Par Scott DiSavino
21 juin (Reuters) –Les contrats à terme sur le gaz naturel américain se sont maintenus vendredi près d’un plus bas de deux semaines alors que le marché attend la direction de ce qui devrait être un rapport fédéral haussier qui devrait montrer que la construction de stockage de la semaine dernière était plus petite que d’habitude pour une sixième semaine consécutive.
L’absence de mouvement des prix s’est produite malgré des projections haussières d’un temps plus chaud la semaine prochaine, une hausse baissière de la production et des prévisions d’une baisse de la demande dans deux semaines après que la vague de chaleur qui a frappé une grande partie du pays ait commencé à se dissiper.
Les commerçants ont déclaré que les récentes constructions de stockage ont été plus petites que d’habitude parce que plusieurs producteurs ont réduit leur production plus tôt dans l’année après que les prix à terme soient tombés à leur plus bas niveau depuis trois ans et demi en février et mars. La hausse des prix ces dernières semaines a incité certains producteurs à retourner sur la plate-forme de captage.
Les analystes prévoient que les services publics américains ont ajouté 69 milliards de pieds cubes (bcf) de gaz en stockage au cours de la semaine terminée le 14 juin. Cela se compare à une augmentation de 92 milliards de pieds cubes au cours de la même semaine de l’année dernière et à une augmentation moyenne sur cinq ans (2019-2023) de 83 milliards de pieds cubes pour cette période de l’année. EIE/GAZ NGAS/SONDAGE
Contrats à terme sur le gaz du premier mois NGc1 pour la livraison en juillet sur le New York Mercantile Exchange a chuté de 0,7 cents, ou 0,3%, à 2,734 dollars par million d’unités thermiques britanniques (mmBtu) à 9h26 HAE (13h26 GMT), mettant le contrat sur la bonne voie pour sa clôture la plus basse depuis le 4 juin. pour une deuxième journée consécutive.
Pour la semaine, le premier mois était en baisse d’environ 4 % après une baisse d’environ 1 % la semaine dernière.
L’OFFRE ET LA DEMANDE
La société financière LSEG a déclaré que la production de gaz dans les 48 États américains inférieurs avait atteint une moyenne de 98,2 milliards de pieds cubes par jour (bcfd) jusqu’à présent en juin, contre un plus bas de 25 mois de 98,1 milliards de pieds cubes par jour en mai. Cela se compare à un record mensuel de 105,5 milliards de pieds cubes par jour en décembre 2023.
Les analystes ont déclaré que l’augmentation de la production, qui a commencé fin mai, était un signe que certains foreurs étaient augmentant lentement la production après une hausse de 47% des prix futurs en avril et mai. Les prix ont également augmenté d’environ 7 % jusqu’à présent en juin.
Sur une base quotidienne, la production a atteint un sommet sur 10 semaines de 99,6 milliards de pieds cubes par jour le 17 juin. Jusqu’à présent en juin, les PDG de EQT EQT.N et Chesapeake Energy CHK.O ont déclaré que leurs entreprises avaient commencé à augmenter leur production.
Cependant, dans l’ensemble, la production américaine de gaz était encore en baisse d’environ 7 % jusqu’à présent en 2024 après que plusieurs sociétés énergétiques, dont EQT et Chesapeakea retardé l’achèvement des puits et réduit les activités de forage lorsque les prix ont chuté en février et mars.
Chesapeake est en passe de dépasser EQT en tant que plus grand producteur de gaz américain après son projet de fusion avec Énergie du Sud-Ouest SWN.N.
Les météorologues prévoient que le temps dans les 48 États inférieurs restera plus chaud que la normale jusqu’au 6 juillet au moins. Le LSEG prévoit que la chaleur augmentera la quantité de générateurs d’électricité à gaz brûlés pour faire fonctionner les climatiseurs.
LSEG prévoit que la demande moyenne de gaz dans les Lower 48, exportations comprises, passera de 97,9 milliards de pieds cubes par jour cette semaine à 103,8 milliards de pieds cubes par jour la semaine prochaine alors que le temps se réchauffe avant de glisser à 102,8 milliards de pieds cubes par jour en deux semaines alors que la vague de chaleur commence à se dissiper.
Les flux de gaz vers les sept grandes usines américaines d’exportation de GNL se sont maintenus à 12,9 milliards de pieds cubes par jour jusqu’à présent en juin, soit le même qu’en mai.
