Marché pétrolier : Brent se maintient à 90 $ après son meilleur mois depuis le printemps
Le marché pétrolier mondial a terminé juillet sur une note positive. À l'issue des négociations de vendredi, le baril de Brent a enregistré une hausse de 1,3 %, atteignant 90,12 $, tandis que le WTI américain a gagné 1,5 %, atteignant 84,67 $. Au cours du mois, l'indice nordique a augmenté d'environ 24 %, et le WTI de 21 % : il s’agit du meilleur résultat depuis mars, lorsque l’escalade des tensions autour de l'Iran avait pour la première fois propulsé les cotations vers des niveaux à trois chiffres. Le russe Urals s’évalue autour de 85 $ le baril, le discount par rapport au Brent s’étant réduit en raison d’un déficit d’offre sur le marché mondial.
Les principaux moteurs des prix du pétrole en début de semaine :
- Prime géopolitique : le blocus du détroit d'Ormuz et le conflit militaire persistant autour de l'Iran maintiennent une prime de risque de plusieurs dizaines de dollars dans les cotations ;
- Diminution de l'offre effective : l'exportation depuis le Golfe Persique se fait par des itinéraires détournés avec une capacité limitée, et une partie des volumes iraniens a effectivement disparu du marché ;
- Demande soutenue : une chaleur anormale dans l'hémisphère nord soutient la consommation d'électricité et de carburant, les raffineries fonctionnant à haute capacité en pleine saison estivale automobile.
Le consensus des analystes des principales banques d'investissement concernant le prix moyen du Brent pour 2026 a été relevé à 85 $ le baril. L’amplitude des fluctuations hebdomadaires reste large : fin juillet, les cotations oscillent entre 84 $ et 100 $, reflétant la sensibilité du marché pétrolier à chaque nouvelle en provenance du Moyen-Orient.
OPEP+ : dernier relèvement des quotas et pause stratégique
L'événement central du week-end a été la réunion de la "septaine" de l'OPEP+ le 2 août. Les décisions clés de l'alliance :
- À partir de septembre, les quotas de production de pétrole seront augmentés de 188 000 barils par jour — cela achève la levée progressive de la réduction volontaire de 1,65 million de b/j, en vigueur depuis 2023 ;
- Après l'étape de septembre, l'alliance fera une pause dans l'augmentation de la production pour évaluer l'équilibre entre l'offre et la demande ;
- Les restrictions d’environ 2 millions de b/j, mises en place en 2022, restent en vigueur — la décision sur leur répartition est reportée.
De février à août 2026, le quota global de l'alliance a augmenté d'environ 940 000 b/j — un volume comparable à la production d'Oman. Le format de l'union a changé : après la sortie des Émirats arabes unis de l'OPEP et de l'OPEP+ le 1er mai, les décisions sont prises par la "septaine" — Arabie Saoudite, Russie, Irak, Koweït, Kazakhstan, Algérie et Oman. La stratégie prudente de l'alliance s'explique : en raison du blocus du détroit d'Ormuz, la possibilité physique d'augmenter l'exportation pour un certain nombre de participants est limitée, et une augmentation papier des quotas ne conduit pas à une hausse proportionnelle de l'offre.
Détroit d'Ormuz : Téhéran rejette le déblocage, les négociations avec Oman en phase finale
Le contexte géopolitique reste un facteur décisif pour l'ensemble du secteur énergétique. Dimanche, Téhéran a officiellement démenti les informations concernant la reprise de la navigation à travers le détroit d'Ormuz, les qualifiant d'inexactes. Cependant, le ministre iranien des Affaires étrangères a déclaré que les consultations avec Oman pour établir un mécanisme de gestion commun de la navigation dans la région étaient proches d'une conclusion — c'est le premier signe tangible d'une possible désescalade depuis plusieurs semaines.
