Reading time: 7 min
Lundi, des drones iraniens ont frappé Ras Laffan, QatarEnergy a mis à l’arrêt le plus grand complexe d’exportation de GNL de la planète, et les contrats à terme sur le gaz européen ont enregistré leur plus forte variation journalière depuis le choc ukrainien de 2022. Les terminaux américains tournent déjà à pleine capacité. Il n’existe aucune marge pour absorber ce choc.
Deux drones. C’est tout ce qu’il a fallu. Le ministère qatarien de la Défense a confirmé lundi que l’Iran avait lancé deux véhicules aériens sans pilote contre des installations de Ras Laffan Industrial City et Mesaieed Industrial City. Aucune victime n’a été signalée et les dégâts matériels, selon les premières évaluations, étaient limités. La réponse de QatarEnergy, en revanche, ne l’a pas été. L’entreprise publique a suspendu toute production de GNL et de produits associés par mesure de précaution, selon son communiqué officiel. À lui seul, Ras Laffan représente 77 millions de tonnes par an de capacité d’exportation de GNL, soit environ un cinquième de l’offre mondiale, d’après Bloomberg. Trois méthaniers étaient à quai lorsque l’ordre d’arrêt est tombé, et aucun navire transportant du GNL n’a transité par le détroit d’Ormuz depuis le 28 février, selon les données de suivi de Vortexa.
Le gaz européen s’est réajusté en quelques heures
Les contrats à terme sur le TTF néerlandais, prix de référence du gaz de gros européen, ont bondi jusqu’à 54 % lundi, d’après Bloomberg — la plus forte variation intrajournalière depuis les semaines chaotiques qui ont suivi l’invasion de l’Ukraine par la Russie début 2022. Les prix de gros du gaz britannique ont grimpé de près de 50 %, tandis que les indices spot du GNL asiatique progressaient de près de 39 %, selon Al Jazeera. Les taux de fret journaliers pour les méthaniers ont explosé de plus de 40 %, comme le rapportait NPR lundi. Le mécanisme est limpide : le Qatar fournit environ 20 % du GNL mondial, dont l’essentiel transite par le détroit d’Ormuz. Or ce détroit est de facto fermé. Avant même l’arrêt de Ras Laffan, le trafic maritime s’était effondré à un niveau proche de zéro après que les Gardiens de la révolution ont diffusé des avertissements VHF déclarant le passage interdit, et au moins quatre navires ont été touchés dans les eaux du Golfe depuis le début des frappes le 28 février. Les assureurs P&I (protection et indemnité) ont retiré leur couverture pour le détroit à compter du 5 mars, rendant le risque économique du transit prohibitif, indépendamment de la réalité militaire. Maersk et Hapag-Lloyd ont suspendu toutes leurs opérations dans cette voie navigable.
Le moment ne pouvait pas être plus mal choisi. Les stocks européens de gaz sont tombés à un peu plus de 30 % de leur capacité début mars, selon les données AGSI+, contre environ 40 % un an plus tôt et bien en dessous des moyennes saisonnières. Le continent a besoin d’importations massives de GNL durant l’été pour reconstituer ses réserves avant l’hiver prochain. Cet approvisionnement vient de devenir considérablement plus cher — si tant est qu’il arrive.
Les terminaux américains sont déjà saturés
Voici la réalité dérangeante pour quiconque espère voir le GNL américain jouer les sauveurs : les terminaux d’exportation américains tournent déjà à leur capacité maximale. Bloomberg rapportait lundi que les producteurs américains n’ont quasiment aucune marge pour tirer parti de l’élargissement du spread entre les prix domestiques et internationaux, l’infrastructure étant intégralement mobilisée. Les flux moyens de gaz vers les huit principaux terminaux d’exportation de GNL ont atteint 18,5 milliards de pieds cubes par jour en février, égalant le record mensuel établi en décembre, d’après les données de pipeline de l’EIA. La capacité d’exportation de GNL des États-Unis s’établissait à environ 17 Gpc/j fin 2025, avec une extension prévue à environ 19 Gpc/j courant 2026, au fur et à mesure de la montée en puissance du Stage 3 de Corpus Christi de Cheniere et de la mise en service du Train 1 de Golden Pass.