Cela reste bien en dessous du record mensuel de 14,7 milliards de pieds cubes par jour en décembre 2023 en raison de la maintenance continue des usines et des pipelines dans plusieurs installations de Louisiane, notamment Cameron LNG, la société de Cheniere Energy. LNG.N Sabine Pass et Calcasieu Pass de Venture Global.
Le gaz afflue jusqu’à 4,5 milliards de pieds cubes par jour Sabine étaient en passe de tomber à un plus bas de 11 mois de 3,4 milliards de pieds cubes par jour vendredi, contre 3,8 milliards de pieds cubes par jour jeudi et une moyenne de 4,1 milliards de pieds cubes par jour au cours des sept jours précédents.
Semaine terminée le 14 juin Prévisions |
Semaine terminée le 7 juin |
Il y a un an, le 14 juin |
Moyenne sur cinq ans 14 juin |
||
Variation hebdomadaire du stockage de gaz naturel aux États-Unis (bcf) : |
+69 |
+74 |
+92 |
+83 |
|
Gaz naturel total stocké aux États-Unis (bcf) : |
3 043 |
2 974 |
2 702 |
2 484 |
|
Stockage total aux États-Unis par rapport à la moyenne sur 5 ans |
22,5% |
23,9% |
|||
Contrats à terme de référence mondiale sur le gaz ($ par mmBtu) |
Jour actuel |
Jour précédent |
Ce mois-ci L’année dernière |
Moyenne de l’année précédente 2023 |
Moyenne quinquennale (2018-2022) |
Centre Henri NGc1 |
2,67 |
2,74 |
2,47 |
2,66 |
3,60 |
Facilité de transfert de titre (TTF) TRNLTTFMc1 |
10.67 |
10.81 |
10h32 |
13.04 |
14h39 |
Marqueur Japon Corée (JKM) JKMc1 |
12h60 |
12h60 |
10.61 |
14h39 |
14h31 |
LSEG Chauffage (HDD), Refroidissement (CDD) et Degrés-jours totaux (TDD) |
|||||
Prévisions totales sur deux semaines |
Jour actuel |
Jour précédent |
Année précédente |
Norme de 10 ans |
Norme de 30 ans |
Disques durs GFS américains |
5 |
5 |
8 |
8 |
8 |
CDD GFS américains |
250 |
247 |
173 |
177 |
180 |
TDD GFS américains |
252 |
252 |
181 |
185 |
186 |
Prévisions hebdomadaires de l’offre et de la demande du GFS LSEG aux États-Unis |
|||||
Semaine précédente |
Cette semaine |
La semaine prochaine |
Cette semaine L’année dernière |
Moyenne quinquennale (2019-2023) pour le mois |
|
Approvisionnement américain (bcfd) |
|||||
Production sèche inférieure aux États-Unis 48 |
97,7 |
98,8 |
98,8 |
101,5 |
94,7 |
Importations américaines en provenance du Canada |
7.4 |
8.0 |
7.4 |
N / A |
7.8 |
Importations américaines de GNL |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
Offre totale aux États-Unis |
105,0 |
106,8 |
106.1 |
N / A |
112,5 |
Demande américaine (bcfd) |
|||||
Exportations américaines vers le Canada |
1.6 |
1.7 |
1.8 |
N / A |
23 |
Exportations américaines vers le Mexique |
7.0 |
7.3 |
7.2 |
N / A |
6.0 |
Exportations américaines de GNL |
12.9 |
12.6 |
12.4 |
11.0 |
8.5 |
Commerciale aux États-Unis |
4.5 |
4.5 |
4.4 |
4.4 |
4.8 |
Résidentiel aux États-Unis |
3.8 |
3.8 |
3.7 |
3.7 |
4.3 |
Centrale électrique américaine |
37,0 |
39.4 |
45.4 |
38,6 |
36.3 |
Industriel américain |
21.6 |
21.6 |
21.7 |
21.3 |
21.3 |
Combustible d’usine américain |
4.8 |
4.9 |
4.9 |
4.8 |
4.9 |
Distribution de canalisations aux États-Unis |
2.0 |
2.0 |
2.2 |
2.0 |
1.9 |
Carburant pour véhicules américains |
0,1 |
0,1 |
0,1 |
0,1 |
0,1 |
Consommation totale aux États-Unis |
73,8 |
76,3 |
82,4 |
74,9 |
73,6 |
Demande totale aux États-Unis |
95,4 |
97,9 |
103,8 |
N / A |
90,4 |
N/A n’est pas disponible |
|||||
Centre de prévision de la rivière Nord-Ouest des États-Unis (NWRFC) au barrage de Dalles |
