Actualités pétrole et gaz — mercredi 29 juillet 2026 : pause des frappes américaines contre l'Iran fait plonger Brent, gaz en Europe à un maximum de trois ans.

Les principales nouvelles pour le matin du mercredi 29 juillet 2026

• Pétrole. Les contrats à terme Brent se négocient autour de 86 à 87 $ le baril, tandis que le WTI est à environ 81 $. À l'issue de lundi, les deux références ont perdu environ 8 % — la plus forte baisse en une journée depuis plusieurs mois.
• Géopolitique. Les États-Unis ont suspendu une série de frappes nocturnes contre l'Iran ; Washington parle d'une « pause pour des négociations », Téhéran ne confirmant pas encore de concessions.
• Logistique. L'exportation nette de pétrole et de produits pétroliers à travers le détroit d'Hormuz a atteint en moyenne environ 2,9 millions de barils par jour pour la semaine au 24 juillet, contre 5,9 millions de b/j la semaine précédente.
• Gaz. Le prix spot TTF a atteint environ 744 $ par mille mètres cubes contre environ 532 $ en moyenne en juin — un maximum depuis décembre 2022.
• Électricité et Énergies renouvelables. La production solaire a atteint pour la première fois environ 25 % de la production d'électricité 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 protection des prix a été élargi pour le diesel.

Pétrole : le marché retire la prime pour la guerre

La question clé du marché pétrolier est la rapidité avec laquelle la prime géopolitique disparaît. Le 23 juillet, le Brent a atteint un sommet de six semaines en raison de la douzième frappe nocturne consécutive des États-Unis sur les installations iraniennes et de la détérioration de la situation en mer Rouge. Après l'annonce de l'arrêt des frappes, les cotations ont ouvert la semaine par un effondrement : d'abord à 86,8 $, puis en dessous de 85 $ — la première fois depuis le 17 juillet. Lundi soir, le marché a récupéré une partie de ses pertes, et la baisse s'est poursuivie mardi, tandis que mardi et mercredi, le pétrole s'est stabilisé près des plus bas des trois semaines.

Fondamentalement, le marché est déchiré par trois forces :

1. Espoir diplomatique. La pause des frappes est interprétée par les traders comme une fenêtre pour un accord et comme un présage de déblocage de la navigation.
2. Pénurie physique. Les approvisionnements par Hormuz restent deux fois plus bas que la normale, et les taux d'assurance pour les navires dans la zone à risque sont plusieurs fois plus élevés que ceux d'avant-guerre.
3. Retour de l'offre. Le retour partiel des barils iraniens sur le marché intensifie la concurrence pour les acheteurs asiatiques et exerce une pression sur les différentiels.

Les analystes des banques d'investissement avaient précédemment relevé leurs prévisions pour le Brent en 2026 à 85 $, anticipant des interruptions prolongées dans le détroit. L'actuelle désescalade fait de ce repère plutôt une limite supérieure qu'inférieure du scénario.

Détroit d'Hormuz 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'Hormuz. Aujourd'hui, le trafic est revenu partiellement : les tankers empruntent principalement le corridor nord le long de la côte iranienne, et les taux de pompage sont instables d'une semaine à l'autre.

Parallèlement, le second itinéraire s'est intensifié. Les Houthistes yéménites ont annoncé frapper le pipeline majeur « Est-Ouest », reliant les champs de pétrole d'Arabie saoudite au port de Yanbu sur la mer Rouge, ainsi que des attaques contre les infrastructures dans la région de Jazan. Ce pipeline est la principale route de contournement en cas de blocage d'Hormuz, donc toute interruption prolongée de son opération ramène immédiatement la prime de risque dans les cotations pétrolières et des fret.

