Actualités du secteur pétrolier, gazier et énergétique pour le vendredi 30 janvier 2026 : pétrole, gaz, GNL, électricité, ENR, charbon et événements clés du marché mondial de l'énergie pour les investisseurs et les acteurs du secteur.
À la fin janvier 2026, le complexe énergétique mondial fait face à une série de nouveaux défis. Des froids extrêmes et des tensions géopolitiques influencent les marchés du pétrole, du gaz et de l'électricité, tandis que la transition vers une énergie propre se poursuit. Les investisseurs et les acteurs du marché énergétique analysent comment les anomalies climatiques, la politique de sanctions et de nouveaux accords modifient l'équilibre entre l'offre et la demande dans les secteurs pétrolier, gazier et énergétique.
- Froids et production : Une tempête arctique en Amérique du Nord a temporairement réduit la production de pétrole d'environ 2 millions de barils par jour (soit jusqu'à 15 % du niveau des États-Unis) et celle de gaz d'environ 16 %, provoquant une hausse temporaire des prix.
- Prix du pétrole : Le Brent se maintient autour de 65 $ le baril, avec une politique prudente de l'OPEP+ – l'alliance signalant qu'elle maintiendra les restrictions actuelles sur la production.
- Géopolitique : L'escalade du conflit entre les États-Unis et l'Iran accroît les risques de perturbations des approvisionnements, tandis que des pourparlers de paix relatifs à l'Ukraine suscitent des espoirs d'un assouplissement des sanctions.
- Marché du gaz : Un hiver rigoureux vide les stocks européens à des niveaux minimaux depuis plusieurs années (<50 %), provoquant une hausse des prix à environ 500 $ par mille mètres cubes.
- Système énergétique : Une part record d'ENR en Europe coïncide avec des pics de charge sur les réseaux ; plusieurs pays doivent réactiver des centrales à charbon et à mazout pour éviter des coupures de courant.
- Venezuela : Après un changement de pouvoir, les États-Unis assouplissent les sanctions pétrolières, ouvrant la voie à une augmentation des exportations de pétrole lourd vénézuélien et au retour du pays sur le marché mondial.
Pétrole : conséquences de la tempête et stabilité des prix
Froids extrêmes aux États-Unis. Une puissante tempête hivernale a frappé les régions productrices de pétrole des États-Unis, entraînant un gel des puits et une réduction temporaire de la production d'environ 2 millions de barils par jour, en particulier dans le bassin permien. Cependant, quelques jours plus tard, la production a commencé à se redresser avec le réchauffement. Malgré un pic de prix à court terme pendant la tempête, la situation s'est stabilisée : la référence Brent se négocie autour de 65 $ le baril, tandis que le WTI américain tourne autour de 60 $.
Rôle de l'OPEP+ et équilibre du marché. La politique de l'OPEP+ reste un facteur clé de la stabilité des prix. Lors de sa réunion de janvier, l'alliance des producteurs pétroliers a maintenu les quotas de production en vigueur, signalant son intention d'éviter un excédent d'offre. En 2025, les pays de l'OPEP+ ont déjà augmenté leur production pour retrouver des parts de marché perdues, entraînant un excédent d'offre d'environ 2 à 2,5 millions de barils par jour. Maintenant, le cartel est plus prudent : face à une demande ralentie (surtout en Chine) et à la menace d'une surproduction, les principaux exportateurs sont prêts, si besoin, à réduire à nouveau leur production pour maintenir les prix. Les analystes prévoient qu'en l'absence de nouveaux chocs, le pétrole se négociera au premier semestre 2026 dans une fourchette de 60 à 65 dollars, avec un prix moyen annuel du Brent autour de 55 à 60 dollars le baril.
Récupération et nouveaux acteurs. Dans l'ensemble, le marché pétrolier montre une résilience face aux perturbations à court terme. Le retour rapide de la production américaine et le fonctionnement stable d'autres grands producteurs (Moyen-Orient, Amérique Latine) atténuent les interruptions locales. Une offre supplémentaire commence également à arriver du Venezuela suite à l'assouplissement des sanctions (voir ci-dessous), ce qui pourrait à terme corriger l'équilibre du marché. Cependant, les risques géopolitiques demeurent le principal facteur d'incertitude pour les prix.
