Lors d’une séance de négociation époustouflante, les contrats à terme sur le gaz naturel se sont renforcés pour une troisième journée consécutive malgré les données d’inventaire du gouvernement qui reflétaient la troisième plus grande injection de stockage en plus de 20 ans. Le contrat à terme sur le gaz Nymex de novembre s’est établi jeudi à 6,972 $ / MMBtu, en hausse de 4,2 cents par jour. Les contrats à terme de décembre ont légèrement augmenté de six dixièmes de cent à 7,242 $.
En bref :
- L’injection de 129 milliards de pieds cubes d’EIA parmi les plus importantes
- Le bilan d’Ian se reflète sur la demande du Sud-Est
- L’argent continue d’augmenter alors que les températures chutent
Les prix au comptant de l’essence ont également continué de se redresser, les gains importants étant probablement à l’origine d’au moins une partie de l’élan du marché à terme. Spot Gas National Avg de NGI. a bondi de 18,5 cents à 6,190 $.
À première vue, l’action des prix à terme a semblé perplexe pour les observateurs du marché. La grande nouvelle de jeudi était le dernier rapport sur le stockage, mais l’évolution des prix était tout le contraire de ce qui était attendu sur la base des données.
[Actionable Insight: Did you know that NGI is one of only two Price Reporting Agencies that include trade data from the Intercontinental Exchange? Find out more.]
L’Energy Information Administration (EIA) a déclaré que les stocks de gaz naturel avaient augmenté de 129 milliards de pieds cubes pour la semaine se terminant le 30 septembre, dépassant une fois de plus les estimations consensuelles avant le rapport.
Une enquête Bloomberg auprès de sept analystes a produit une gamme d’estimations d’injection de 95 Bcf à 129 Bcf, avec une construction médiane de 125 Bcf. Reuters a interrogé 15 analystes, dont les estimations allaient d’injections de 94 milliards de pieds cubes à 131 milliards de pieds cubes, avec une prévision médiane de 111 milliards de pieds cubes.
Les contrats à terme sur Nymex se négociaient légèrement à environ 6 970 $ dans les minutes qui ont précédé le rapport de l’EIA, puis ont légèrement glissé lorsque l’impression de stockage a atteint l’écran. Cependant, la baisse a été brève et les prix ont rapidement recommencé à augmenter.
Surpris par le rassemblement, un participant au chat énergétique en ligne Enelyst a déclaré : “ces chiffres ne sont pas haussiers”.
À titre de comparaison, l’EIA a enregistré une construction de 114 milliards de pieds cubes au cours de la même semaine il y a un an, tandis que la moyenne sur cinq ans était de 87 milliards de pieds cubes.
Le centre-sud est en tête de toutes les autres régions avec une injection nette dodue de 45 milliards de pieds cubes dans le stockage, ce qui a réduit le déficit global à la moyenne quinquennale à seulement 6,6 %, selon l’EIA. Notamment, les sels demeurent plus de 15 % sous la moyenne quinquennale, mais ils ont ajouté 21 Gpi3 aux stocks. Nonsels ajoutés 24 Bcf.
Le Midwest a injecté 37 milliards de pieds cubes dans le stockage et réduit le déficit régional à la moyenne quinquennale à seulement 5,6 %. L’Est a ajouté 35 milliards de pieds cubes aux stocks et ramené le déficit à la moyenne quinquennale à 9,2 %. Les régions des montagnes et du Pacifique ont chacune augmenté d’un chiffre.
James Bevan, directeur de la recherche de Criterion Research LLC, a attribué une partie du manque au marché en sous-estimant le montant de la perte de demande résultant de l’ouragan Ian, qui a touché terre près de Fort Myers, en Floride, le 28 septembre.
S’exprimant sur Enelyst, Bevan a noté que bien que les services publics de Floride aient rétabli l’électricité aux clients les plus touchés en quelques jours, les températures à la suite de la tempête se sont considérablement refroidies.
La plage de températures basses à élevées passant de “75 à 95 degrés à une plage prévue d’octobre de 65 à 80 degrés… explique les nominations à faible demande et les chiffres modélisés”, selon Bevan.
“La demande sur le tuyau n’a pas réussi à revenir aux niveaux d’avant la tempête”, a-t-il déclaré. “Les débits visibles des pipelines sont stables à 3 Gpi3/j, soit une baisse de 0,5 à 1,0 Gpi3/j par rapport aux niveaux d’avant la tempête en raison d’un mélange de destruction de la demande et de temps plus frais dans l’État.”
Le total de gaz de travail en stockage est passé à 3 106 milliards de pieds cubes, soit 165 milliards de pieds cubes en dessous des niveaux de l’année précédente et 264 milliards de pieds cubes en dessous de la moyenne quinquennale, a déclaré l’EIA.
Le marché se desserre-t-il vraiment ?
L’injection de 129 milliards de pieds cubes par l’EIA était l’une des plus importantes du livre des records, la troisième injection la plus importante remontant à 1993. C’était également la plus importante jamais enregistrée pour la semaine de référence du 30 septembre.
Pris seuls, ces points de données suggèrent que les prix devraient reculer par rapport aux sommets de cette semaine, en particulier face à des conditions météorologiques saisonnières modérées et à une production quasi record. Un autre signal baissier – le marché du gaz pourrait être au milieu d’au moins quatre constructions consécutives à trois chiffres basées sur les attentes des analystes.
