L'essentiel pour le matin du mercredi 29 juillet 2026
- Pétrole. Les contrats à terme Brent se négocient autour de 86 à 87 dollars le baril, tandis que les WTI s'approchent de 81 dollars. À l'issue de lundi, les deux références ont perdu environ 8 % — la plus forte chute quotidienne depuis plusieurs mois.
- Géopolitique. Les États-Unis ont suspendu leur série de frappes nocturnes sur l'Iran ; Washington parle d'une « pause pour des négociations », Téhéran n'ayant pas encore confirmé d'éventuelles concessions.
- Logistique. Les exportations nettes de pétrole et de produits pétroliers par le détroit d'Ormuz pour la semaine se terminant le 24 juillet ont moyen de près de 2,9 millions de barils par jour, contre 5,9 millions de b/j la semaine précédente.
- Gaz. Les prix spot TTF ont atteint environ 744 dollars par mille mètres cubes, contre environ 532 dollars en moyenne en juin — le maximum depuis décembre 2022.
- Électricité et ENR. La production solaire a pour la première fois fourni environ 25 % de l'électricité produite dans l'UE, surpassant le nucléaire, le gaz et l'éolien.
- Russie. L'interdiction d'exporter de l'essence a été prolongée jusqu'à la fin de 2026, et le mécanisme de soutien des prix pour le diesel a été étendu.
Pétrole : le marché réduit la prime liée à la guerre
La question centrale sur le marché du pétrole est la rapidité avec laquelle la prime géopolitique disparaît. Le 23 juillet, le Brent avait atteint un sommet de six semaines en raison de la douzième attaque nocturne consécutive des États-Unis sur des installations iraniennes et des tensions accrues en mer Rouge. Après la suspension des frappes, les cotations ont ouvert la semaine avec une chute : d'abord jusqu'à 86,8 dollars, puis en dessous de 85 dollars — pour la première fois depuis le 17 juillet. Le lundi soir, le marché a récupéré une partie de ses pertes, la baisse se poursuivant mardi, tandis que mardi et mercredi, le pétrole stagnait près de ses plus bas niveaux depuis trois semaines.
Fondamentalement, le marché est tiraillé par trois forces :
- Espoir diplomatique. La pause dans les frappes est interprétée par les traders comme une fenêtre pour un accord et comme un signe d'un déblocage potentiel du trafic maritime.
- Pénurie physique. Les livraisons via Ormuz restent deux fois inférieures à la moyenne, et les primes d'assurance pour les navires dans la zone de risque sont considérablement plus élevées qu'avant la guerre.
- Retour de l'offre. Le retour partiel des barils iraniens sur le marché renforce la concurrence pour les acheteurs asiatiques et exerce une pression sur les différentielles.
Avec des analystes de banques d'investissement qui avaient précédemment relevé leur prévision pour le Brent en 2026 à 85 dollars, anticipant des perturbations prolongées dans le détroit, l'escalade actuelle fait de cette prévision plutôt un plafond qu'un plancher.
Détroit d'Ormuz et mer Rouge : goulot d'étranglement du secteur énergétique mondial
Avant le conflit, environ un quart du commerce maritime de pétrole et environ 20 % du GNL mondial passaient par le détroit d'Ormuz. Aujourd'hui, le traffic n'est que partiellement rétabli : les pétroliers suivent principalement un couloir nord le long des côtes iraniennes, et les débit sont instables d'une semaine à l'autre.
Simultanément, le deuxième itinéraire s'est intensifié. Les houthis yéménites ont déclaré avoir frappé le pipeline principal « Est-Ouest », qui relie les champs pétrolifères d'Arabie Saoudite au port de Yanbu sur la mer Rouge, ainsi que des attaques sur des infrastructures dans la région de Jazan. Ce pipeline est le principal détour en cas de blocage d'Ormuz, donc tout arrêt prolongé de son fonctionnement ramène instantanément une prime de risque sur les cotations du pétrole et des fret.
