parfois des opinions contraires et des variables de marché. Il ne détient pas de positions dans les matières premières et les titres sur lesquels il écrit.