Actualités mondiales du secteur énergétique au 10 février 2026 : dynamique des prix du pétrole et du gaz, décisions de l'OPEP+, marché du GNL, produits pétroliers et raffineries, électricité, énergies renouvelables et charbon. Résumé et analyse pour les investisseurs et les acteurs du marché.
Le secteur énergétique mondial au début de l'année 2026 montre une stabilité relative, malgré des facteurs contradictoires. Les prix du pétrole se maintiennent à un niveau modéré, tandis que le marché oscille entre un surplus d'offre prévu et des risques géopolitiques persistants. L'Europe éprouve une volatilité sur le marché du gaz en raison de faibles stocks et de facteurs météorologiques, alors que la transition énergétique prend de l'ampleur : les énergies renouvelables (ÉR) atteignent des records d'implantation, tandis que la demande de charbon atteint un pic. Ci-dessous, les principales nouvelles et tendances du secteur pétrolier et énergétique pour la journée actuelle.
Marché mondial du pétrole : surplus et stabilité des prix
Le marché pétrolier a débuté l'année 2026 avec des signes de surplus d'offre. Selon l'AIE, un surplus de pétrole significatif est attendu au premier trimestre – atteignant jusqu'à 4 millions de barils/jour (environ 4 % de la demande mondiale). Cela s'explique par le fait que la production de pétrole augmente plus rapidement que la demande : les pays de l'OPEP+ ont déjà augmenté l'offre en 2025, tandis que les exportations des États-Unis, du Brésil, de la Guyane et d'autres producteurs se sont intensifiées. En conséquence, les stocks mondiaux pourraient commencer à croître, exerçant une pression à la baisse sur les prix.
Toutefois, les prix du pétrole restent pour l'instant relativement stables. Depuis le début de l'année, le Brent a augmenté d'environ 5 à 6 %, en partie en raison des craintes géopolitiques. Le Brent se négocie autour de 60 à 65 $ le baril, tandis que le WTI est d'environ 55 à 60 $ le baril, ce qui est proche des niveaux de fin 2025. Plusieurs facteurs de risque empêchent une baisse : début janvier, les États-Unis ont arrêté le président vénézuélien Nicolás Maduro, appelant les compagnies pétrolières à investir dans l'exploitation de ce pays. À court terme, cela a provoqué des interruptions d'approvisionnement en pétrole vénézuélien. De plus, Washington a laissé entendre qu'il pourrait frapper l'infrastructure pétrolière iranienne, et au Kazakhstan, la production a diminué en raison de problèmes techniques et d'attaques de drones sur les champs. Ces événements créent une prime géopolitique sur les prix du pétrole et maintiennent l'intérêt des investisseurs.
Pour maintenir l'équilibre, l'OPEP+ adopte une tactique prudente. Le cartel et ses alliés, y compris la Russie, après une série d'augmentations de production, ont décidé de marquer une pause : il a été décidé de maintenir les quotas sans augmentation au moins jusqu'à la fin mars 2026. Les principaux exportateurs cherchent à éviter un déséquilibre sur le marché : selon eux, les fondamentaux du marché sont "sains", les stocks commerciaux de pétrole restent relativement faibles et l'objectif est de maintenir la stabilité des prix. Si nécessaire, l'OPEP+ se réserve le droit de corriger rapidement la production – tant à la hausse (retour des volumes précédemment réduits de 1,65 million de barils/jour) qu'à la baisse, si les conditions du marché l'exigent. Pendant ce temps, la demande de pétrole continue de croître modérément : les prévisions de la demande mondiale pour 2026 ont été revues à la hausse, atteignant ~0,9 à 1,0 million de barils/jour grâce à la normalisation de l'économie et à des prix plus bas qu'un an auparavant. Dans l'ensemble, le marché pétrolier commence l'année avec un équilibre fragile : le surplus attendu est atténué par les efforts de l'OPEP+ et la menace d'interruptions d'approvisionnement, maintenant le pétrole dans un corridor de prix relativement étroit.