Risques géopolitiques : Iran, sanctions et négociations
Escalade au Moyen-Orient. La situation internationale continue d'influencer les marchés énergétiques. Le conflit entre les États-Unis et l'Iran s'est intensifié : Washington a réagi fermement aux ambitions nucléaires de Téhéran et à la répression des manifestations internes, envoyant un groupe de frappe naval aux côtes iraniennes. Le président Donald Trump a menacé Téhéran de "mesures sérieuses", exigeant un réexamen de sa politique. En réponse, l'Iran a déclaré qu'il considérerait toute attaque comme une déclaration de guerre totale. Une telle rhétorique exacerbe la nervosité des traders et ajoute une prime géopolitique aux prix du pétrole, en raison des craintes de perturbations des approvisionnements du Moyen-Orient.
Politique de sanctions de l'Occident. Parallèlement, les sanctions occidentales contre la Russie continuent d'être en vigueur, bien qu'un optimisme prudent émerge dans les milieux diplomatiques. L'Union Européenne se prépare à abaisser, à partir du 1er février 2026, le plafond des prix du pétrole russe à 45 dollars le baril (contre 60 dollars actuellement), augmentant ainsi la pression sur les exportations russes. En retour, Moscou a déjà prolongé son embargo sur les livraisons de pétrole aux pays soutenant ce plafond de prix, jusqu'au 30 juin 2026. Toutefois, les exportations russes de pétrole et de produits pétroliers restent à un niveau relativement élevé grâce à un redressement des flux vers l'Asie, où la Chine, l'Inde et d'autres pays achètent des matières premières à prix réduit. De plus, le département du Trésor américain a prolongé la validité d'une licence autorisant certaines opérations avec des actifs étrangers d'une des grandes sociétés pétrolières russes, atténuant en fait certaines restrictions des sanctions.
Négociations et espoirs de désescalade. Dans ce contexte de conflit, des négociations entre la Russie, les États-Unis et l'Ukraine apportent un espoir. En janvier, le dialogue a continué, et les experts n'excluent pas la possibilité d'un assouplissement progressif des sanctions, si un progrès pouvait être réalisé dans la résolution du conflit en Ukraine. Tout réchauffement des relations pourrait considérablement modifier la configuration des flux énergétiques mondiaux. Les investisseurs accordent une attention particulière aux signaux politiques : les évolutions concernant l'Iran, le Venezuela (assouplissement des sanctions) ou le succès des initiatives de paix peuvent influencer considérablement les sentiments et redéfinir les risques sur le marché des matières premières.
Gaz naturel : froids et flambée des prix
Un hiver froid et la chute de la production. Le marché du gaz naturel subit un véritable stress-test en raison des froids anormaux. Aux États-Unis, une tempête hivernale a provoqué le gel massif des puits de gaz, entraînant l'arrêt temporaire d'environ 16 % de la production de gaz. La production quotidienne, au plus fort des intempéries, a chuté de 110 à environ 97 milliards de pieds cubes (de 3,1 à 2,7 milliards de mètres cubes). Cela s'est immédiatement reflété sur les prix : les contrats à terme sur le gaz Henry Hub ont plus que doublé, dépassant 6 dollars par million d'unités thermiques britanniques (environ 210 dollars par mille mètres cubes). Avec l'affaiblissement des froids, l'offre commence à se rétablir progressivement, et les prix ont chuté en dessous des pics, mais la volatilité reste élevée.
Europe au bord de la pénurie. En Europe, le froid prolongé a entraîné une forte hausse de la demande de gaz pour le chauffage et la génération d'électricité. Fin janvier, les stocks dans les installations de stockage souterraines de l'Union Européenne avaient chuté en dessous de 50 % de la capacité totale – un niveau minimal pour cette période de l'année depuis plusieurs années. Les prix au comptant sur le hub TTF dépassaient les 14 dollars par MMBtu (environ 500 dollars par mille mètres cubes), bien que cela reste encore bien en dessous des pics historiques de 2022. La situation a été aggravée par des problèmes d'approvisionnement : les exportations de GNL des États-Unis ont chuté de près de 50 % en raison de perturbations dans le fonctionnement de plusieurs terminaux pendant la tempête, ce qui a temporairement réduit l'arrivée des méthaniers en Europe. Certaines cargaisons de GNL, au lieu de se diriger vers l'UE, ont été rapidement redirigées vers le marché intérieur américain, où les prix se sont avérés encore plus élevés – cette réorientation du marché a accentué les tensions sur le marché mondial du gaz.