“Dans le même temps, vous avez des fondamentaux plus serrés, notamment des prix au comptant plus serrés et une amélioration des conditions météorologiques”, a déclaré un participant d’Enelyst. “Rien d’étrange à mon avis. Je ne pense pas que la salle soit en décalage avec le marché. C’est juste le marché dans lequel nous nous trouvons en ce moment jusqu’à ce que nous voyions si les degrés-jours de chauffage changent quelque chose.
Les prévisions actuelles montrent que la demande de gaz augmentera ce week-end alors qu’un coup de froid de début de saison balaye les Grands Lacs et le Nord-Est. Bien que la hausse de la demande projetée devrait être brève, les modèles météorologiques continuent d’aller et venir sur la possibilité que l’air froid canadien plonge dans le Midwest et le Nord-Est à partir du 14 octobre environ.
EBW Analytics Group a déclaré que la saisonnalité amplifiée de l’offre et de la demande que le marché connaît actuellement pourrait être une caractéristique durable du marché dans les années à venir. Facteurs structurels, y compris l’impact croissant de la maintenance saisonnière du GNL prévue pour coïncider avec les pannes de pipeline ; la production éolienne croissante qui se remet des creux annuels de la fin de l’été jusqu’à l’automne ; et une demande accrue au milieu de l’été/au milieu de l’hiver, le travail à domicile devenant un lieu de travail semi-permanent, tout cela pourrait entraîner une augmentation de la saisonnalité de la demande.
D’un autre côté, les pannes de charbon et de nucléaire – qui favorisent les consommations d’électricité en automne – pourraient diminuer à mesure que les retraits de capacité se poursuivent. De plus, les risques de demande d’ouragan peuvent être plus importants en raison de l’augmentation de la demande d’infrastructures entourant le golfe du Mexique et de l’augmentation de la demande de gaz naturel de manière plus générale.
Le bilan de l’ouragan Laura sur le terminal d’exportation de gaz naturel liquéfié de Cameron en 2020 est un excellent exemple de la destruction de la demande qui peut être imposée au marché du gaz. Il a fermé Cameron pendant plus d’un mois.
Bientôt, la saison intermédiaire baissière d’automne pourrait atteindre un tournant et se resserrer jusqu’à la fin de l’année civile, selon EBW.
“Le retour de la demande de gaz d’alimentation en GNL – à la fois avec la fin des interruptions de maintenance à l’automne et le retour imminent de Freeport LNG – pourrait ajouter jusqu’à 3,0 à 4,0 Bcf/j de demande de gaz d’alimentation en GNL d’ici décembre”, a déclaré Eli Rubin, analyste principal d’EBW. “Dans le même temps, la demande du secteur de l’électricité pourrait augmenter de façon saisonnière tandis que la demande de chauffage des locaux affiche des gains significatifs en hiver.”
L’argent continue d’augmenter
Bien que les prix au comptant de l’essence aient commencé à fléchir sur la côte ouest au milieu de températures agréables et d’une demande modeste, le reste du Lower 48 a continué d’atteindre de nouveaux sommets pour la semaine au milieu de quelques poches de froid en début de saison.
Le service météorologique national (NWS) a déclaré que les températures avaient déjà plongé dans les plaines du nord et le haut Midwest alors qu’un puissant front froid poussait vers le sud, apportant un air glacial inhabituel derrière lui. Les sommets devaient atteindre le milieu des années 40 jusqu’au plus bas des années 50 jeudi. Un temps encore plus froid était prévu pour vendredi matin, avec des avertissements de gel en vigueur pour le Dakota du Nord et certaines parties de l’ouest du Dakota du Sud.
Les températures froides devraient se propager plus au sud et à l’est vendredi à mesure que le front progresse, selon le NWS. Des sommets généralisés, généralement entre le milieu des années 50 et le bas des années 60, sont prévus des Grands Lacs inférieurs au Midwest, au milieu de la vallée du Mississippi et aux plaines centrales.
“Les anticyclones resteront encore plus froids au nord alors qu’un fort anticyclone canadien se dirigera vers le sud, avec des températures moyennes à supérieures attendues pour le Haut-Midwest et les Grands Lacs”, ont déclaré les prévisionnistes du NWS. “D’autres dépressions proches du point de congélation sont possibles samedi matin pour la région des Grands Lacs et la haute vallée du Mississippi.
Sur la base des augmentations de prix plus modestes de jeudi, il semble que la majeure partie du froid soit déjà intégrée au marché. Consumers Energy a grimpé de 15,5 cents pour atteindre une moyenne de 6,295 $ pour la livraison de gaz de vendredi. Ventura a viré 20,5 cents à 6,325 $.
Certains endroits sur la côte Est ont mis en place des augmentations de prix plus importantes. Les liquidités de Columbia Gas ont augmenté de 38,5 cents sur la journée pour atteindre une moyenne de 6,035 $, tandis que les liquidités d’Algonquin Citygate ont augmenté de 23,0 cents à 6,255 $. Certains points de la côte du Golfe ont également fortement augmenté. Les prix au comptant de l’essence Henry Hub ont bondi de 85,0 cents pour atteindre en moyenne 6,905 $, tandis que Transco Zone 3 a augmenté de 42,5 cents pour atteindre 6,625 $.
