Marché du pétrole : Brent autour de 92 $, WTI autour de 85 $ — pause après le rallye
Les cotations pétrolières ont terminé lundi en baisse de plus de 2 % : le Brent a clôturé près de 92 $ le baril, le WTI se négocie autour de 85 $. C'est la première correction notable après deux semaines de hausse, période durant laquelle le marché avait intégré dans le prix les négociations au point mort concernant le détroit d'Ormuz et les attaques contre des navires dans les golfs Persique et d'Oman. Par rapport au niveau précédent la guerre (environ 71 $ pour le Brent fin février), la prime pour le risque géopolitique reste encore d'environ 30 %.
Les principaux facteurs de la dynamique des prix à ce jour :
- Facteur de sanction : le marché attend des précisions sur les nouvelles restrictions des États-Unis — un durcissement de la pression sur les acheteurs de pétrole iranien pourrait réduire l'offre, mais augmente simultanément le risque d'escalade dans le détroit.
- Flux physiques : le transit par le détroit d'Ormuz reste de plusieurs fois inférieur aux niveaux d'avant-guerre, ~110 navires par jour ; selon les données de tracking, certains jours enregistrent de un à plusieurs dizaines de passages, tandis que des centaines de pétroliers attendent au large.
- Prévisions de l'EIA : l'Administration de l'information sur l'énergie des États-Unis prévoit un prix moyen du Brent d'environ 85 $ au troisième trimestre et d'environ 87 $ à la fin de 2026 ; le retour de la production au Moyen-Orient à des niveaux d'avant-guerre n'est pas prévu avant début 2027, avec un manque estimé d'environ 0,6 million de barils/jour jusqu'à la fin de l'année prochaine.
- Stocks : mardi soir, le rapport de l'API sera publié, suivi mercredi par les données de l'EIA ; les stocks commerciaux de pétrole aux États-Unis restent en dessous de la moyenne sur cinq ans, ce qui soutient la structure temporaire du marché.
« Économie Paria » : Les États-Unis déplacent le conflit avec l'Iran dans la sphère financière
Le 24 août, le secrétaire au Trésor américain, Scott Bessent, a présenté une campagne que l'administration elle-même a qualifiée de « D-Day économique ». Son objectif est de « couper toutes les lignes de vie économiques » du régime iranien et d'assurer la reprise de la navigation à travers le détroit d'Ormuz sans un nouveau cycle de frappes aériennes. Les éléments clés du paquet comprennent :
- Définitions sectorielles des sanctions dans cinq secteurs qualifiés de « vitaux » pour Téhéran : actifs numériques, technologies, or, aviation et transports maritimes.
- Plus de 60 personnes morales et physiques, ainsi que des navires, ajoutés aux listes OFAC, y compris un réseau de courtiers et de « flotte fantôme » opérant à travers les Émirats, Hong Kong, la Chine, Singapour et la Suisse pour transporter le pétrole iranien.
- Extension du risque de sanctions secondaires pour tout contrepartiste de l'Iran : les pays recevront un délai concret pour réduire les liens, après quoi des mesures unilatérales suivront.
- Promesse d'une lourde décision de sanctions à l'encontre d'une institution financière non nommée d'ici la fin de la semaine.
Le coup le plus dur est pour l'instant repoussé : Bessent a qualifié l'annonce de « tir d'avertissement », et le président Trump appelle personnellement les dirigeants mondiaux avec des « demandes concrètes ». Selon les experts, la Chine, l'Inde, la Turquie, l'Irak et les Émirats sont en zone de risque. Téhéran a répondu par la promesse d'une réponse « sismique », tandis que le ministre des Finances iranien a déclaré que le pays est pleinement prêt à de nouvelles restrictions. Pour le marché pétrolier, la question cruciale est de savoir si Washington se décidera à imposer des sanctions contre les banques chinoises : la Chine reste en effet le principal acheteur de pétrole iranien, bien que le blocus maritime ait déjà réduit ses importations d'Iran d'environ 340 000 barils/jour contre 1,14 million en mars.
Détroit d'Ormuz : attaque contre un pétrolier et négociations par Oman
Tôt dans la matinée de mardi, le centre britannique UKMTO a rapporté une frappe par un projectile non identifié sur un pétrolier à environ neuf milles nautiques des côtes d'Oman : la salle des machines a été endommagée, l'équipage n'a pas été blessé, les conséquences écologiques sont évaluées. L'incident confirme que, malgré les déclarations des États-Unis sur un « contrôle total » du détroit, la sécurité de la navigation n'a pas été rétablie.