Jour en cours % de la prévision normale |
Jour précédent % de la prévision normale |
2023 % du courant normal |
2022 % du courant normal |
2021 % du courant normal |
Avril-Septembre |
76 |
76 |
83 |
107 |
81 |
janvier-juillet |
76 |
76 |
77 |
102 |
79 |
Octobre-septembre |
79 |
79 |
76 |
103 |
81 |
Pourcentage de production hebdomadaire d’électricité aux États-Unis par combustible – EIA |
|||||
Semaine terminée le 21 juin |
Semaine terminée le 14 juin |
Semaine terminée le 7 juin |
Semaine terminée le 31 mai |
Semaine terminée le 24 mai |
|
vent |
13 |
9 |
onze |
onze |
13 |
Solaire |
6 |
6 |
6 |
6 |
6 |
Hydroélectricité |
6 |
7 |
7 |
7 |
7 |
Autre |
1 |
1 |
1 |
1 |
1 |
Pétrole |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
Gaz naturel |
39 |
41 |
41 |
40 |
38 |
Charbon |
17 |
16 |
quinze |
14 |
14 |
Nucléaire |
18 |
19 |
19 |
vingt |
19 |
Prix du gaz naturel SNL aux États-Unis le jour suivant ($ par mmBtu) |
|||||
moyeu |
Jour actuel |
Jour précédent |
|||
Centre Henri NG-W-HH-SNL |
2,39 |
2.43 |
|||
Transco Z6 New York NG-CG-NY-SNL |
2.25 |
2.20 |
|||
Porte de la ville de PG&E NG-CG-PGE-SNL |
2.11 |
1,72 |
|||
Eastern Gas (ancien Dominion Sud) NG-PCN-APP-SNL |
2h00 |
1,95 |
|||
Porte de la ville de Chicago NG-CG-CH-SNL |
2.17 |
2.21 |
|||
Porte de la ville d’Algonquin NG-CG-BS-SNL |
2,35 |
3,85 |
|||
Porte de la ville de Californie NG-SCL-CGT-SNL |
1,77 |
1,55 |
|||
Waha Hub NG-WAH-WTX-SNL |
0,73 |
0,90 |
|||
AÉCO NG-ASH-ALB-SNL |
0,62 |
0,52 |
|||
Prix du jour suivant de SNL US Power (en dollars par mégawattheure) |
|||||
moyeu |
Jour actuel |
Jour précédent |
|||
Nouvelle-Angleterre EL-PK-NPMS-SNL |
48.75 |
99.00 |
|||
PJM Ouest EL-PK-PJMW-SNL |
72.00 |
48.25 |
|||
Ercot Nord EL-PK-ERTN-SNL |
33h00 |
25h00 |
|||
Milieu C EL-PK-MIDC-SNL |
41.56 |
41,69 |
|||
Bâton vert EL-PK-PLVD-SNL |
29h25 |
13h75 |
|||
SP-15 EL-PK-SP15-SNL |
27h50 |
12h75 |
Reportage de Scott DiSavino; Montage par Elaine Hardcastle
For gas data on LSEG's Eikon type ENERGY in the search bar and then go to the GAS drop down and the NORTH AMERICA drop down.
For Interactive Map, type 'Interactive Map' in the box at upper left of the Eikon terminal
For graphics on Baker Hughes rig counts, see: http://graphics.thomsonreuters.com/15/rigcount/index.html
For next-day SNL U.S. gas prices, see: 0#SNL-NG
For next-day SNL U.S. power prices, see: 0#SNL-PWR
For U.S. natgas price and storage polls, see: NGAS/POLL
For U.S. nuclear power outages, see: NUKE/
For U.S. Northwest hydro power report, see: NWRFC
For U.S./Canada natural gas rig count vs Henry Hub futures price, see: http://tmsnrt.rs/2eT9k44
For the U.S. natural gas speed guide, see: USGAS
For the U.S. power speed guide, see: USPOWER
To determine CFTC managed money net position add (NYMEX Henry Hub options and futures combined 3023651MNET) plus (ICE Henry Hub options and futures combined 3023391MNET divided by four) plus (NYMEX Henry Hub swaps options and futures combined 303565BMNET divided by four) plus (NYMEX Henry Hub penultimate gas swaps 303565CMNET divided by four)
NYMEX Henry Hub options and futures combined 0#3CFTC023651
NYMEX Henry Hub futures only 0#1CFTC023651
ICE Henry Hub options and futures combined 0#3CFTC023391
NYMEX Henry Hub swaps options and futures combined 0#3CFTC03565B
NYMEX Henry Hub Penultimate gas swaps 0#3CFTC03565C
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