Le gaz était cher, donc remplir les réservoirs de stockage ne semblait pas rentable. Maintenant, la saison des chauffages approche, et en Allemagne, près de la moitié des réserves de stockage reste vide.
La dernière versionSérie de stockage officielleLa version mise à jour du 7 septembre place le chiffre du 5 septembre à…54.16%Le même jour de l’année dernière, c’était…73.33%C’est une différence d’environ 19 points de pourcentage avant le premier épisode froid durable.
Cela ne signifie pas que l’Allemagne va bientôt manquer de gaz. Cela signifie plutôt qu’il y a moins de risques pour que quelque chose se passe mal dans le pays. Pour les investisseurs, il y a une différence importante entre posséder du gaz, posséder un terminal d’exportation, et posséder une entreprise qui doit acheter du gaz pour rester opérationnelle.
L’attente a un coût qui ne figure pas sur l’écran de devis.
Acheter du carburant pour l’entreposage signifie payer le prix du carburant maintenant, financer ce coût, et également payer pour pouvoir le conserver. Si le prix de vente attendu pour l’hiver ne permet pas de couvrir ces coûts, alors attendre peut être judicieux sur le plan commercial.
Mais ce qui est logique pour un acheteur individuel peut empêcher tout le marché de disposer d’un certain soutien.
Dans saAvertissement d’aoûtLes opérateurs de transmission en Allemagne ont déclaré que les prix élevés dissuadaient les investissements nécessaires pour l’approvisionnement en énergie. Le rythme sur sept jours était d’environ 0,5 térawatt-heures par jour. À mesure que les températures baissent, plus de gaz est acheminé directement vers les clients, ce qui laisse moins de gaz disponible pour être stocké sous terre.
Payer davantage plus tard peut attirer des cargaisons. Mais cela ne peut pas remplacer les gains perdus pendant l’été.
C’est le risque qui vaut la peine d’être pris en compte : les acheteurs cherchent à reconstituer leurs réserves, tandis que les ménages commencent à les utiliser. Il s’agit d’une situation conditionnelle, et non d’une prévision selon laquelle les prix doivent augmenter chaque semaine.
Un terminal n’est pas un site de stockage complet.
La réponse évidente est que l’Allemagne peut importer plus de gaz naturel liquéfié. C’est possible. Mais un terminal de réception n’est qu’un point d’entrée, et non un lieu où le gaz est stocké.
Les opérateurs estiment queLes terminaux domestiques de LNG peuvent satisfaire près de 10 % de la demande en un jour d’hiver typique.Cela ne prend pas en compte tout le gaz qui arrive par les pays voisins ; cela montre pourquoi les terminaux allemands eux-mêmes ne peuvent remplacer la combinaison des importations par pipelines et du gaz stocké.
Le stockage offre quelque chose que le navire en mer ne peut pas faire : du carburant déjà disponible dans le système, prêt à être utilisé lorsque la demande augmente. Une période de froid, un retard dans les livraisons ou une panne du pipeline deviennent plus coûteux lorsque ce réservoir est faible.
Le régulateur souligne également queLa sécurité dépend des importations, de l’infrastructure, du stockage et de la demande.Un taux de remplissage bas ne constitue pas en soi une preuve d’une rationnement iminente.
Le Ticker concerne LNG. Les affaires sont plus complexes.
Cheniere Energy semble être un endroit évident pour commencer. Elle dispose de installations de exportation en activité, et non seulement de plans pour les mettre en œuvre. Le 31 août, elle a annoncé…Terminé de manière substantielle le projet Corpus Christi Stage 3..
Les exportations au deuxième trimestre ont augmenté de 550 à 672 billions de unités thermiques britanniques, soit une augmentation de environ 22 %.Les prévisions pour le EBITDA ajusté sur l’ensemble de l’année ont été relevées à 7,9 milliards à 8,4 milliards de dollars..