OPEP+ : les quotas augmentent, la production réelle reste en retard

Formiquement, l'alliance continue sur la voie d'un assouplissement des restrictions. Le plafond cumulé pour les « sept » principaux participants a été porté en juillet à 30,633 millions b/j contre 29,548 millions b/j en juin. Cependant, les volumes réels sont loin des niveaux autorisés :

• L'Arabie saoudite a produit environ 3,44 millions b/j en dessous de son quota ;
• Irak — 2,38 millions b/j en dessous ;
• Kuwait — 1,18 millions b/j en dessous ;
• La Russie a produit 8,928 millions b/j en juin, se retrouvant 834 000 b/j en dessous du plan ;
• Le Kazakhstan, en revanche, a dépassé son quota de plus de 1,15 millions 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 diminué la maîtrise de l'accord. La conclusion pratique pour le marché : l'alliance a accumulé un « potentiel d'exportation dormant » important, qui sera libéré dès que la navigation sera normalisée — c'est le principal facteur baissier à moyen terme pour le pétrole.

Gaz et GNL : l'Europe paie pour son retard sur les stockages

Le marché européen du gaz évolue en phase opposée à celle du pétrole. Au 19 juillet, les installations de stockage souterrain de l'UE étaient remplies à environ 54 % (environ 57,7 milliards de mètres cubes) — presque 16 points de pourcentage en dessous de la moyenne des cinq dernières années. Les taux de remplissage ralentissent : en juin, le remplissage quotidien était d'environ 308 millions de mètres cubes, en juillet, il est tombé à environ 270 millions de mètres cubes contre 338 millions de mètres cubes l'année précédente.

Pourquoi le gaz augmente-t-il en prix

• Les importations de GNL en juillet pourraient descendre à environ 6,5 millions de tonnes — un minimum sur deux ans et environ un quart de baisse d'une année sur l'autre ;
• L'Asie rachète des lots libres : pour l'Asie-Pacifique, c'est une question de consommation actuelle, pour l'UE — de réserves ;
• Le Qatar rétablit les expéditions de Ras Laffan, mais seulement progressivement et promet de restaurer la majeure partie des capacités dans les deux mois suivant l'ouverture complète du détroit ;
• À partir du 1er janvier 2027, une interdiction de l'UE sur l'importation de GNL russe avec des contrats à long terme entrera en vigueur, tandis que pour le gaz par pipeline — à partir du 30 septembre 2027.

Selon des estimations conservatrices, les installations de stockage souterrain de l'UE pourraient n'atteindre qu'environ 75 % de remplissage début novembre — près d'un minimum historique. Cela maintient une prime sur les contrats d'hiver et rend l'industrie européenne structurellement vulnérable pour un hiver de plus.

Charbon : correction après une escalade

Le marché du charbon réajuste la volatilité pétrolière et gazière avec un décalage. Mi-juillet, les indices européens du charbon énergétique ont grimpé au-dessus de 118 $ la tonne en réponse au pétrole et au gaz, mais la semaine dernière, les cotations ont corrigé à la baisse en Europe, en Chine et en Australie. Les stocks dans les neuf plus grands ports chinois restent autour de 29 millions de tonnes, ce qui limite le potentiel de croissance.

Pour les exportateurs russes, la situation est ambivalente. Le transbordement via les ports de la mer Noire et d'Azov a augmenté de 21,5 % au premier semestre, atteignant 13,9 millions de tonnes, soutenant les exportations globales. Cependant, les sanctions, des 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 déterminée par le plan quinquennal de développement énergétique chinois pour 2026-2030 : la demande de charbon et de pétrole devrait atteindre un pic au cours des cinq prochaines années, après quoi ces sources deviendront des ressources de réserve.

Énergie et Énergies renouvelables : record solaire et soirées chères

En juin, les centrales solaires ont pour la première fois fourni environ 25 % de la production d'électricité dans l'Union européenne, dépassant la génération nucléaire, le gaz et l'éolien ; 18 pays de l'UE ont battu leurs records mensuels. Par jours, la part des Énergies renouvelables en Allemagne a frôleé les 74 %, tandis que la production solaire a atteint 37,5 %.