Diversification et perspectives. Pour traverser la saison de chauffage, les pays européens doivent utiliser toutes les sources alternatives de gaz disponibles. Les importations de GNL restent à des niveaux maximaux : au total, en 2025, l'UE a importé environ 109 millions de tonnes de gaz naturel liquéfié (+28 % par rapport à 2024), et en janvier 2026, environ 9,5 millions de tonnes sont attendues (+18 % d'une année sur l'autre) pour couvrir la demande hivernale. La Norvège, l'Algérie et d'autres fournisseurs traditionnels augmentent les exportations par oléoduc, bien qu'il soit difficile de compenser complètement les volumes russes disparus (depuis janvier, le gaz par oléoduc en provenance de la Russie a pratiquement cessé d'arriver). En Europe de l'Est, une restructuration logistique est en cours : l'Ukraine, ayant perdu son transit et étant confrontée à une baisse de sa propre production, a intensifié ses importations de l'UE d'environ 20 % (jusqu'à environ 30 millions de mètres cubes par jour) via la Slovaquie et la Pologne. La Turquie et les pays des Balkans mènent des négociations pour acheter des volumes supplémentaires de gaz azerbaïdjanais et augmenter les approvisionnements en GNL des États-Unis. Dans le même temps, la Russie accélère la réorientation de ses exportations vers l'Est : via le gazoduc "Force de la Sibérie", 38,8 milliards de mètres cubes de gaz ont été livrés en Chine en 2025, dépassant pour la première fois le total des exportations de Gazprom vers l'Europe et la Turquie. Au cours des semaines à venir, la situation sur le marché du gaz de l'UE dépendra de la météo : si février s'avère plus doux, les prix devraient progressivement baisser, mais en cas de nouvelle vague de froid, la région pourrait de nouveau faire face à des pénuries. Au printemps, les États européens devront activement reconstituer des réserves épuisées, en concurrence avec les importateurs asiatiques sur le marché du GNL.
Énergie électrique et charbon : pression sur les réseaux
Charges de pointe en hiver. Les froids hivernaux mettent à l'épreuve les systèmes énergétiques dans les latitudes nordiques. Aux États-Unis, en janvier, une demande record d'électricité a été enregistrée : l'opérateur du plus grand réseau de l'est (PJM) a déclaré l'état d'urgence lorsque la consommation quotidienne de pointe a dépassé 140 GW, menaçant de surcharger l'infrastructure. Pour éviter des coupures de courant, les autorités ont dû recourir à des mesures d'urgence – activer des générateurs diesel de secours et des centrales à mazout. Ces mesures ont permis d'éviter un blackout, mais ont conduit à une augmentation de la combustion de mazout et de charbon en raison d'un manque de gaz et d'une baisse de la production d'ENR pendant le fort froid.
Retour du charbon et contraintes des réseaux. En Europe, on observe une situation similaire : la forte demande a contraint certains pays à remettre temporairement en service des centrales à charbon conservées afin de couvrir les charges de pointe. Bien qu'à la fin de 2025, la part du charbon dans l'électricité de l'UE ait chuté à un niveau historiquement bas de 9 %, pendant cet hiver, l'utilisation du charbon a localement augmenté. Parallèlement, des goulets d'étranglement de l'infrastructure ont été révélés : la capacité insuffisante des réseaux électriques a conduit à des situations où, pendant les périodes de production maximale des parcs éoliens, les opérateurs ont dû limiter la fourniture d'énergie "verte" pour éviter des accidents. Cela a entraîné une perte d'électricité bon marché pendant les jours venteux et des prix plus élevés pendant les périodes de calme. Les experts soulignent que pour améliorer la résilience des systèmes énergétiques, une modernisation accélérée des réseaux et le développement de systèmes de stockage d'énergie sont nécessaires ; sinon, même avec l'augmentation de la part des ENR, la dépendance aux sources d'hydrocarbures dans des situations extrêmes restera élevée.
