Les marges saisonnières du gaz en 2025 freinent le stockage en Europe

Les faibles écarts saisonniers sur le marché du gaz naturel européen en 2025 complexifient la gestion des stocks et pourraient nécessiter des mesures d'ajustement pour atteindre les objectifs de remplissage réglementaires.

Partager:

Terminal LNG aux Pays-Bas

Le marché européen du gaz naturel, en constante évolution, affiche des signaux inquiétants pour les acteurs du secteur en 2025. Les écarts de prix entre les contrats d’été et d’hiver sur le Dutch TTF, principal indice de référence, se situent à un niveau historiquement bas. Un tel resserrement complique les stratégies de stockage, posant des questions sur la rentabilité des injections pour l’année à venir. Actuellement, le contrat d’été 2025 se négocie en moyenne avec une décote de 1,42 EUR/MWh par rapport à son homologue hivernal, bien en deçà du niveau nécessaire pour stimuler les opérations de stockage.

Des Spreads Trop Étroits pour Inciter au Stockage

Les professionnels du secteur s’accordent à dire que ces marges étroites ne fournissent pas suffisamment d’incitations pour les opérateurs. En 2023, l’écart entre les contrats d’été et d’hiver atteignait 3,16 EUR/MWh, ce qui permettait des injections économiques dans les installations de stockage à travers l’Europe. Pour 2025, les écarts devraient s’élargir à au moins 2 EUR/MWh afin de couvrir les coûts associés aux opérations de stockage. Un gestionnaire de portefeuille basé en France affirme que les opérateurs de stockage doivent désormais spéculer sur un élargissement des écarts pour que les injections soient viables.
Avec des exigences réglementaires strictes en vigueur, les États membres de l’Union européenne doivent remplir leurs installations de stockage à 90 % de leur capacité d’ici le 1er novembre. Cependant, avec des écarts aussi serrés, les acteurs du marché pourraient avoir recours à des mécanismes d’urgence pour atteindre ces objectifs. La régulation imposée en juin 2022 oblige les pays de l’UE à remplir leurs stockages à au moins 80 % avant le 1er novembre 2022 et à 90 % pour les années suivantes, rendant la situation encore plus contraignante pour 2025.

Analyse des Hubs et Contraintes Techniques

Les dynamiques des spreads ne sont pas uniformes sur tout le continent. La rentabilité des injections dépend fortement des coûts et des capacités de chaque hub de stockage. Par exemple, les injections au hub autrichien CEGH VTP pourraient rester rentables sous les conditions actuelles, alors que celles au hub français PEG pourraient ne pas l’être. Cette divergence illustre la nécessité pour les opérateurs de considérer les caractéristiques spécifiques de chaque site et d’adopter des stratégies adaptées en fonction de leurs coûts de fonctionnement et de leur capacité d’injection.
La vitesse d’injection joue également un rôle crucial. Les installations qui injectent plus lentement seront moins compétitives face à des spreads serrés. Selon un analyste basé au Royaume-Uni, la gestion des stocks pour 2025 pourrait dépendre des capacités de chaque site à optimiser leurs opérations face à ces nouvelles contraintes de marché.

Inquiétudes sur le Gaz Naturel Liquéfié (LNG) et Délais d’Infrastructure

En parallèle, le marché du gaz naturel liquéfié (LNG) en Europe montre également des signaux préoccupants. Les écarts de prix entre les contrats d’été et d’hiver se rétrécissent. Le contrat d’été 2025 pour le LNG en Europe du Nord-Ouest est évalué à 11,64 $/MMBtu, tandis que le contrat d’hiver 2025 est à 12,11 $/MMBtu. Ces marges sont parmi les plus faibles observées depuis février 2023 et reflètent l’incertitude grandissante concernant l’approvisionnement en LNG pour les prochaines années. Les retards dans le développement des infrastructures, notamment aux États-Unis, sont un facteur majeur qui contribue à cette situation.
Certains projets d’infrastructure LNG aux États-Unis, essentiels pour augmenter l’offre, accusent des retards en raison de contraintes de marché telles que la pénurie de main-d’œuvre, les taux d’intérêt élevés et l’inflation. Cette situation pourrait maintenir la pression sur les prix et les écarts jusqu’en 2027. Les analystes prévoient que la capacité additionnelle de regazéification pourrait finalement atténuer ces tensions, mais les incertitudes sur le calendrier exact pèsent sur les stratégies d’approvisionnement.