Marché du gaz naturel : faibles stocks et haute volatilité
Le marché mondial du gaz au début de 2026 connaît des fluctuations significatives, notamment en Europe. Après un automne calme, où les prix se maintenaient dans une fourchette étroite (€28–30 par MWh sur le hub TTF), la volatilité est revenue en janvier. Au cours des premières semaines de la nouvelle année, le prix du gaz dans l'UE a augmenté de manière significative – atteignant un pic à 16 janvier, avec des cotations dépassant les €37 par MWh. Cette hausse résulte d'un ensemble de facteurs : les prévisions de froid et l'arrivée de fortes gelées à la fin janvier ont augmenté la demande, tandis que le niveau des stocks de gaz était nettement inférieur à la normale. Mi-janvier, les stockages souterrains de gaz européens étaient tombés à environ 50 % de leur capacité (contre ~62 % un an auparavant et 67 % en moyenne sur 5 ans à cette même date). Il s'agit du niveau de remplissage le plus bas depuis plusieurs années (après l'hiver de crise 2021/22), et les participants du marché ont pris conscience que sans importations actives, l'Europe fait face à un épuisement sérieux de ses réserves.
De plus, les prix du gaz ont été influencés par des interruptions d'approvisionnement en gaz naturel liquéfié (GNL) en provenance des États-Unis en début d'année, causées par des facteurs techniques et météorologiques, ainsi que par des risques géopolitiques – une intensification des tensions autour de l'Iran. En même temps, la demande de GNL en Asie a augmenté en raison du froid, renforçant la concurrence pour les volumes spot de combustible. À la lumière de tous ces facteurs, les traders ont été contraints de fermer des positions courtes, faisant grimper les prix. Cependant, fin janvier, la situation s'est quelque peu stabilisée : après le passage des premiers froids, le prix a chuté à environ €35 par MWh. Les analystes notent que la volatilité est à nouveau renforcée sur le marché du gaz de l'UE, bien qu'aucun pic de panique comme en 2022 ne soit observé pour le moment.
- Faibles stocks : À la fin janvier, les stocks de l'UE étaient remplis à seulement environ 45 % (le niveau le plus bas à cette période de l'année depuis 2022). Si le prélèvement se poursuit à ce rythme, les réserves pourraient descendre à 30 % ou moins d'ici la fin de l'hiver. Cela implique la nécessité de faire entrer environ 60 milliards de mètres cubes de gaz au cours de la période estivale pour atteindre un niveau de remplissage de 90 % d'ici le 1er novembre (nouvel objectif de l'UE en matière de sécurité énergétique).
- Importation de GNL : La principale ressource pour le réapprovisionnement sera les livraisons de gaz liquéfié importé. Au cours de l'année écoulée, l'Europe a augmenté ses achats de GNL de ~30 %, les portant à un niveau record d'environ 175 milliards de mètres cubes. En 2026, ce chiffre continuera de croître : l'AIE s'attend à une augmentation de la production mondiale de GNL d'environ 7 %, atteignant de nouveaux maximums historiques. De nouveaux terminaux d'exportation en Amérique du Nord (États-Unis, Canada, Mexique) entreront en ligne, et d'ici 2025-2030, jusqu'à 300 milliards de mètres cubes de nouvelles capacités pourraient être mises en service (environ +50 % par rapport à l'actuel volume du marché). Cela contribuera à compenser en partie les volumes russes perdus.
- Abandon du gaz russe : L'UE a officiellement l'intention d'interrompre complètement l'importation de gaz russe par pipeline et de GNL d'ici 2027. Déjà, la part de la Russie dans les importations européennes a chuté à ~13 % (contre 40–45 % avant 2022). En 2025-2026, l'embargo sera renforcé, ce qui réduira l'offre de gaz en Europe de plusieurs dizaines de milliards de mètres cubes. Ce déficit est prévu d'être comblé par du GNL en provenance des États-Unis, du Qatar, d'Afrique et d'autres sources. Cependant, les analystes mettent en garde que cette dépendance aux approvisionnements transatlantiques entraîne des risques : selon une étude de l'IEEFA, les États-Unis représentaient 57 % des livraisons de GNL à l'UE en 2025, et la part pourrait atteindre 75-80 % d'ici 2030, ce qui contredit les objectifs de diversification.
