L’Energy Information Administration (EIA) des États-Unis a révisé à la hausse ses prévisions de prix pour le gaz naturel, citant une vague de froid survenue en décembre qui a stimulé la demande de chauffage. Cette consommation accrue a entraîné une baisse des stocks et des ajustements significatifs dans les projections pour la fin de l’année 2025 et le début de 2026.
Des hausses soutenues par la demande hivernale
L’agence prévoit désormais un prix moyen de $3.87 par million de British thermal units (MMBtu) pour le gaz Henry Hub au quatrième trimestre 2025, en hausse de $0.36 par rapport aux estimations précédentes. Pour le premier trimestre 2026, la prévision atteint $4.35/MMBtu, soit une hausse de $0.37. La vague de froid observée en décembre devrait porter la consommation résidentielle et commerciale à un niveau supérieur de 6 % par rapport aux prévisions initiales, réduisant les volumes de gaz en stockage.
L’EIA estime que les retraits de stockage en décembre atteindront 580 milliards de pieds cubes (Bcf), soit 28 % au-dessus de la moyenne quinquennale. Le prix moyen sur l’année 2025 est désormais estimé à $3.56/MMBtu, contre $3.47 le mois précédent. Pour 2026, la moyenne s’établit à $4.01/MMBtu.
Un ajustement des prévisions de production
Du côté de l’offre, l’EIA a relevé ses estimations de production, en s’appuyant sur une révision des ratios gaz/pétrole (GORs) dans le bassin permien. Selon l’agence, ces nouveaux paramètres reflètent mieux les tendances récentes, conduisant à une augmentation de la production prévue en 2026. La production sèche de gaz devrait atteindre 109.1 Bcf/jour, contre 107.8 Bcf/jour auparavant.
La production commercialisée pour le quatrième trimestre 2025 a été relevée de 700 millions de pieds cubes par jour (MMcf/j), atteignant 120.6 Bcf/jour. La prévision pour le premier trimestre 2026 a également été ajustée à la hausse, atteignant 119.6 Bcf/jour, soit une hausse de 1.1 Bcf/jour par rapport à novembre. Les stocks à la fin de la saison hivernale sont attendus à 2 000 Bcf, ce qui représente 9 % au-dessus de la moyenne quinquennale.
Consommation ajustée et coûts de chauffage en hausse
Sur le plan de la demande, l’EIA prévoit une consommation de 94.3 Bcf/jour au quatrième trimestre, en hausse de 500 MMcf/jour par rapport aux prévisions précédentes. En revanche, les estimations pour le premier trimestre 2026 ont été abaissées de 700 MMcf/jour, à 105.6 Bcf/jour.
L’agence a également ajusté ses projections de coûts pour les ménages. Les foyers utilisant le gaz devraient dépenser en moyenne $671 pour la période de novembre à mars, soit 3 % de plus que l’hiver précédent. Les ménages chauffés à l’électricité verront leurs coûts moyens grimper à $1,144, en hausse de 5 %.
Modernisation du modèle de prévision de l’agence
En parallèle de ses prévisions, l’EIA a annoncé une refonte de son modèle de prévision à court terme. L’architecture actuelle, datant de 25 ans, sera remplacée par un système basé sur une infrastructure de données modernisée, intégrant des flux automatisés et des outils de visualisation internes. La mise en œuvre commencera par un modèle en amont prévu au printemps 2026, avec une finalisation totale en 2027.
La direction de l’agence a justifié cette modernisation par la nécessité de réduire les redondances, d’abandonner les outils obsolètes et de recentrer les missions sur les prévisions mensuelles, les enquêtes de marché et le rapport énergétique annuel.
Hausse anticipée de la demande électrique dans les marchés régionaux
L’EIA prévoit une croissance de la production d’électricité de 2.4 % en 2025 et de 1.7 % en 2026. Bien que cette prévision soit inférieure à celle du mois précédent, elle confirme une tendance haussière amorcée en 2021 après une décennie de stagnation.
L’augmentation de la demande provient notamment des centres de données et des grands consommateurs dans les marchés de PJM Interconnection et Electric Reliability Council of Texas (ERCOT). La demande d’électricité dans la zone ERCOT devrait croître de 5.0 % en 2025 et de 9.6 % en 2026, tandis que dans la région PJM, la hausse prévue est de 3.3 % par an.
Impact sur le mix énergétique régional
La demande supplémentaire dans le PJM devrait être couverte principalement par une hausse de la production issue du charbon (+23 %) et du solaire (+63 %) entre 2024 et 2026. Dans la zone ERCOT, la production solaire est attendue en progression de 92 % sur la même période.
Le gaz naturel, qui reste la principale source d’électricité dans ces deux marchés, devrait augmenter de 2 % entre 2024 et 2026, consolidant sa place dominante dans le mix énergétique à court terme.