Golden Pass LNG, la coentreprise entre QatarEnergy et ExxonMobil à Sabine Pass, au Texas, dont les coûts ont dépassé les 11 milliards de dollars après des retards du contractant, est en phase finale de mise en service, avec un premier chargement attendu début 2025. Le Train 1 peut ajouter environ 800 MMpc/j de demande de gaz d’alimentation à plein régime. Mais les Trains 2 et 3 n’arriveront pas avant 2026, selon l’analyse de Natural Gas Intelligence, à la suite des retards liés à la faillite du contractant en 2024. Cette capacité supplémentaire s’inscrivait dans une montée en puissance progressive. Personne n’avait prévu que le Qatar s’éteindrait du jour au lendemain.
Le signal des prix est déjà en mouvement
Les contrats à terme sur le gaz naturel américain ont progressé lundi en sympathie avec les indices mondiaux, bien que le mouvement domestique soit resté bien plus modéré qu’en Europe. Le Henry Hub était déjà volatil. L’EIA a rapporté que les prix au comptant avaient atteint en moyenne 7,72 $/MMBtu en janvier, la plus haute moyenne mensuelle nominale depuis septembre 2022, sous l’effet de la tempête hivernale Fern et d’un retrait record de 360 Gpc des stocks. Les prix se sont ensuite effondrés sous 3,50 $ mi-février avec la normalisation météorologique, mais l’arrêt du Qatar injecte une prime d’une tout autre nature. Le prix au comptant du gaz naturel américain s’échangeait juste au-dessus de 3 $/MMBtu en début de semaine, selon les données journalières de l’EIA. Le TTF européen, après avoir franchi les 46 € lundi, a dépassé 58 €/MWh mardi, son plus haut niveau depuis 2023, d’après les données ICE. Le spread est colossal, mais sans objet s’il n’existe aucune capacité d’exportation supplémentaire pour l’arbitrer.
Les prévisions de février de l’EIA tablaient sur un Henry Hub moyen de 4,12 $/MMBtu en mars et d’environ 4,30 $ pour l’ensemble de l’année 2026, en hausse de 23 % par rapport à l’estimation de janvier, avec des prix tendant vers 4,40 $ en 2027 à mesure que les exportations de GNL et la demande électrique des centres de données dépassent la croissance de la production. Ces projections ne tenaient absolument pas compte de la crise d’Ormuz. Si la production qatarienne reste à l’arrêt pendant des semaines plutôt que des jours, la situation de l’approvisionnement gazier européen se dégrade bien au-delà de ce que le moindre scénario de base envisageait — et les producteurs américains exposés aux prix mondiaux en profiteront, même si les volumes physiques d’exportation ne peuvent pas augmenter significativement.
Ce que le marché intègre — et ce qu’il ignore
Le marché intègre une perturbation. Il n’intègre pas sa durée. Le Brent a clôturé lundi en hausse d’environ 9 % à 79,45 $, selon CNBC, Barclays projetant un baril à 100 $ si le conflit persiste pendant les quatre à cinq semaines évoquées par Trump. Natasha Kaneva de JPMorgan a averti qu’une guerre de plus de trois semaines épuiserait les capacités de stockage du Golfe et forcerait des arrêts de production, poussant le Brent à 120 $. Deutsche Bank a évoqué 200 $ dans un scénario de blocus total d’Ormuz. Ces chiffres semblent extrêmes jusqu’à ce que l’on considère qu’aucun tanker ne traverse actuellement le détroit et que le commandant des Gardiens de la révolution a déclaré lundi que tout navire tentant le passage serait réduit en cendres.
Pour le gaz naturel en particulier, le risque est plus structurel. Le Qatar était en plein milieu de la vaste expansion de North Field, le plus grand projet d’accroissement de l’offre de GNL de l’histoire, conçu pour porter la capacité de 77 à 126 millions de tonnes par an. Chaque semaine de paralysie de Ras Laffan repousse ce calendrier. Pendant ce temps, les acheteurs européens qui ont passé trois ans à se sevrer du gaz russe par pipeline découvrent que leur chaîne d’approvisionnement de substitution en GNL traverse désormais un conflit armé en cours. Les actions liées au GNL américain et les producteurs de gaz exposés à la côte du Golfe sont les bénéficiaires évidents : Cheniere, EQT, Antero, Comstock. Mais le potentiel de hausse est plafonné par la physique. On ne peut pas faire passer plus de gaz dans un terminal qu’il ne peut en traiter. Calibrez vos positions en conséquence.