Mais le prix du gaz en Europe n’est pas la marge bénéficiaire de Cheniere. Les contrats à long terme font souvent une distinction entre une fraise fixe pour la liquération et les coûts liés aux matières premières. Chez sa filiale cotée, Cheniere Energy Partners…De nombreux contrats prévoient généralement une commission fixe, plus 115 % du prix Henry Hub.Le point de référence pour le gaz aux États-Unis. La partie variable vise à couvrir l’approvisionnement en gaz, son transport et les carburants ; elle ne doit pas devenir un profit pur.
Il reste donc deux aspects à examiner : les revenus contractuels fiables, et la marge supplémentaire provenant des marchandises et transactions flexibles. Il ne faut pas appliquer l’augmentation des prix du marché européen à chaque tonne exportée par l’entreprise.
Trois façons d’acheter l’histoire. Trois risques différents.
Cheniere (LNG) :Il s’agit d’étudier les marges de production supplémentaires, les coûts de marketing, les dépenses en capitaux et la valeur des actions. Ses améliorations sont donc une information publique, et non un facteur clé pour influencer les prix des actions. Une mesure utile est de voir si les actions restent pertinentes même avec des prix du gaz moins élevés.
EQT:Un producteur américain représente une situation différente. Il est nécessaire de vérifier les prix réels sur le marché intérieur, les contraintes de transport et les mécanismes d’hedging utilisés.La discussion du premier trimestre a indiqué que l’opportunité de flux de trésorerie liée au contrat LNG commencera en 2030.Un futur scénario de tarification internationale ne doit pas être confondu avec une fortune directe cet hiver.
UNG :Le fonds suit un…Benchmark des futures de Henry HubCe n’est pas du gaz de type TTF européen. La demande d’exportation peut relier les marchés, mais la capacité d’exportation limite cette liaison. Les frais liés aux contrats à terme constituent une autre source de différence. Avoir raison concernant l’Allemagne ne garantit pas d’avoir raison concernant UNG.
De l’autre côté se trouvent les fabricants européens qui utilisent le gaz comme carburant ou matière première. Leur vulnérabilité dépend des mesures de protection qu’ils mettent en place, ainsi que de leur capacité à augmenter leurs prix de vente. Un article indiquant que le gaz est cher est une raison pour examiner ces détails, mais pas pour critiquer tous les entreprises chimiques.
Qu’est-ce qui pourrait faire disparaître ce commerce ?
Commencer par les changements de stockage hebdomadaires, plutôt que par les nouvelles alarmantes à venir. Des injections plus rapides et une réduction de l’écart par rapport à l’année précédente pourraient soulager la situation. De même, un climat plus doux, des flux fiables des gaz naturels, ou encore davantage de LNG arrivant sur le marché, pourraient également aider.
Ensuite, on observe comment TTF évolue par rapport aux prix de Henry Hub aux États-Unis et aux prix du GNL en Asie, après avoir pris en compte les coûts de transport et de traitement. Les besoins de l’Europe pour les exportateurs ne sont importants que lorsque les contrats et les capacités disponibles permettent aux exportateurs de tirer profit des opportunités économiques.
Enfin, il est nécessaire de distinguer un marché physique tendu de des actions qui sont déjà chères. Une véritable pénurie peut toujours être une mauvaise investissement, si le prix d’achat est supérieur à celui du hiver qui arrive.
L’Allemagne n’a pas besoin de se retrouver sans gaz pour que cela soit important. Il lui suffit simplement d’avoir moins d’alternatives lorsque la prochaine livraison devient coûteuse.
À partir du 7 septembre 2026. La dernière date de stockage observée est le 5 septembre ; les données officielles peuvent être mises à jour. Les graphiques représentent les données citées, mais pas des prévisions. Les exemples de sociétés et de fonds permettent de distinguer les risques, mais ne constituent pas de recommandations d’achat ou de vente. Aucune cible de prix boursier ou de rendement attendu n’est implicite.
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