Tendances mondiales de la production électrique à partir de charbon. Malgré les préoccupations climatiques, le charbon conserve pour l’instant son rôle dans le monde. En Asie, notamment en Chine et en Inde, la consommation de charbon reste élevée pour soutenir l'industrie et l'électricité. Cependant, un résultat symbolique de 2025 a été la réduction simultanée de la production dans les centrales à charbon dans ces deux plus grands pays – pour la première fois depuis les années 1970. En Chine, la production électrique à partir du charbon a diminué d'environ 1,6 % au cours de l'année, tandis qu'en Inde, elle a baissé de 3 %, principalement grâce à l'entrée record de nouvelles capacités solaires et éoliennes, qui ont couvert l'augmentation de la demande. Cette légère baisse témoigne d'un début de changement structurel : la part de l'électricité produite à partir du charbon diminue progressivement, ce qui est important pour limiter les émissions de gaz à effet de serre. Toutefois, à court terme, le charbon continuera d'appuyer les systèmes énergétiques pendant les pics et les crises jusqu'à ce que les sources renouvelables et les accumulateurs puissent pleinement assumer ce rôle.
Augmentation des ENR et transition énergétique
Performances record de l'énergie verte. La transition vers une énergie propre s'accélère dans le monde entier. En 2025, de nombreux pays ont atteint des niveaux historiques d'installation de capacités de production d'énergie renouvelable. Dans l'Union Européenne, environ 85 à 90 GW de nouvelles centrales solaires et éoliennes ont été mises en service, permettant pour la première fois de produire plus d'électricité à partir du soleil et du vent (environ 30 % de la production totale de l'UE) que de toutes les sources fossiles réunies (environ 29 %). Globalement, la part des sources à faible teneur en carbone (ENR plus énergie nucléaire) a dépassé 70 % de la production d'électricité de l'UE. La Chine affiche également des taux d'installation impressionnants : au cours de l'année, plus de 300 GW de panneaux solaires et environ 100 GW de parcs éoliens ont été mis en service, permettant même en cas d'augmentation de la consommation d'électricité que la République Populaire de Chine ait pu réduire légèrement sa production à partir du charbon et ralentir la croissance de ses émissions. Le marché des ENR connaît une forte croissance en Inde, aux États-Unis et au Moyen-Orient.
Problématiques de croissance et compromis. L’essor rapide de l’énergie renouvelable pose de nouveaux défis. Le principal est d’assurer la fiabilité de l'approvisionnement énergétique avec une forte part de sources intermittentes. L’expérience de l’hiver actuel a montré qu'en l'absence de capacités de réserve suffisantes et de stockage d'énergie, même les systèmes énergétiques "verts" développés sont vulnérables aux anomalies climatiques. Les gouvernements de plusieurs pays prennent déjà des mesures : ils lancent des projets d'envergure pour construire des fermes de batteries et mettre en œuvre des technologies de stockage d'énergie (y compris en utilisant l'hydrogène) pour atténuer les pics de charge. Dans le même temps, certains États revoient leurs approches : ainsi, en Allemagne, la nouvelle coalition a annoncé la possibilité de relancer des réacteurs nucléaires, reconnaissant que l'abandon précédent de la production nucléaire était une erreur. Face à l'augmentation des prix de l'électricité en 2025, Berlin et Prague ont obtenu un assouplissement temporaire de certaines normes climatiques de l'UE afin d'éviter une crise énergétique.
Investissements et coopération internationale. Malgré les difficultés, la transition énergétique mondiale se poursuivra. En 2026, une poursuite de l'augmentation des investissements dans les projets solaires et éoliens, ainsi que dans la modernisation des réseaux, est attendue. De nombreux pays nouent de nouveaux accords de coopération en matière d'énergie propre et de commerce des ressources énergétiques. L'Union Européenne et les États-Unis ont signé à la fin de 2025 un accord sur l'augmentation des approvisionnements en ressources énergétiques américaines en Europe, ce qui devrait aider l'UE à répondre à ses besoins face à une réduction des importations en provenance de Russie. De tels accords suscitent des débats sur l'équilibre à trouver entre les objectifs climatiques et la sécurité énergétique, mais à long terme, l'orientation vers la décarbonisation demeure inchangée – seule sa mise en œuvre exige une approche plus flexible et raisonnée.
