Actualités du marché pétrolier et de l'énergie pour le mercredi 25 février 2026 : le Brent proche de ses sommets, décisions de l'OPEP+, marché du gaz et GNL en Europe, produits pétroliers et raffineries, électricité et Énergies Renouvelables.Vued'ensemble globale pour les investisseurs et les acteurs du secteur énergétique.
Le marché pétrolier reste en mode de forte sensibilité aux nouvelles : le Brent se maintient autour de 72 $ le baril (WTI autour de 67 $), ce qui correspond aux sommets des derniers mois. Le principal moteur est l'attente d'un nouveau round de négociations entre les États-Unis et l'Iran à Genève et le risque associé d'une détérioration de la sécurité maritime dans le détroit d'Ormuz. La prime géopolitique est à nouveau présente dans le prix du pétrole, se manifestant non seulement dans les contrats à terme, mais aussi dans le coût du transport.
Cependant, le tableau fondamental de base pour 2026 reste modérément excédentaire : les prévisions indiquent une augmentation de l'offre mondiale plus rapide que la demande, et en 2025, il y a eu un important stockage de réserves - y compris une augmentation de la «pétrole sur l'eau» et des flux frappés par des sanctions. Cela n'annule pas le rallye géopolitique, mais cela augmente la probabilité que le marché « négocie les gros titres » sans passer à un déficit durable sans perturbations réelles de la production et de l'exportation.
- OPEP+ : une pause dans l'augmentation de la production est maintenue en mars; l'accent est mis sur la réunion du 1er mars et la probabilité d'un renouvellement prudent de la hausse des quotas à partir d'avril.
- Demande : l'incertitude est renforcée par les nouvelles barrières commerciales américaines et leur impact sur la croissance de l'industrie mondiale et des transports.
- Risques à court terme : risques climatiques, réparations d'urgence et restrictions à l'exportation dans certains pays fournisseurs.
Affrètement et logistique : les taux de fret des tankers deviennent un facteur de risque autonome
Le marché de la logistique maritime est devenu un « deuxième front » pour le pétrole. Les tarifs d'expédition du pétrole du Moyen-Orient vers l'Asie ont atteint des sommets pluriannuels en raison d'une combinaison d'augmentation des exportations du Golfe Persique et du risque géopolitique États-Unis-Iran. La pénurie de tonnage « propre » disponible est exacerbée par les sanctions et l'expansion du segment des flottes vieillissantes qui desservent les flux frappés par des sanctions, réduisant l'offre de navires sur un marché transparent.
La conséquence pratique pour les entreprises pétrolières et les traders est la réévaluation de l'économie des arbitrages : des frais de fret et des primes d'assurance élevés peuvent rendre les expéditions de matières premières et de produits pétroliers non rentables même là où les écarts boursiers semblent attractifs. En conséquence, une partie de la volatilité se déplace de la courbe « papier » vers les différentiels physiques et les primes de base sur les axes clés Moyen-Orient → Asie.
Produits pétroliers et raffineries : forte demande hivernale au début de la saison de réparations
Le segment des produits pétroliers à la fin de l'hiver est traditionnellement sensible aux conditions climatiques et aux risques technologiques. Aux États-Unis, les derniers chiffres hebdomadaires indiquent des réductions notables des stocks de pétrole, de gazole et de distillats face à une forte utilisation des raffineries (environ 91 %) et à une augmentation de la consommation - ce qui maintient le soutien aux produits pétroliers et réduit la probabilité d'une forte chute des prix à situation égale. Parallèlement, la saison des réparations pousse le marché à prêter une attention particulière à toute interruption imprévue des grandes raffineries.
Pour l'Europe, l'incertitude liée aux sanctions concernant certains actifs de transformation et la logistique des matières premières demeure un stress-test supplémentaire : les restrictions de financement, d'assurance et de contrats à long terme peuvent rapidement se transformer en déséquilibres locaux sur l'essence, le diesel et le kérosène. Pour les traders mondiaux, cela signifie une augmentation du rôle des primes régionales et de la qualité du produit, et pour les entreprises pétrolières, la nécessité de maintenir des chaînes d'approvisionnement plus flexibles.
- Diesel et distillats : en hiver, ce segment est souvent celui qui impose « le nerf » au marché des produits pétroliers.
- Raffineries et réparations : les calendriers de maintenance deviennent un facteur de prix tout aussi influent que les cotations pétrolières.
- Logistique de carburant : les restrictions financières et d'assurance influent de plus en plus sur l'accessibilité des livraisons, parallèlement aux capacités physiques.
Gaz et GNL : l'Europe reçoit des volumes records, mais les stocks sont à environ un tiers
Le marché européen du gaz naturel termine l'hiver avec une forte part de GNL dans le bilan. Février s'annonce comme un mois record pour les arrivées de GNL en Europe : les États-Unis fournissent la majorité des volumes, tandis que le GNL russe reste une source significative. Le principal problème se déplace vers la saison de remplissage : les réserves souterraines se situent à la fin février à environ un tiers de leur capacité — en dessous de la norme saisonnière, ce qui accroît la sensibilité des prix européens aux conditions météo et au marché spot asiatique.