Perspectives de Marché et Ajustements Nécessaires

Les acteurs du marché doivent donc naviguer dans un environnement incertain où les spreads étroits et les défis d’approvisionnement persistent. Bien que les perspectives au-delà de 2025 indiquent un possible relâchement des tensions sur le marché, les années à venir pourraient nécessiter des ajustements stratégiques importants pour les opérateurs. Certains experts suggèrent que les hubs devront potentiellement revoir leurs coûts de stockage ou adapter leurs capacités d’injection pour rester compétitifs.
Face à ces évolutions, la capacité des régulateurs et des opérateurs à s’adapter rapidement sera essentielle pour éviter des déséquilibres importants dans le système énergétique européen. Les prochains mois seront cruciaux pour déterminer si les mécanismes de marché actuels suffiront à stimuler les injections nécessaires pour atteindre les objectifs réglementaires, ou si des interventions plus directes seront requises pour assurer la sécurité énergétique de la région.

VMOS sécurise 2 milliards USD pour financer son projet phare à Vaca Muerta

VMOS signe un prêt de 2 milliards de dollars pour financer la construction du gazoduc Vaca Muerta South, visant à renforcer la production énergétique argentine tout en réduisant les importations coûteuses de gaz naturel.

L’Argentine prévoit 180 Mmcd pour devenir fournisseur régional et exportateur GNL majeur

Selon un rapport de Wood Mackenzie, l'Argentine pourrait atteindre une production quotidienne de gaz de 180 millions de mètres cubes par jour d'ici 2040, visant à devenir fournisseur régional clé et exportateur significatif de gaz naturel liquéfié.

La Côte d’Ivoire et Eni intensifient leur partenariat énergétique avec le projet Baleine

La Côte d’Ivoire et le groupe italien Eni évaluent l'avancement du projet énergétique Baleine, dont la troisième phase prévoit une production quotidienne de 150 000 barils de pétrole et 200 millions de pieds cubes de gaz destinés au marché national ivoirien.
en_11407092056540

Canicule en Chine : la demande électrique explose, l’importation de GNL ralentit

La vague de chaleur extrême en Chine provoque une hausse spectaculaire de la consommation d’électricité, tandis que l’Asie enregistre une baisse significative de ses importations de gaz naturel liquéfié, malgré un contexte énergétique mondial tendu.

E.ON étend l’automatisation énergétique avec une centrale de cogénération à Neuss

E.ON met en service, avec MM Neuss, la première centrale européenne de cogénération entièrement automatisée, capable d’atteindre un taux d’utilisation du combustible de 91 % et de réduire les émissions de CO₂ de 22 000 t par an.

L’Argentine restreint le gaz industriel face à une vague de froid historique

Face aux températures les plus basses enregistrées en 30 ans, le gouvernement argentin annonce des réductions du gaz naturel destiné aux industriels pour répondre à la hausse exceptionnelle de la demande énergétique résidentielle dans le pays.
en_11403072032540

La forte hausse du solaire pèse sur la demande estivale en gaz naturel

La production solaire progresse fortement aux États-Unis en juin, entraînant une baisse marquée de la consommation de gaz dans le secteur électrique, malgré une demande globale d’électricité relativement stable.

Exxon et QatarEnergy sollicitent les États-Unis pour réexporter du GNL dès octobre

Golden Pass LNG, codétenue par Exxon Mobil et QatarEnergy, a demandé aux autorités américaines l'autorisation de réexporter du gaz naturel liquéfié à compter du 1er octobre, anticipant ainsi le lancement imminent de ses opérations au Texas.