- Anomalies de prix : Il est intéressant de noter que la structure des prix à terme du gaz en Europe montre actuellement une situation inverse – les contrats d'été 2026 se négocient à un prix supérieur à celui des contrats d'hiver 2026/27. Cette backwardation contredit la logique habituelle (où le gaz d'hiver devrait coûter plus cher que le gaz d'été) et pourrait compliquer la justification économique de l'injection. Les explications possibles incluent le fait que le marché anticipe une offre stable de GNL tout au long de l'année ou s'attend à une intervention gouvernementale (subventions, mandats sur le remplissage des réservoirs). Cependant, les experts avertissent : si les signaux de prix ne se normalisent pas et que les réservoirs ne sont pas remplis d'un volume suffisant, l'Europe risque d'entrer dans l'hiver suivant sans le tampon requis, ce qui pourrait entraîner une nouvelle flambée des prix.
Dans l'ensemble, le marché du gaz naturel reste riche en ressources, mais extrêmement sensible aux conditions météorologiques et à la politique. Un travail de grande envergure doit être effectué cet été pour reconstituer les stocks, et beaucoup dépendra de la dynamique du commerce mondial de GNL et de la coordination des mesures au niveau de l'UE. Pour l'instant, la douceur des prix actuels (par rapport à l'année de crise 2022) reflète un certain calme parmi les traders – mais cela pourrait s'avérer trompeur si l'hiver se prolonge ou si de nouvelles interruptions d'approvisionnement surviennent.
Produits pétroliers et raffinage (raffineries)
Le segment des produits pétroliers en début d'année connaît des tendances divergentes. D'une part, la demande mondiale de produits pétroliers, notamment de carburant pour aviation et de diesel, demeure élevée en raison de la reprise de l'économie et des transports. D'autre part, l'offre de produits augmente grâce à la montée en puissance du raffinage en Asie et au Moyen-Orient, bien que cela soit influencé par des sanctions et des incidents. Au cours des premiers mois de l'année, le secteur pétrolier mondial entre traditionnellement dans la saison de maintenance : de nombreuses raffineries s'arrêtent pour entretien programmé. En conséquence, au premier trimestre, la production globale diminue, ce qui réduit temporairement la demande de pétrole et contribue à la hausse du surplus brut. L'AIE note que l'entretien massé des raffineries renforce l'excès d'offre de pétrole sur le marché – sans réductions de production supplémentaires, il sera difficile d'éviter l'accumulation de stocks durant cette période.
En revanche, la marge de raffinage reste globalement satisfaisante. Fin 2025, les capacités de raffinage mondiales fonctionnaient à une forte capacité : par exemple, le raffinage de pétrole en Chine a atteint un record d'environ 14,8 millions de barils/jour (en moyenne pour 2025, +600 000 barils par rapport à 2024). Cela s'explique par l'entrée en service de nouvelles raffineries et le désir de la Chine d'augmenter ses exportations de produits pétroliers. La Corée du Sud a également atteint un record d'exportation de diesel en 2025 – les producteurs asiatiques remplissent le vide créé après la redistribution des flux en provenance de Russie. Une forte demande de diesel (notamment dans les secteurs des transports et de l'industrie) soutient des prix élevés pour les distillats et les bénéfices des raffineries orientées vers le diesel. En revanche, le marché de l'essence montre un certain affaiblissement : les capacités excédentaires et un ralentissement de la croissance du trafic automobile ont conduit à une réduction des marges pétrolières en Asie et en Europe, atteignant les niveaux les plus bas de l'année écoulée. Toutefois, cette situation pourrait changer avec la période estivale à venir.
Produits pétroliers russes et sanctions : Il convient de noter les flux modifiés des produits pétroliers russes sur le marché mondial sous l'influence de la pression sanction. À la fin de 2025, les États-Unis ont imposé de nouvelles sanctions contre les plus grandes entreprises pétrolières russes, dont Rosneft et Lukoil, compliquant le commerce des produits de leur raffinage. Selon des sources de l'industrie, au début de 2026, les exportations de mazout russe vers l'Asie ont ralenti : le contrôle accru de la conformité aux sanctions et la peur de mesures secondaires poussent de nombreux acheteurs à éviter les transactions directes. Le volume d'exportations de mazout vers les pays asiatiques en janvier a diminué pour le troisième mois consécutif, atteignant environ la moitié de l'année précédente (environ 1,2 million de tonnes contre 2,5 millions de tonnes en janvier 2025). Une partie des marchandises est redirigée vers des dépôts et des réservoirs flottants en attendant une revente, et certains pétroliers suivent des itinéraires détournés autour de l'Afrique sans indiquer de destination finale. Les traders notent que le schéma de vente des produits russes s'est complexifié – des chaînes multi-étapes sont souvent utilisées, avec transbordements en eaux neutres pour masquer l'origine du combustible.
