La production de gaz naturel et les exportations de GNL des États-Unis atteignent des records en 2025
La production de gaz naturel aux États-Unis a atteint une moyenne record de 118.5 Bcf/d en 2025, tandis que les exportations de GNL ont bondi de 26% pour atteindre 14.6 Bcf/d, portées par les nouvelles capacités de Venture Global et Cheniere. La compression des marges au quatrième trimestre a pesé sur les valeurs boursières du secteur de la liquéfaction, mais l'activité contractuelle et le resserrement des stocks mondiaux ont depuis relancé le secteur.
Une production record portée par le Permien et le Haynesville
La production et la commercialisation de gaz naturel aux États-Unis ont atteint un niveau record en 2025, progressant de 5.3 milliards de pieds cubes par jour (Bcf/d) pour atteindre une moyenne de 118.5 Bcf/d, selon les données de l'Energy Information Administration (EIA) citées par Texas Border Business. Environ les deux tiers de la production proviennent de trois régions : les Appalaches, le bassin Permien et le Haynesville Shale, qui ont représenté ensemble 81% de la croissance de l'an dernier. Les Appalaches ont fourni 31% de la production totale et le bassin Permien 23%, bien que ce dernier ait enregistré la plus forte progression, en hausse de 11% et représentant environ la moitié de l'augmentation globale. L'essentiel de cette croissance provient du gaz associé, produit conjointement au pétrole, porté par des prix du brut restés suffisamment élevés pour soutenir l'activité de forage pendant une grande partie de l'année. La production a également progressé dans la région du Haynesville, en Louisiane et au Texas, où des coûts de forage plus élevés sont compensés par la proximité des terminaux d'exportation de GNL de la côte du Golfe.
Les exportations de GNL bondissent à de nouveaux sommets
Les exportations de GNL des États-Unis ont fortement augmenté, atteignant 569.3 milliards de pieds cubes pour le seul mois de décembre 2025, selon Texas Border Business, faisant des États-Unis le premier fournisseur mondial de GNL. ETF Trends a rapporté que les exportations sur l'ensemble de l'année ont bondi de 26% en glissement annuel pour atteindre un record de 14.6 Bcf/d, portées par la montée en puissance de l'installation Plaquemines de Venture Global et l'achèvement de la Stage 3 de Corpus Christi de Cheniere Energy, toutes deux entrées en production fin 2024. Environ 9 Bcf/d de nouvelles capacités d'exportation ont atteint la décision finale d'investissement (Final Investment Decision, FID) en 2025, dont des projets de Venture Global, Woodside Energy et Sempra Infrastructure. 2.4 Bcf/d supplémentaires devraient être mis en service en 2026 grâce à la Phase 2 de Plaquemines de Venture Global et au Train 1 de Golden Pass d'Exxon, et les chantiers en cours devraient doubler la capacité d'exportation des États-Unis d'ici 2031, selon ETF Trends. Malgré cette expansion, Texas Border Business a souligné que les prix du gaz naturel n'ont pas sensiblement augmenté et ont même atteint leur plus bas niveau depuis plusieurs décennies en mars 2024.
La compression des marges pèse sur les valeurs de la liquéfaction
Le quatrième trimestre 2025 a apporté son lot de difficultés. ETF Trends a rapporté que les écarts entre les indices de référence européen (TTF) et asiatique (JKM) du GNL et le prix américain du Henry Hub s'étaient resserrés à $4-$6 par million de British thermal units (MMBtu) en décembre, contre $8-$12/MMBtu au premier semestre de l'année. Avec les coûts de fret et de regazéification absorbant $1-$2/MMBtu supplémentaires, les marges au comptant sont brièvement passées sous la redevance fixe standard de liquéfaction de $2-$3/MMBtu en décembre. La liquéfaction a été le sous-secteur le moins performant de l'Alerian Midstream Energy Select Index sur l'année, Cheniere reculant de 17.1% et NextDecade de 22.4% au quatrième trimestre ; Venture Global a en outre été pénalisée par une défaite en arbitrage face à BP en octobre. Cheniere, le plus grand producteur de GNL américain, est resté relativement à l'abri, avec plus de 90% de son portefeuille couvert par des contrats à long terme portant sur la production prévue jusqu'au milieu des années 2030. Energy Transfer a suspendu en décembre son projet Lake Charles LNG de 2.2 Bcf/d afin de privilégier ses investissements dans les pipelines.
L'activité contractuelle laisse présager une nouvelle croissance
La situation a depuis évolué. Les prévisions de vagues de froid et la baisse des stocks de gaz en Europe et en Asie du Nord-Est depuis le début de 2026 ont de nouveau fait grimper les indices de référence mondiaux, selon ETF Trends, faisant de la liquéfaction le sous-secteur AMEI le plus performant depuis le début de l'année jusqu'au 23 janvier. Trois projets qui visaient une FID en 2025 ont reporté leur décision au premier semestre de 2026 : Delfin FLNG a indiqué à la mi-janvier qu'il prévoyait d'atteindre sa FID dans le mois, Caturus Energy, la maison mère de Commonwealth LNG, vise le premier trimestre, et Glenfarne a signé un accord d'achat et de vente pour son projet Texas LNG avec une entreprise énergétique européenne portant sur 0.1 Bcf/d, souscrivant ainsi entièrement le projet avant une FID visée pour début 2026. Par ailleurs, l'EIA a indiqué que les développeurs de GNL américains ont signé le plus grand volume de contrats d'achat et de vente depuis 2022, ce qui souligne l'intérêt continu des acheteurs pour l'offre américaine, alors même que le secteur traverse une pression sur les marges à court terme.