La voie diplomatique reste active. L'Iran et Oman continuent de discuter d'un protocole de gestion de la navigation, tandis que des contacts indirects entre Téhéran et Washington passent par le Pakistan. Cependant, les positions des parties sont rigides : l'Iran insiste sur la levée du blocus maritime américain et la reconnaissance de son droit à réguler (et à tarifer) le passage des navires, tandis que Washington exige la liberté de navigation. Le mémorandum du 17 juin s'est déjà effondré une fois en juillet, d'où la prudence du marché quant à la probabilité d'une percée rapide.
OPEP+ : les quotas rétablis, la production physique — non
L'augmentation des quotas de septembre de 188 000 barils/jour a marqué la fin des réductions volontaires de 2023 totalisant 1,65 million de barils/jour. Sept pays de l'alliance (Arabie Saoudite, Russie, Irak, Koweït, Kazakhstan, Algérie, Oman ; les Émirats ont quitté l'OPEP en mai) ont indiqué que, d'ici la fin de l'année, les quotas resteront probablement inchangés. La prochaine décision, concernant octobre, est attendue le 6 septembre.
Nuance clé pour les investisseurs : les quotas papiers et la production réelle se sont écartés. En raison de la fermeture du détroit, des frappes sur les infrastructures et des arrêts forcés, la production effective de l'OPEP+ reste encore plusieurs millions de barils par jour en dessous du niveau de février. C'est pourquoi les analystes préviennent : dès que les flux se normaliseront, l'alliance devra gérer non pas une pénurie, mais un potentiel surplus.
Gaz et GNL : TTF au-dessus de 65 €/MWh par rapport au retard de stockage dans les SNG
Le marché européen du gaz reste le segment le plus tendu du secteur de l'énergie. Les contrats à terme de septembre sur le hub TTF se négocient autour de 65 €/MWh — un maximum depuis janvier 2023 et plus de 20 % au-dessus du niveau de deux semaines auparavant. Les raisons :
- Pénurie de GNL qatari : les exportations depuis le golfe Persique à travers le détroit d'Ormuz se font de manière sporadique, QatarEnergy ne se précipitant pas à revenir à un calendrier complet.
- Réserves faibles : les SNG de l'UE n'étaient remplis qu'à 61,4 % au 17 août contre près de 74 % l'année précédente ; l'objectif fixé au 1er novembre a dû être réduit de 90 % à 80 %.
- Chaleur et hydraulique : des températures anormales ont accru la demande de gaz pour la génération, tandis qu'une production hydroélectrique historiquement basse a augmenté la charge sur les unités à gaz.
- Concurrence avec l'Asie : le GNL spot JKM se maintient autour de 21 $+/MMBtu ; le Japon, la Corée et Taïwan partiellement se couvrent contre les risques avec du charbon.
Dans ce contexte, le Henry Hub américain reste en dessous de 3 $/MMBtu avec une production record aux États-Unis d'environ 122,5 milliards de pieds cubes par jour — l'écart entre le gaz américain et mondial continue de justifier une vague d'investissements dans des terminaux d'exportation de GNL.
Électricité et ENR : une production solaire record sauve les réseaux
L'été 2026 a constitué un test de résistance pour les systèmes énergétiques européens. En juin-juillet, la production hydroélectrique dans l'UE a chuté à son plus bas niveau depuis au moins une décennie, la France réduisant la puissance de ses centrales nucléaires en raison de la surchauffe des rivières, et les prix intrajournaliers en France et en Allemagne atteignant plus de 300 €/MWh en soirée, tandis qu'en Europe du Sud-Est, ils dépassaient 700 €/MWh. Cependant, les réseaux ont tenu grâce à une production solaire record : durant les journées de chaleur, la production des centrales solaires a été supérieure de 17 % à la normale. La principale conclusion des régulateurs est que la pénurie survient en soirée, d'où une accélération des investissements dans les systèmes de stockage : le Royaume-Uni subventionne 7,6 GW de batteries à long terme, et l'Espagne pourrait tripler la capacité de ses systèmes de stockage d'ici la fin de l'année.