OPEP+ : les quotas augmentent, mais la production réelle est en retard
Formellement, l'alliance continue sa tendance à assouplir les restrictions. Le plafond global des « sept » principaux acteurs a été porté en juillet à 30,633 millions de b/j contre 29,548 millions de b/j en juin. Cependant, les volumes réels sont loin d'être conformes aux autorisations :
- Arabie Saoudite a produit environ 3,44 millions de b/j en dessous de son quota ;
- Irak — 2,38 millions de b/j en dessous ;
- Kuwait — 1,18 millions de b/j en dessous ;
- Russie a produit 8,928 millions de b/j en juin, manquant son plan de 834 000 b/j ;
- Au contraire, le Kazakhstan a dépassé son quota de plus de 1,15 millions de b/j.
Le retard des participants du Moyen-Orient s'explique non par un manque de discipline, mais par l'impossibilité physique d'exporter les matières premières. Le retrait des Émirats Arabes Unis de l'OPEP et de l'OPEP+ depuis le 1er mai a également réduit la gérabilité de l'accord. La conclusion pratique pour le marché : l'alliance a accumulé un potentiel d'exportation « dormant » considérable, qui sera libéré immédiatement après la normalisation du trafic maritime — cela constitue le principal facteur baissier à moyen terme pour le pétrole.
Gaz et GNL : l'Europe paie pour son retard dans le stockage
Le marché du gaz européen évolue dans le sens inverse de celui du pétrole. Au 19 juillet, les installations souterraines de l'UE étaient remplies à environ 54 % (environ 57,7 milliards de m³) — presque 16 points de pourcentage en dessous de la moyenne des cinq dernières années. Les rythmes de remplissage ralentissent : en juin, le remplissage quotidien était d'environ 308 millions de m³, en juillet d'environ 270 millions de m³, contre 338 millions de m³ l'an dernier.
Pourquoi le gaz devient plus cher
- L'importation de GNL en juillet pourrait tomber à environ 6,5 millions de tonnes — un minimum en deux ans et environ un quart de la chute d'une année sur l'autre ;
- La zone Asie rachète des cargaisons disponibles : pour l'APAC, c'est une question de consommation immédiate, pour l'UE — de réserves ;
- Le Qatar reprend les exportations depuis Ras Laffan uniquement progressivement et promet de ramener la majeure partie de ses capacités dans les deux mois suivant l'ouverture totale du détroit ;
- À partir du 1er janvier 2027, l'interdiction de l'UE d'importer du GNL russe par le biais de contrats à long terme entrera en vigueur, et pour le gaz par pipeline — à partir du 30 septembre 2027.
Selon des estimations conservatrices, d'ici début novembre, les PCH de l'UE ne pourraient atteindre qu'environ 75 % de leur capacité — près d'un minimum historique. Cela maintient une prime dans les contrats d'hiver et rend l'industrie européenne structurellement vulnérable pour un hiver de plus.
Charbon : correction après l'escalade
Le marché du charbon réagit à la volatilité pétrolière et gazière avec un décalage. Mi-juillet, les indices européens du charbon énergétique avaient renforcé le seuil de 118 dollars par tonne, suivant le pétrole et le gaz, mais la semaine dernière, les cotations se sont corrigées à la baisse en Europe, en Chine et en Australie. Les stocks dans les neuf plus grands ports de la RPC restent autour de 29 millions de tonnes, ce qui limite le potentiel de croissance.
Pour les exportateurs russes, la situation est ambiguë. Le transbordement via les ports de la mer Noire et de la mer d'Azov a augmenté de 21,5 % au premier semestre, atteignant 13,9 millions de tonnes, soutenant l'export total. Cependant, les sanctions, les tarifs ferroviaires élevés et le renforcement du rouble compressent la marge, tandis que la concurrence pour les marchés turc et asiatique s'intensifie. L'orientation à long terme est donnée par le plan quinquennal de développement énergétique de la Chine pour les années 2026-2030 : la demande de charbon et de pétrole devrait atteindre un pic au cours des cinq prochaines années, après quoi ils passeront au statut de sources de réserve.
Électricité et ENR : records solaires et soirées coûteuses
En juin, les centrales solaires ont pour la première fois fourni environ 25 % de l'électricité produite dans l'Union européenne, dépassant la production nucléaire, le gaz et l'éolien ; 18 pays de l'UE ont atteint de nouveaux sommets mensuels. Certains jours, la part des ENR en Allemagne s'est rapprochée de 74 %, tandis que la production solaire a atteint près de 37,5 %.