L'envers de ces records est la volatilité croissante des prix de l'électricité. Le déficit des systèmes de stockage entraîne la perte des excédents journaliers, tandis que les pics du soir sont comblés par une production coûteuse à base de gaz et de charbon. Un facteur supplémentaire est les limitations sur les centrales nucléaires françaises en raison de la température de l'eau dans les rivières pendant les périodes de chaleur. Pour les investisseurs, cela déplace le focus de l'entrée de nouvelles capacités des Énergies renouvelables vers les réseaux, les batteries de stockage et la demande flexible.

Russie : marché des carburants, raffineries et protection des prix

Le marché intérieur des produits pétroliers demeure sous contrôle manuel. Le paquet de mesures en cours comprend :

• une interdiction complète d'exporter de l'essence, prolongée jusqu'à la fin de 2026 ;
• une interdiction d'exporter du diesel, du fuel naval, du kérosène d'aviation et des huiles ;
• la réduction du quota obligatoire de ventes en bourse de l'essence de 15 % à 10 % pour la période du 1er juillet au 30 septembre ;
• une utilisation maximale des raffineries, la réduction des délais de réparations en cours et le report de celles planifiées ;
• un mécanisme de protection des prix, étendu depuis juillet à l'essence, et après adoption des modifications du Code fiscal — aussi pour le diesel et les distillats moyens (pour une période jusqu'à juillet 2027) ;
• une exonération de droits d'importation et une augmentation des fournitures en provenance des pays de l'UEEA.

Un mécanisme pour compenser les contrats directs dans le calcul des normes boursières est également à l'étude — les autorités espèrent réduire le risque de pénuries locales dans les régions.

Exportation de pétrole russe : remises contre budget

Les volumes physiques d'exportation de pétrole russe se situent près des niveaux maximaux depuis le début de l'année, mais la composante prix se détériore. La remise du pétrole Urals au début de juillet a augmenté d'environ 3 $ par baril par rapport à juin ; en termes FOB dans les ports baltes, l'écart avec le Brent daté a été évalué entre 25 et 28 $ le baril contre une moyenne de cinq ans d'environ 19,8 $. Le prix moyen utilisé pour calculer la taxe sur les ressources naturelles en juillet a été d'environ 50,4 $ par baril contre 63,5 $ en juin.

Étant donné que le budget a été élaboré en se basant sur un prix de 59 $ par baril pour l'Urals, et que le déficit a déjà largement dépassé l'orientation annuelle, la baisse des cotations de juillet se reflétera dans les revenus du trésor en août. Le retour des barils iraniens sur le marché indien intensifie la concurrence et augmente la probabilité d'une extension des remises.

Ce que les participants du marché de l'énergie doivent suivre lors des prochaines sessions

1. Format des négociations entre les États-Unis et l'Iran : la confirmation de contacts directs pourrait faire basculer le Brent dans la fourchette de 75 à 80 $.
2. Dynamique de pompage à travers Hormuz : un retour à 5-6 millions de b/j sera un signe de la fin de la crise de l'offre.
3. Attaques des Houthistes sur l'infrastructure saoudienne : les frappes sur Yanbu et le pipeline « Est-Ouest » ramènent immédiatement une prime de risque.
4. Vitesses de remplissage de gaz dans les installations de l'UE : un retard sur le calendrier en août signifie un hiver coûteux et un TTF élevé.
5. Rétablissement des expéditions de GNL du Qatar : un facteur clé pour l'équilibre entre l'Europe et l'Asie.
6. Décisions de l'OPEP+ sur les quotas de septembre et la capacité réelle des participants à s'y conformer.
7. Cotations boursières russes de l'essence et du diesel en raison d'interdictions d'exportation prolongées et d'un mécanisme de protection des prix.

Conclusion pour les investisseurs et les participants du marché de l'énergie : le pétrole entre dans une phase de normalisation des prix malgré l'anormalité persistante de la logistique, le gaz reste le segment le plus tendu du secteur énergétique mondial, le charbon se négocie dans une tendance latérale, et le secteur électrique devient de plus en plus dépendant de la flexibilité des réseaux plutôt que de la capacité installée. Chacune des points susmentionnés peut changer toute la configuration du marché des matières premières et de l'énergie en une seule session.