Les enjeux pour le marché mondial sont extrêmement élevés : avant la crise, environ un cinquième des livraisons mondiales de pétrole transitaient par ce détroit, et l'Europe recevait jusqu'à 12 à 14 % de son GNL importé en provenance du Qatar par cette voie. Les investisseurs suivent également l'idée de blocus terrestre de l'Iran discutée à Washington — sa mise en œuvre pourrait provoquer une nouvelle flambée des prix du pétrole et du gaz. En revanche, tout progrès dans le cadre des négociations pourrait rapidement réduire une partie de la prime géopolitique : selon les experts, si un accord de paix était signé, le Brent pourrait revenir autour de 70 $.
Marché européen du gaz : les stocks à un minimum décennal avant l'hiver
Le marché européen du gaz reste le segment le plus vulnérable de l'énergie mondiale. Les cotations sur le hub TTF ont augmenté d'environ 55 % en juillet, restant au-dessus de 500 $ par millier de mètres cubes. Les raisons de cette tension sont de nature structurelle :
- le taux de remplissage des stockages souterrains en Europe à début août dépasse à peine 56 % — un minimum pour cette période de l’année depuis 2021, soit 18 points de pourcentage en dessous de la moyenne sur cinq ans ;
- après l'hiver froid 2025-2026, la saison de prélèvement s'est achevée alors que les stockages étaient remplis à moins de 28 %, et il n'est pas possible de compenser les volumes perdus ;
- pour atteindre les objectifs visés avant la saison de chauffage, la recharge nette doit atteindre au moins 68 milliards de mètres cubes, néanmoins, moins de la moitié de ce plan a été réalisé à ce jour ;
- l'Europe perd la concurrence des prix avec l'Asie pour les cargaisons de GNL libres, et la chaleur de juillet a augmenté la consommation de gaz pour la production d'électricité pour les systèmes de climatisation.
Les rythmes de recharge des stocks de gaz en juillet ont été parmi les plus bas de l'histoire. Si cette tendance ne s'inverse pas en août-septembre, l'hiver 2026-2027 pourrait être le plus difficile pour le secteur énergétique européen depuis la crise de 2022, avec des conséquences correspondantes pour l'industrie, l'électricité et l'inflation dans la zone euro.
LNG et Asie : milliard de dollars de coûts supplémentaires et virage vers le charbon
Cinq mois de conflit au Moyen-Orient ont coûté aux pays d'Asie du Sud plus de 1 milliard de dollars en coûts supplémentaires pour l'importation de GNL. La hausse des coûts logistiques et la restructuration des routes ont particulièrement frappé le Pakistan et le Bangladesh, où des coupures d'électricité et des interruptions d'approvisionnement en gaz sont signalées. Les prix spot du gaz liquéfié en Asie ont plus que doublé durant la crise, poussant les importateurs à revoir leur mix énergétique en faveur du charbon. La Chine réduit quant à elle le réexport de volumes arctiques de GNL, les utilisant pour reconstituer ses propres stocks avant la saison de chauffage, dans un contexte de chaleur anormale et de demande d'électricité record.
Charbon : bénéficiaire silencieux de la crise du gaz
Le marché du charbon s'est révélé être un bénéficiaire évident de l'augmentation des prix du gaz. Les plus grandes économies d'Asie augmentent leur production à partir de centrales à charbon : la Corée du Sud a augmenté la production de près de 40 %, atteignant son maximum depuis 2019, tandis que le Japon a connu une hausse de 11 %. Les importations de charbon énergétique augmentent dans toutes les directions : la Corée du Sud a presque doublé ses achats de charbon russe entre janvier et mai, tandis que les livraisons d’Australie ont également fortement augmenté. Les cotations sur le hub européen ARA se maintiennent entre 118 et 124 $ la tonne, et l'indice du charbon métallurgique australien a dépassé 215 $. Pour les exportateurs — Indonésie, Australie, Russie, Afrique du Sud — la conjoncture reste favorable : la demande soutenue d'Asie garantit des ventes stables et maintient les prix.
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