Produits pétroliers et raffineries : marché du carburant sous pression
Prix élevés en raison de l'excédent de brut. Le marché mondial des produits pétroliers a débuté 2026 dans un contexte de tendances contradictoires. D'une part, il y a un surplus général de pétrole brut dans le monde, ce qui devrait faire baisser les prix de l'essence, du diesel et d'autres carburants. D'autre part, plusieurs pays sont confrontés à une pénurie locale de carburant et à une augmentation des prix en raison de perturbations logistiques et de bassins d'approvisionnement faibles. Aux États-Unis, les prix de gros de l'essence ont chuté en hiver par rapport aux pics de l'automne dernier, mais restent supérieurs aux niveaux moyens, car les raffineurs de pétrole avaient d'abord réduit leur production en raison de la surcharge de brut, puis ont été contraints d'augmenter rapidement la production de carburant pour faire face à l'augmentation de la demande pendant le froid. En Europe, les stocks d'essence et de diesel sont également insuffisants – l'hiver rigoureux vide les réserves de produits pétroliers, ce qui maintient des prix élevés du carburant dans plusieurs pays de l'UE.
Mesures gouvernementales et redistribution des flux. Pour stabiliser le marché du carburant, les gouvernements ont recours à une gestion manuelle et encouragent la redistribution des approvisionnements. En Russie, après une forte augmentation des prix de l'essence en 2025, un embargo temporaire sur l'exportation des principaux produits pétroliers a été instauré ; cette restriction est maintenant prolongée jusqu'à fin février 2026, et une introduction de quotas d'exportation permanents est discutée pour éviter une pénurie sur le marché intérieur. Dans le même temps, les raffineries russes réorientent progressivement leur logistique – augmentent les livraisons de carburant vers des pays amis en Asie et en Afrique, compensant la baisse des exportations vers l'Europe. Dans l'Union Européenne, au contraire, certaines raffineries se tournent vers la production et l'exportation de volumes supplémentaires de carburant vers des pays tierces, afin de freiner la hausse des prix internes et de profiter de la demande accrue en dehors de l'UE. Une forte demande pour le diesel et le mazout en Asie du Sud et en Amérique Latine soutient la marge de raffinage, incitant les producteurs mondiaux à augmenter leur production dès que possible. L'infrastructure s'adapte également : de nouvelles capacités de stockage de carburant sont construites dans les ports clés, et les traders louent activement des pétroliers pour servir de stocks flottants, en attendant des conditions favorables pour vendre.
Impact de la transition énergétique. À long terme, le développement des véhicules électriques et l'assouplissement des normes environnementales réduiront la croissance de la consommation d'essence et de diesel, mais pour les deux prochaines années, la demande de produits pétroliers restera élevée, en particulier dans les économies en développement. Les entreprises du secteur énergétique tentent de trouver un équilibre : elles investissent dans la modernisation des raffineries pour une transformation plus efficace (par exemple, des installations de production de carburant aérien écologique), tout en maintenant leur attention sur les types de carburants qui génèrent des bénéfices. Le marché des produits pétroliers subit donc une double pression – celle de garantir des approvisionnements stables et celle de se préparer à la réduction structurelle du rôle des combustibles fossiles dans le secteur des transports.
Venezuela : retour sur le marché pétrolier
Assouplissement des sanctions et nouvelles opportunités. L'un des événements les plus significatifs du début de l'année 2026 a été le rétablissement partiel par le Venezuela de sa présence sur le marché pétrolier mondial. Après des changements politiques à Caracas, Washington a annoncé sa volonté d'annuler plusieurs restrictions sur les sanctions, en vigueur depuis 2019, afin d'augmenter l'offre mondiale de pétrole et de faire baisser les prix. Dans un avenir proche, une licence générale des États-Unis est attendue, permettant aux entreprises étrangères d'élargir leurs activités dans le secteur pétrolier et gazier vénézuélien. Parmi les bénéficiaires potentiels figurent les partenaires de la PDVSA nationale, tels que Chevron, Repsol, Eni et Reliance indien, qui ont déjà annoncé leurs projets d'augmenter la production et l'exportation de pétrole vénézuélien.