Structurellement, le marché bénéficie de la croissance de l'offre mondiale de GNL : une accélération de l'entrée de nouvelles capacités et une augmentation de la production/exportation mondiale sont attendues, principalement grâce à l'Amérique du Nord, et à plus long terme, aux augmentations de capacités également au Moyen-Orient. Mais l'Asie reste le « déclencheur » : le retour de la Chine et des gros acheteurs sur le marché spot pourrait rapidement détourner des volumes marginaux et augmenter la volatilité en Europe. Aux États-Unis, le profil hivernal est confirmé par des prélèvements hebdomadaires importants de gaz dans les stocks, ce qui maintient l'attention sur Henry Hub et le solde à l'exportation de GNL.
Pipeline et sanctions : Druzhba, Europe centrale et solution de l'UE pour « intégrer » le refus du pétrole russe
Les risques de transit demeurent l'un des moteurs de volatilité les plus sous-estimés. Le pipeline Druzhba face à des dommages et aux retards de rétablissement de transit est devenu une source de pression politique : la Hongrie et la Slovaquie lient publiquement leur soutien à l'Ukraine avec la reprise des livraisons, utilisent des réserves stratégiques et révisent leur rôle dans la fourniture au système énergétique ukrainien.
Parallèlement, l'Union européenne prépare un mécanisme juridique qui devrait établir un refus total d'importation de pétrole russe d'ici la fin de 2027 et le rendre résistant aux futurs changements du régime des sanctions. Pour le commerce pétrolier mondial, cela signifie une compétition plus rude pour les barils « non russes » à l'horizon 2026-2027, une augmentation de l'importance des itinéraires alternatifs (Moyen-Orient, mer du Nord, Afrique, États-Unis, Amérique latine) et le maintien de remises/primes en fonction de l'état des sanctions sur les livraisons.
Au Royaume-Uni, le plus grand paquet de sanctions depuis 2022 a été annoncé, visant les infrastructures et les éléments de logistique « clandestins ». De telles décisions agissent souvent par le biais d'effets secondaires - assurance, financement, accessibilité de la flotte et des services - et peuvent donc affecter à la fois le pétrole, les produits pétroliers et le coût des livraisons.
Électricité, Énergies Renouvelables et Réseaux : augmentation de la part de l'éolien et du solaire en cas de « trous météorologiques »
Le secteur électrique européen continue sa transition énergétique : en 2025, l'éolien et le solaire ont pour la première fois dépassé la génération fossile en termes de part de la production, et les sources à faibles émissions de carbone (EnR et nucléaire) composent la majeure partie du bilan. Cependant, l'efficacité de cette structure dépend de plus en plus des réseaux, des accumulateurs et de la flexibilité de la demande : le manque de capacité de transport entraîne des contraintes de production d'EnR, et pendant les périodes de faible vent, la demande en génération à gaz et à charbon augmente - entraînant ainsi une demande accrue de combustibles et de quotas carbone.
Un autre niveau de risque est la météo. L'Allemagne, le premier producteur d'énergie éolienne en Europe, fait face à une période prolongée de faible vent ; les prévisions suggèrent une probabilité de génération inférieure à la normale au premier trimestre de 2026. En pratique, cela signifie une volatilité intrajournalière plus élevée sur le marché de l'électricité et une demande plus sensible pour le gaz, le charbon et les capacités de régulation. La Commission européenne discute des mesures devant accélérer les investissements dans les réseaux et l'efficacité énergétique, y compris des mécanismes pour mobiliser des capitaux privés dans des projets d'infrastructure.
Ce qui est important pour les investisseurs et les acteurs du marché de l'énergie le 25 février
Demain, le marché recalculera la prime de risque en temps réel. Pour les entreprises pétrolières, les raffineries, l'industrie énergétique et le trading, c'est une journée où des « petits » signaux (déclarations, délais de réparations, prévisions météorologiques) peuvent modifier les marges et la logistique.
- États-Unis–Iran : tout indice de désescalade/escala-dation affecte le Brent, les frais de fret et les primes d'assurance dans le Golfe Persique.
- Druzhba et UE : le statut du transit et les décisions de l'Europe centrale détermineront les primes régionales sur les matières premières et les carburants.
- Gaz et GNL : les taux d'approvisionnement en Europe et la volonté de l'Asie de payer des primes spot sont la clé de la volatilité TTF.
- Produits pétroliers et raffineries : pendant la saison des réparations, tout manquement se repercute rapidement sur le diesel, l'essence et le kérosène.
- Électricité : les prévisions de vent et de température restent le meilleur indicateur rapide de la demande en gaz et en charbon pour la génération.
