MISE À JOUR 1-Les cours du gaz naturel américain clôturent en baisse en raison des prévisions météorologiques annonçant un temps plus clément et d'une demande en recul

par Scott DiSavino

NEW YORK, 12 octobre (Reuters) - Les contrats à terme sur le gaz naturel américain ont clôturé en baisse d’environ 2% lundi, en raison des prévisions annonçant un temps plus clément et une demande inférieure aux prévisions initiales pour la semaine prochaine.

La baisse continue de la production quotidienne, qui a atteint son plus bas niveau depuis quatre mois, ainsi que l'augmentation des flux quotidiens de gaz vers les usines d'exportation de GNL, qui ont atteint leur plus haut niveau depuis cinq mois, ont permis de limiter les pertes .

Le contrat à terme sur le gaz de référence pour livraison en novembre sur le New York Mercantile Exchange (NYMEX) a reculé de 5,3 cents, soit 1,6%, pour clôturer à 3,167 dollars par million d’unités thermiques britanniques (mmBtu). Vendredi, le contrat avait clôturé à son plus haut niveau depuis le 24 septembre.

Les contrats à terme sur le gaz étaient en passe d’enregistrer une troisième hausse mensuelle consécutive. La semaine dernière, les spéculateurs ont porté leurs positions nettes courtes sur les contrats à terme et les options au NYMEX et à l’Intercontinental Exchange à leurs plus hauts niveaux depuis février 2024, selon le rapport « Commitments of Traders » (link) de la Commodity Futures Trading Commission (CFTC) américaine.

Sur le marché au comptant, les conditions météorologiques clémentes et les problèmes de gazoducs qui ont bloqué une partie du gaz dans le nord-est des États-Unis ont contribué à faire baisser les prix du lendemain au hub Enbridge South , dans le sud-ouest de la Pennsylvanie, à environ 61 cents par mmBtu, leur plus bas niveau depuis novembre 2020.

OFFRE ET DEMANDE

La société financière LSEG a indiqué que la production moyenne de gaz dans les 48 États contigus des États-Unis avait reculé, passant de niveaux records de 113,3 milliards de pieds cubes par jour (bcfd) en août et septembre à 110,7 bcfd depuis le début du mois d’octobre. Cette baisse s’explique par une combinaison de plusieurs facteurs: les arrêts de production liés à l’ouragan Isaias, des cas de force majeure et d’autres problèmes survenus sur les gazoducs dans le Kentucky (link), au Texas (link), en Virginie-Occidentale (link) et ailleurs au cours du dernier mois environ.

Sur une base quotidienne, LSEG a indiqué que la production était en passe de chuter lundi à son plus bas niveau depuis quatre mois, soit environ 108,9 milliards de pieds cubes par jour, alors même que la production reprend lentement dans le golfe du Mexique après le passage d’Isaias.

L’Administration américaine des minéraux marins (link), qui supervise le développement de l’énergie offshore, a indiqué qu’environ 25%, soit 0,5 bcfd, de la production de gaz offshore du golfe du Mexique était encore à l’arrêt lundi, contre un pic de 59%, soit 1,3 bcfd, enregistré le 9 octobre lorsque l’ouragan Isaias s’est abattu sur la péninsule de Floride.

Avec l’arrivée des températures saisonnières plus froides, LSEG a indiqué que la demande moyenne de gaz dans les 48 États contigus, exportations comprises, passerait de 104,8 milliards de pieds cubes par jour cette semaine à 107,4 milliards de pieds cubes par jour la semaine prochaine. Les prévisions pour la semaine prochaine étaient inférieures aux perspectives publiées vendredi par LSEG.

EXPORTATIONS DE GNL

Les flux moyens de gaz vers les neuf principales usines américaines d’exportation de GNL ont chuté à 17,4 milliards de pieds cubes par jour depuis le début du mois d’octobre, contre 17,9 milliards de pieds cubes par jour en septembre et un record mensuel de 18,8 milliards de pieds cubes par jour atteint en avril.

Sur une base quotidienne, cependant, la production était en passe d'atteindre lundi son plus haut niveau depuis cinq mois, à 18,8 bcfd, grâce au retour à un fonctionnement quasi normal de l'usine de Freeport LNG (link) d'une capacité de 2,4 bcfd au Texas vers le 9 octobre, et de celle de Cove Point (link) d'une capacité de 0,8 bcfd, exploitée par Berkshire Hathaway Energy, dans le Maryland vers le 12 octobre.

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