Rystad prévoit 20 Bcfd de pertes de gaz et de production pétrolière aux États-Unis alors que la tempête hivernale Fern cause des ravages

La tempête hivernale Fern a frappé les États-Unis ce week-end, et Rystad Energy a averti que le gel profond continuera de causer des ravages sur la production américaine de pétrole et de gaz à terre.

« Des coupures d’approvisionnement en gaz naturel sont apparues à travers les États-Unis à la suite de la tempête hivernale Fern, avec une perte initiale de 2 milliards de pieds cubes par jour (Bcfd) dans les Bakken, les Rocheuses et le Mid-Continent, suivie d’une chute plus brutale de 12 Bcfd, principalement causée par la région Permienne et la région plus large de la côte du Golfe », Matthew Bernstein, vice-président, Pétrole et gaz nord-américains de Rystad Energy a indiqué dans une mise à jour.

Perturbations de l’approvisionnement en gaz naturel aux États-Unis

Bien que les données actuelles de flux sur les pipelines montrent des chiffres précis, l’estimation anticipée des pertes maximales est d’environ 20 Bcfd, selon Bernstein.

Ce total plus élevé est dû au fait que les données d’écoulement ne couvrent pas les pipelines intra-étatiques, en particulier les plus nombreux dans les régions du Permien et de Haynesville.

Inversement, des régions comme les Appalaches et les Bakken, généralement plus habituées à un hiver rigoureux, ont maintenu la production assez bien, selon les données des pipelines, ne montrant que des réductions mineures, a ajouté Bernstein.

Rystad Energy prévoit que l’ampleur des perturbations sera supérieure à celle de la tempête de janvier 2025, mais d’une ampleur similaire aux coupures enregistrées en janvier 2022 et janvier 2024.

Quantification de l’impact sur la production de pétrole et de gaz

Bernstein a déclaré :

L’évaluation initiale avant congélation prévoit une moyenne de janvier 2026 de 104 Bcfd pour les 48 États inférieurs (hors Golfe offshore), ce qui représente une réduction de 1,5 Bcfd par rapport aux chiffres de notre Estimation de la production pétrolière et gazière américaine de décembre, selon la mise à jour.

Rystad Energy a projeté que leur cas de base montrait un impact à la baisse de 3,3 Bcfd, avec une possible réduction potentielle supplémentaire de 2,3 Bcfd.

Cet impact potentiel plus important est principalement dû au risque de réduction significative du bassin permien, comparable à l’événement de la tempête hivernale Uri en 2021.

L’évaluation initiale de 3,3 Bcfd inclut une réduction de 1,7 Bcfd provenant des districts administratifs pétroliers de la défense (PADD) 3, qui couvre les régions du Permien, Haynesville et Eagle Ford.

Dans le graphique ci-dessous, Rystad Energy interprète les coupures des données sur les gazoducs dans des évaluations de l’impact de la production pétrole, en utilisant le rapport gaz/pétrole (GOR) comme moyen d’estimation.

Suite à la même analyse que pour le gaz, l’évaluation initiale de prégel de Rystad Energy en janvier, de 11,378 millions de barils par jour (bpd) pour les 48 bpm onshore, devrait avoir un impact moyen mensuel de 390 000 bpj en janvier – fortement influencé par le Permian et le PADD 3 plus largement.

Henry Hub : rebond des prix et réponse des producteurs

La courbe de prix du Henry Hub 2026 a rebondi jusqu’à des niveaux observés début décembre pour la période mars-décembre, stimulée à la fois par les effets immédiats de la tempête récente et par l’augmentation de la demande due à un janvier froid.

Cependant, la courbe des prix de 2027 reste largement inchangée par rapport aux dates de marché antérieures de janvier et reste inférieure à celle de 2026.

Le prix moyen pour la période février-décembre 2026 est actuellement de 4,31 $ par million d’unités thermiques britanniques (MMBtu), basé sur l’ouverture du marché le 26 janvier.

Cette variation de prix pourrait inciter les producteurs à augmenter leur activité alors qu’ils finalisent leurs budgets pour la sortie en février.