En dehors des sanctions, l'exportation de produits russes a également été réduite par des méthodes militaires : des frappes de drones ukrainiens sur des raffineries pétrolières bordant la Russie à l'automne 2025 ont endommagé plusieurs installations, réduisant leur production. En conséquence, l'offre de mazout russe et d'autres produits pétroliers lourds sur le marché asiatique au début de 2026 a diminué, ce qui a même soutenu les prix régionaux pour ces types de combustibles. Cependant, les principaux débouchés pour Moscou restent les pays d'Asie du Sud-Est, la Chine et le Moyen-Orient – là où continuent d'affluer les volumes principaux, tant que les sanctions occidentales ne permettent pas de revenir sur les marchés traditionnels.
En somme, le marché mondial des produits pétroliers se réajuste progressivement à une nouvelle géographie. La plus grande partie de la croissance des capacités de raffinage dans les années à venir se concentrera sur la région Asie-Pacifique, le Moyen-Orient et l'Afrique – où jusqu'à 80–90 % des nouvelles raffineries seront mises en service. Cela accentue la concurrence pour les marchés de combustibles. En revanche, en Europe, plusieurs raffineries ont réduit leurs performances opérationnelles en raison des prix élevés de l'énergie et de l'interruption des approvisionnements en pétrole russe bon marché. L'UE a interdit l'importation de produits pétroliers russes début 2023, et au cours des deux années écoulées, les raffineries européennes se sont réorientées vers d'autres types de pétrole, bien que cela ait entraîné une augmentation des coûts. À la fin de l'hiver 2026, les prix des principaux produits pétroliers restent dans une fourchette relativement stable : le diesel est négocié à des niveaux élevés en raison des réserves mondiales limitées, tandis que les prix de l'essence et du mazout montrent une dynamique modérée. La sortie prévue des raffineries de maintenance au printemps pourrait augmenter l'offre de produits, mais beaucoup dépendra de la saison de demande et de l'économie mondiale.
Charbon : demande record et signes de déclin
Malgré la forte croissance des énergies renouvelables, le charbon conserve une part importante dans le mix énergétique mondial. Selon l'Agence internationale de l'énergie, la demande mondiale de charbon a atteint un maximum historique en 2025 – près de 8,85 milliards de tonnes par an (équivalent à ~ +0,5 % par rapport à 2024). Ainsi, la consommation de charbon a établi un record pour la deuxième année consécutive, principalement en raison de la reprise économique post-pandémique et de l'augmentation de la demande d'électricité. Cependant, les experts notent que ce pic pourrait devenir un « plateau » : la consommation mondiale de charbon devrait commencer à diminuer lentement mais sûrement d'ici la fin de la décennie.
Les tendances varient selon les régions. En Chine – le plus grand consommateur de charbon (représentant plus de la moitié du volume mondial) – l'utilisation du charbon en 2025 était proche d'un pic stable, et un léger déclin est prévu d'ici 2030 grâce au déploiement massif des ÉR et des centrales nucléaires. l'Inde, le deuxième plus grand marché, a connu une baisse inattendue de la consommation de charbon en 2025 – pour la troisième fois en 50 ans. Cela a été facilité par des moussons extrêmement fortes : de fortes pluies ont rempli les réservoirs et la production record des centrales hydroélectriques a réduit le besoin en électricité d'origine charbonnière, tandis que le ralentissement de la croissance industrielle a également pesé. En revanche, les États-Unis ont augmenté leur consommation de charbon en 2025 – cette augmentation est due aux prix élevés du gaz naturel, rendant la génération à partir de charbon plus économiquement viable dans certaines régions. De plus, un facteur politique a joué un rôle : le président Donald Trump, qui a pris ses fonctions début 2025, a signé un décret soutenant les centrales à charbon, empêchant leur fermeture et favorisant l'extraction. Cette mesure a donné un léger coup de fouet à l'industrie charbonnière américaine, bien que la compétitivité à long terme du charbon là-bas soit en déclin.