Augmentation de la production et premières transactions. Les experts prévoient une rapide augmentation des exportations du Venezuela au cours de l'année. Si à la fin de 2025, les livraisons avaient chuté à environ 500 000 barils par jour en raison des sanctions (contre près de 1 million barils par jour l'année précédente), il est prévu qu'au second semestre 2026, le pays franchisse de nouveau le cap du million de barils par jour. Les États-Unis, cherchant à reconstituer leurs réserves stratégiques avec du pétrole lourd bon marché, ont conclu en premier un accord avec Caracas d'une valeur de 2 milliards de dollars – ces fonds serviront à restaurer le secteur pétrolier vénézuélien. Dès janvier, plusieurs méthaniers chargés de pétrole vénézuélien sont arrivés dans les ports américains avec des autorisations spéciales, permettant de décharger les réserves de la PDVSA. Les raffineries sur la côte du Golfe du Mexique, historiquement adaptées au traitement de pétrole lourd vénézuélien, se préparent à augmenter leur charge de travail en remplaçant le pétrole cher provenant d'autres sources.
Conséquences pour le marché de l'OPEP+. Le retour du Venezuela modifie le rapport de forces au sein de l'OPEP+. Bien que le pays nécessite du temps et des investissements pour augmenter considérablement sa production (l'infrastructure étant usée par des années de sanctions), tout volume additionnel pourrait exercer une pression sur les prix. L'Arabie Saoudite et ses alliés surveilleront attentivement cette dynamique : si le pétrole vénézuélien commence à augmenter de manière significative sa présence sur le marché, l'OPEP+ pourrait ajuster sa propre politique de production pour éviter un nouvel excédent. Cependant, à ce stade, les alliés saluent le retour de Caracas comme un moyen de réduire d’éventuelles pénuries dans certains segments (notamment le pétrole lourd pour les raffineries) et comme partie intégrante d'une normalisation plus large de la coopération énergétique mondiale.
Attentes du marché et conclusions
Malgré une série de chocs cet hiver, le marché énergétique mondial entre dans le mois de février 2026 sans atmosphère de panique. Les facteurs à court terme – météo extrême et géopolitique – soutiennent la volatilité des prix du pétrole et du gaz, mais l'équilibre systémique entre l'offre et la demande reste globalement stable. L'OPEP+ continue de jouer un rôle de stabilisateur, empêchant le marché pétrolier de connaître des pénuries, et les redirections opérationnelles des approvisionnements ainsi que l'augmentation de la production (comme aux États-Unis et dans d'autres pays) compensent les perturbations locales. En l'absence de nouveaux événements imprévus, les cotations du pétrole devraient probablement rester proches des niveaux actuels jusqu'à la prochaine réunion de l'OPEP+, qui pourrait examiner les quotas en fonction de la situation.
Pour le marché du gaz, les semaines à venir seront déterminantes : un temps clément dans la seconde moitié de l'hiver permettra de faire baisser les prix et de commencer à reconstituer les réserves, tandis qu'un nouveau front froid pourrait de nouveau menacer une flambée des prix et des difficultés pour l'Europe. Au printemps, les États appartenant à l'UE devront mener une vaste campagne pour injecter du gaz dans les installations de stockage pour la prochaine saison de chauffage, et la concurrence avec l'Asie pour le GNL promet d'être rude, maintenant une pression élevée sur les prix.
À long terme, les événements de cet hiver rappellent l'importance critique des capacités traditionnelles fiables même dans le cadre d'une transition énergétique accélérée. Les gouvernements et les entreprises du monde entier chercheront en 2026 à établir un équilibre entre les investissements dans les ENR et la garantie de la sécurité énergétique. Les nouvelles conditions exigent de la flexibilité : augmenter la génération "verte" et moderniser les réseaux tout en maintenant des capacités de réserve suffisantes basées sur des combustibles fossiles. Les décisions d'investissement seront prises en tenant compte des leçons tirées des crises récentes : la priorité sera accordée à la résilience des systèmes énergétiques. Ainsi, l'année à venir promet d'être une période de soigneux ajustements d'intérêts – entre croissance, écologie et sécurité – qui déterminera la direction du développement du complexe énergétique mondial.