Delfin Midstream sécurise un accord stratégique avec Siemens Energy et Samsung

Delfin Midstream réserve la capacité de fabrication de turbines à gaz auprès de Siemens Energy et initie un programme de travaux préliminaires avec Samsung Heavy Industries, en prévision de sa décision finale d'investissement attendue à l'automne.
en_11402909225540

DNO obtient un financement de 500 millions $ lié au gaz norvégien

Le groupe norvégien DNO ASA signe un contrat d'enlèvement de gaz avec ENGIE et conclut un financement de 500 millions $ auprès d'une grande banque américaine pour sécuriser ses revenus futurs provenant de la production de gaz norvégienne.

Golar LNG lève $575mn via une émission obligataire et rachète des actions

Golar LNG Limited a finalisé une émission privée de $575mn d'obligations convertibles échéant en 2030, utilisant une partie des fonds levés pour racheter et annuler 2,5 millions de ses propres actions ordinaires, réduisant ainsi son capital-actions.

Shell expédie son premier cargo GNL depuis son installation LNG Canada

Shell Canada Energy annonce l'expédition du premier cargo de gaz naturel liquéfié depuis son complexe LNG Canada, situé à Kitimat en Colombie-Britannique, destiné principalement aux marchés asiatiques en pleine croissance économique et énergétique.
en_11401072041540

L’Australie envisage une réserve de gaz sur la côte est face aux tensions du marché

Le gouvernement australien étudie la mise en place d’une réserve de gaz sur la côte est dans le cadre d’une vaste révision des règles du marché pour garantir l’approvisionnement, alors que des risques de pénurie sont signalés d’ici 2028.

L’industrie des fluides de forage atteindra $10,7bn en 2032 grâce à l’essor pétrolier et aux innovations chimiques

L’augmentation des forages pétroliers, l’exploration en eaux profondes et les avancées chimiques devraient porter le marché mondial des fluides de forage à $10,7bn d’ici 2032, selon Meticulous Research.

Enbridge Gas Ohio conteste la décision tarifaire réduisant ses revenus de $30mn

La société Enbridge Gas Ohio évalue ses recours juridiques après la décision du régulateur de l’Ohio réduisant ses revenus, évoquant une menace potentielle sur l’investissement et les coûts futurs pour ses clients.
en_114029092030540

Le marché mondial du GNL à petite échelle atteindra $31,78bn d’ici 2030

Le marché du gaz naturel liquéfié à petite échelle devrait croître à un rythme annuel de 7,5%, atteignant une valeur totale estimée à $31,78bn d'ici 2030, porté notamment par les secteurs maritime et du transport lourd routier.

L’Europe prolonge jusqu’en 2027 ses obligations de stockage de gaz

L'Union européenne étend de deux ans les règles sur le stockage gazier, imposant aux États membres un taux de remplissage minimal de 90 % afin d'assurer sécurité énergétique et stabilité économique face aux incertitudes du marché.

Chevron et Energy Transfer étendent leur accord LNG à Lake Charles

Energy Transfer renforce son partenariat avec Chevron en augmentant de 50 % leur contrat de fourniture de gaz naturel liquéfié depuis le futur terminal d’exportation Lake Charles LNG, dans une perspective stratégique de sécurisation à long terme.
en_114025062047540

Woodside finalise la vente de 40 % du projet Louisiana LNG à Stonepeak

Woodside achève la cession de 40 % du projet Louisiana LNG à Stonepeak, injectant 5,7 milliards $ pour accélérer les développements et optimiser les rendements financiers avant la première livraison de gaz prévue en 2026.

Keranic reprend Royal Helium et relance l’usine de Steveville rapidement

Keranic Industrial Gas scelle un accord d’exclusivité de soixante jours pour acquérir les actifs clés de Royal Helium, lever CAD9.5mn ($7.0mn) et remettre en service l’usine albertaine de Steveville dans un délai inférieur à quinze semaines.