L'envers des records est la volatilité croissante des prix de l'électricité. Le déficit de systèmes de stockage entraîne une perte de l'excédent diurne, tandis que les pics du soir sont couverts par une production coûteuse à partir de gaz et de charbon. Un facteur supplémentaire est les restrictions sur les centrales nucléaires françaises en raison des températures des rivières pendant les périodes de chaleur. Pour les investisseurs, cela déplace le focus de l'installation de nouvelles capacités ENR vers les réseaux, les systèmes de stockage par batteries et la demande flexible.
Russie : marché des combustibles, raffineries et mécanisme de soutien
Le marché intérieur des produits pétroliers reste sous un contrôle direct. Le paquet d'actions en cours comprend :
- l'interdiction totale d'exporter de l'essence, prolongée jusqu'à fin 2026 ;
- l'interdiction d'exporter du diesel, du carburant maritime, du kérosène et des huiles ;
- la réduction de la norme de vente obligatoire aux bourses de l'essence de 15 % à 10 %, période du 1er juillet au 30 septembre ;
- la charge maximale des raffineries, la réduction des délais de maintenance courante et le report des opérations planifiées ;
- le mécanisme de soutien aux importations, étendu depuis juillet à l'essence, et après adoption des amendements au Code fiscal — également au diesel et aux distillats moyens (pour une période allant jusqu'en juillet 2027) ;
- l'annulation de la taxe à l'importation et l'augmentation des livraisons en provenance des pays de l'Union économique de l'Eurasie.
Un mécanisme de compensation des contrats directs lors du calcul des normes boursières est également en préparation — le gouvernement espère réduire le risque de pénuries locales dans certaines régions.
Exportation de pétrole russe : escomptes contre budget
Les volumes physiques d'exportation de pétrole russe sont proches des maxima depuis le début de l'année, mais la composante de prix se dégrade. L'escompte Urals a augmenté d'environ 3 dollars par baril au début de juillet par rapport à juin ; dans les ports baltes, le spread par rapport à Dated Brent était évalué entre 25 et 28 dollars le baril contre une moyenne de cinq ans d'environ 19,8 dollars. Le prix moyen utilisé pour le calcul de la taxe sur les revenus pétroliers était d'environ 50,4 dollars le baril en juillet, contre 63,5 dollars en juin.
Étant donné que le budget a été établi sur la base d'Urals à environ 59 dollars le baril et que le déficit dépasse déjà considérablement l'orientation annuelle, la baisse des cotations de juillet se répercutera sur les revenus du trésor en août. Le retour des barils iraniens sur le marché indien renforce la concurrence et augmente la probabilité d'un élargissement supplémentaire des escomptes.
Que surveiller pour les participants du marché énergétique lors des prochaines sessions
- Format des négociations États-Unis — Iran: la confirmation de contacts directs pourrait faire baisser le Brent dans la fourchette de 75 à 80 dollars.
- Dynamique du transfert à travers Ormuz : un retour à 5-6 millions de b/j serait un signal de fin de crise d'offre.
- Attaques des houthis sur les infrastructures saoudiennes : des frappes contre Yanbu et le pipeline « Est-Ouest » ramèneraient instantanément une prime de risque.
- Rythmes de stockage de gaz dans les PCH de l'UE : un retard dans le calendrier en août signifie un hiver coûteux et un TTF élevé.
- Rétablissement des expéditions de GNL du Qatar : un facteur clé pour l'équilibre entre l'Europe et l'Asie.
- Décisions de l'OPEP+ sur les quotas de septembre et capacité réelle des participants à les respecter.
- Cotations boursières russes de l'essence et du diesel sur la base des interdictions d'exportation prolongées et du soutien d'importation.
Conclusion pour les investisseurs et participants au marché énergétique : le pétrole entre dans une phase de normalisation des prix dans une logistique toujours anormale, le gaz reste le segment le plus tendu du secteur énergétique mondial, le charbon se négocie dans une tendance latérale, et l'électricité dépend de plus en plus de la flexibilité des réseaux plutôt que de la capacité installée. Chacune des points mentionnés peut changer toute la configuration du marché des matières premières et de l'énergie en une seule session.
