Les fonds spéculatifs et autres gestionnaires de fonds ont acheté l'équivalent de 46 millions de barils sur les six contrats à terme et d'options les plus importants au cours des sept jours qui se sont terminés le 23 janvier.
Les achats des fonds ont été dominés par le NYMEX et l'ICE WTI (+56 millions de barils) avec des achats moins importants d'essence américaine (+8 millions) et de gazole européen (+7 millions).
Les investisseurs ont vendu du Brent (-19 millions de barils) et du diesel américain (-6 millions), selon les registres déposés auprès de l'ICE Futures Europe et de la Commodity Futures Trading Commission des États-Unis.
Toutefois, la plupart des achats ont été effectués en réduisant les positions courtes baissières existantes (-28 millions de barils) plutôt qu'en initiant de nouvelles positions longues haussières (+18 millions).
Le déséquilibre était particulièrement prononcé sur le WTI, où les gestionnaires ont fortement réduit leurs positions courtes (-38 millions de barils) tout en initiant un plus petit nombre de nouvelles positions longues (+18 millions).
En conséquence, les positions courtes sur le principal contrat à terme NYMEX WTI ont été ramenées à 79 millions de barils, contre 112 millions le 16 janvier et un maximum de 128 millions le 12 décembre.
Livre des graphiques : Positions sur le pétrole et le gaz
Les stocks de brut autour du point de livraison NYMEX de Cushing, dans l'Oklahoma, sont tombés à 30 millions de barils le 19 janvier, contre 35 millions de barils trois semaines plus tôt.
Les stocks de Cushing ont atteint leur niveau le plus bas pour cette période de l'année depuis 2012 et étaient inférieurs de 14 millions de barils (-32 % ou -1,26 écart-type) à la moyenne saisonnière des dix dernières années.
Compte tenu de la diminution des stocks, de nombreux gestionnaires de fonds ont conclu qu'il n'était plus prudent d'adopter des positions courtes pouvant nécessiter une livraison à Cushing.
La position nette sur le WTI a bondi à 99 millions de barils (6ème percentile pour toutes les semaines depuis 2013) contre seulement 43 millions (1er percentile) la semaine précédente.
L'écart entre le positionnement ultra-argenté sur le WTI et le positionnement neutre sur le Brent s'est légèrement réduit mais reste très important.
Il existe encore une marge importante pour que la couverture des positions courtes augmente les prix plats du WTI et les écarts de calendrier si les stocks continuent à diminuer.
Les positions courtes sur le WTI NYMEX étaient encore presque quatre fois plus élevées qu'au début du cycle actuel de vente à découvert, le 3 octobre.
GAZ NATUREL AMÉRICAIN
Les investisseurs ont réduit leurs positions sur les deux principaux contrats à terme et contrats d'option liés aux prix du gaz au carrefour Henry en Louisiane.
Les investisseurs sont revenus à la vente après avoir tenté de construire une position haussière, le grand gel du début du mois de janvier ayant été suivi d'un temps plus clément.
Les fonds spéculatifs et autres gestionnaires de fonds ont vendu l'équivalent de 596 milliards de pieds cubes (bcf) au cours des sept jours se terminant le 23 janvier, le taux de vente le plus rapide depuis août 2021.
Les gestionnaires de fonds avaient acheté un total de 1 409 milliards de pieds cubes au cours des cinq semaines précédentes, selon les registres réglementaires.
Les fonds ont réduit leur position à 186 milliards de pieds cubes (26e centile pour toutes les semaines depuis 2010), contre 410 milliards de pieds cubes (42e centile) sept jours auparavant.
Les prix à terme du premier mois ont continué à chuter et n'ont atteint en moyenne que 2,81 dollars par million d'unités thermiques britanniques jusqu'à présent en janvier (8e percentile pour tous les mois depuis le début du siècle, une fois corrigé de l'inflation).
L'écart de calendrier de fin d'hiver entre mars et avril 2024 est tombé à zéro, alors qu'il était de 21 cents au début de l'hiver, début octobre, les opérateurs s'attendant à ce que l'offre reste excédentaire sur le marché.
Les investisseurs prévoient que les stocks de gaz termineront l'hiver bien au-dessus de la moyenne à long terme, de sorte que des prix plus bas seront nécessaires pour encourager une plus grande consommation de la part des générateurs d'électricité et pour ralentir davantage la production.
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John Kemp est analyste de marché chez Reuters. Les opinions exprimées sont les siennes. Suivez son commentaire sur X https://twitter.com/JKempEnergy (Montage par Kirsten Donovan)