Aux États-Unis, l'énergie éolienne et solaire a, pour la première fois au premier semestre, dépassé l'ensemble des capacités du charbon et du nucléaire, fournissant 20 % de la production ; la génération solaire a augmenté de 21 %, l'hydroélectrique de 9 %, et l'éolienne de 6 %. La demande des centres de données reste un moteur de croissance, bien que le Texas ait suspendu l'approbation de nouveaux sites.
Charbon : Newcastle autour de 130 $ la tonne, l'Asie couvre les risques GNL
Le charbon énergétique de Newcastle s'est stabilisé autour de 130 $/t après une moyenne de 144 $ en juin. La pression sur les prix provient d'un essoufflement de la demande en Chine en raison d'un été pluvieux et d'une augmentation de sa propre production en Inde (+7,5 % en glissement annuel en juillet, à 69,75 millions de tonnes). Le soutien vient de la sécurité énergétique : le Japon, la Corée du Sud et Taïwan augmentent leurs achats de charbon comme couverture contre les perturbations liées au GNL. Le consensus pour le troisième trimestre est d'environ 130 $/t avec une baisse progressive vers 120 $ d'ici 2027 ; le charbon metallurgique se maintien autour de 240 $/t en raison des restrictions en Chine.
Russie : l'exportation de pétrole vers l'Asie bat des records, le marché intérieur des combustibles en mode manuel
L'exportation de pétrole russe se détourne vers l'Est. En juillet, la Chine a acheté 50 % du pétrole brut russe, l'Inde 37 % ; les raffineries indiennes ont importé un record de 2,8 millions de barils/jour — représentant 55,5 % de tout l'import de la nation. Le prix moyen des Urals en juillet était d'environ 60 $ le baril — au-dessus du nouveau plafond des G7 et de l'UE de 44,10 $, en vigueur depuis février. Les achats chinois de cargaisons maritimes russes ont augmenté de 28 % en un mois : les raffineries remplacent les barils du Moyen-Orient manquants.
Le marché intérieur des produits pétroliers connaît une seconde vague de crise :
- l'interdiction d'exporter de l'essence a été prolongée jusqu'au 31 janvier 2027, tandis que la restriction sur le diesel est en vigueur jusqu'au 1er septembre, la décision de prolonger pour les producteurs n'ayant pas encore été prise ;
- le vice-premier ministre Alexander Novak a annoncé le retour en service de plusieurs raffineries après des réparations et a confirmé que le quartier général fédéral se réunira deux fois par semaine ;
- le déficit est compensé par des importations (de l'essence indienne est en vente) et par la production de carburants des classes environnementales K-2–K-4, dont la part ne dépassera pas 10 % ;
- dans le sud, y compris dans le territoire de Krasnodar, les entreprises pétrolières imposent des limites sur la distribution de combustibles en pleine saison touristique ;
- une interdiction à l'exportation des hydrocarbures aromatiques — matière première pour les composants à haut indice d'octane — est en discussion.
À surveiller le 26 août : calendrier pour les acteurs du marché de l'énergie
- Détails sur les sanctions américaines — liste des pays ayant reçu des « délais » et annonce de la décision concernant l'institution financière.
- Enquête sur l'attaque contre le pétrolier au large des côtes d'Oman et la réaction des assureurs et des propriétaires de navires.
- Progrès des négociations Iran — Oman concernant le protocole de navigation dans le détroit d'Ormuz.
- Données hebdomadaires de l'API sur les stocks de pétrole et de produits pétroliers aux États-Unis.
- Dynamique du stockage dans les SNG européens et cotations TTF en raison de la fin de la saison d'injection.
- Préparatifs pour la réunion de l'OPEP+ le 6 septembre : signaux d'une pause dans l'augmentation des quotas.
En résumé : le marché pétrolier équilibre entre deux scénarios — une pression financière réussie entraînant l'ouverture du détroit et une baisse du Brent à 80–85 $, et une escalade qui ramènerait les cotations à des valeurs à trois chiffres comme au printemps. Le marché du gaz en Europe entre de toute façon dans la saison de chauffage avec moins de marge de manœuvre qu'il y a un an, tandis que la transition énergétique reçoit un nouvel élan grâce à une génération solaire record et à des investissements dans les systèmes de stockage. L'analytique quotidienne du marché de l'énergie est à lire sur le canal Telegram Open Oil Market.
