Perspectives d’offre de GNL pour 2026
Ils estiment l’offre totale de GNL disponible en 2026 à environ 443 millions de tonnes, contre 442 millions de tonnes en 2025. Ils indiquent que la nouvelle offre américaine de GNL ne compensera pas les arrêts de production au Moyen-Orient et en Afrique du Nord, et que l’Égypte restera importatrice nette (elle importera plus qu’elle n’exportera) jusqu’en 2026. Ils affirment que même une réouverture fin avril ne rétablirait pas les flux d’énergie avant juillet ou août. Ils indiquent aussi que les attaques contre les infrastructures de GNL du Qatar empêchent un retour aux niveaux d’avant-guerre. Ils ont relevé leurs prévisions de TTF pour T3–T4 2026 (troisième et quatrième trimestres) à 50 €/MWh et 48 €/MWh. Ils disent que l’Europe et l’Asie se disputent des cargaisons (chargements) de GNL limitées. La forte réévaluation (nouveau prix nettement plus élevé) du gaz naturel signifie qu’il faut partir de l’idée que l’excès de GNL est terminé. Avec des contrats TTF du T2 désormais prévus à 61 €/MWh, la stratégie principale est de prendre des positions longues (parier sur une hausse) sur des contrats à terme (futures, accords pour acheter/vendre plus tard à un prix fixé) de mai et juin 2026, car le marché n’a pas encore complètement intégré cette nouvelle situation. Le contrat TTF d’avril a déjà bondi de plus de 15 % la semaine dernière, autour de 55 €/MWh, ce qui signale une forte tendance à la hausse.La “backwardation” soutient les opérations de spread calendaire
Cette prévision crée une forte backwardation (situation où les prix proches sont plus élevés que les prix plus lointains), avec des prix du T2 bien au-dessus des 50 €/MWh attendus pour le T3. Cette structure soutient les opérations de spread calendaire (stratégie qui consiste à profiter de l’écart entre deux échéances), en achetant (position longue) des contrats du T2 tout en vendant (position courte, parier sur une baisse) des contrats T4 2026 ou T1 2027, pour profiter de la prime (surcoût) à court terme. La volatilité (fortes variations de prix) rappelle la crise énergétique de 2022, quand les prix ont dépassé 300 €/MWh, ce qui suggère que 61 € est un objectif prudent si la perturbation de l’offre s’aggrave. Nous avons terminé l’hiver 2025/2026 avec des stocks de gaz européens à un niveau sain de 58 % selon les dernières données de Gas Infrastructure Europe. Cependant, ce coussin sera mis à l’épreuve quand la saison de remplissage commencera avec une offre de GNL fortement limitée. Le manque sur le marché rendra le remplissage des stocks pour l’hiver prochain très coûteux et difficile, ce qui soutiendra les prix pendant la seconde moitié de l’année. La concurrence avec l’Asie pour les cargaisons de GNL restantes devient déterminante. L’écart de prix entre le repère asiatique JKM (référence de prix du GNL en Asie) et le TTF européen s’est réduit à seulement 2 €/MWh, ce qui indique que des services publics asiatiques (entreprises d’électricité/gaz) enchérissent fortement pour sécuriser une offre qui serait autrement allée à l’Europe. Il faut suivre cet écart de près, car un élargissement pourrait signaler un répit temporaire pour les acheteurs européens, ou l’inverse. Les prix du gaz durablement élevés rendent l’électricité au charbon plus rentable. Par conséquent, il faut s’attendre à une hausse de la demande de quotas carbone de l’UE (EUAs, droits d’émettre du CO₂). Les contrats à terme sur EUAs sont déjà remontés vers 70 € par tonne, et prendre des positions longues ici offre un autre moyen de tirer parti des effets de la pénurie de gaz.
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