Enfin, en Europe, la consommation de charbon a continué à diminuer en 2025, car les pays de l'UE s'efforcent de respecter les objectifs climatiques et de remplacer le charbon par du gaz et des ÉR. La part du charbon dans la production d'électricité dans l'UE est tombée en dessous de 15 %, une tendance qui s'est accélérée après 2022, lorsque l'Europe a abruptement réduit ses importations de charbon russe (de 50 % à 0 % de la consommation). Dans l'ensemble, l'AIE considère que la consommation mondiale de charbon devrait se stabiliser ces prochaines années, puis commencer à décliner : les énergies renouvelables, le gaz naturel et l'énergie nucléaire remplacent progressivement le charbon dans la production électrique. Déjà en 2025, la génération mondiale d'ÉR a égalé en volume la production à partir du charbon pour la première fois. Cependant, cette transition sera graduelle. Les experts avertissent que si la demande en électricité augmente plus rapidement que prévu ou si des retards dans l'arrivée de nouvelles capacités propres surviennent, la demande de charbon pourrait temporairement dépasser les prévisions. Tout dépend également de la Chine, qui consomme 30 % de charbon de plus que le reste du monde combiné : toute fluctuation dans l'économie chinoise se reflète immédiatement sur le marché du charbon.
Pour l'heure, le secteur minier se porte bien : les prix du charbon se maintiennent à un niveau relativement élevé en raison de la demande en Asie. En revanche, les entreprises minières et énergétiques se préparent déjà à la transformation inévitable. Les investissements sont de plus en plus dirigés non pas vers de nouvelles mines, mais vers la modernisation des installations, les technologies de capture du carbone et les programmes sociaux pour les régions dépendant du charbon. À long terme, l'abandon du charbon est considéré comme un pas clé vers l'atteinte des objectifs climatiques limitant le réchauffement climatique.
Électricité et énergies renouvelables : élan vert
Le secteur de l'électricité entre dans une nouvelle ère d'accélération des technologies renouvelables. Selon le rapport de l'AIE « Electricity 2026 », cette décennie verra déjà des changements radicaux dans la structure de la génération. En 2025, la production mondiale d'électricité à partir d'ÉR (principalement des centrales solaires et éoliennes) a égalé la production des centrales à charbon, et à partir de 2026, les sources d'énergie renouvelables commencent à dépasser le charbon. D'ici 2030, la part cumulée de l'énergie renouvelable et de l'énergie nucléaire dans la production mondiale d'électricité devrait atteindre 50 %. Cette croissance rapide est principalement due à l'énergie solaire : chaque année, de nouvelles centrales photovoltaïques sont mises en service, ajoutant plus de 600 TWh de production chaque année. En tenant compte de l'énergie éolienne, l'augmentation totale de la production renouvelable d'ici 2030 atteindra environ 1000 TWh par an (+8 % par rapport aux volumes actuels).
Dans le même temps, la demande d'électricité dans le monde connaît également une forte hausse – de 3 à 4 % par an en 2024-2030, soit 2,5 fois plus rapide que la croissance de la consommation totale d'énergie. Les raisons : l'industrialisation des pays en développement, l'adoption massive du transport électrique (véhicules électriques, transports électriques) et la numérisation (centres de données, augmentation de l'utilisation des climatiseurs et de l'électronique). Ainsi, même avec le développement rapide des ÉR, il ne sera pas possible d'éliminer instantanément la génération à partir de combustibles fossiles : pour équilibrer les systèmes énergétiques, la production d'électricité à partir de centrales au gaz augmente également. Le gaz naturel est considéré comme un « combustible de transition », et la génération gaz sera en hausse jusqu'en 2030, bien que plus lentement que les renouvelables.
Infrastructure et fiabilité : Une telle dynamique soulève des défis pour l'infrastructure. Les réseaux électriques existants et les systèmes de stockage d'énergie nécessitent des investissements significatifs pour intégrer les sources intermittentes comme le soleil et le vent. L'AIE souligne que pour répondre à la demande croissante et garantir la fiabilité, les investissements annuels dans les réseaux électriques doivent augmenter de 50 % d'ici 2030 (par rapport au niveau de la décennie précédente). Une percée est également nécessaire dans les technologies de stockage et de gestion de la charge pour lisser les pics et les fluctuations de la génération renouvelable.
Europe vs États-Unis : politique climatique et vent : La transition énergétique mondiale progresse de manière inégale : des divergences apparaissent dans la politique des différents pays. Dans l'Union européenne, le programme vert reste une priorité – même face à la crise énergétique de 2022, l'UE accélère la mise en œuvre des ÉR. À la fin de 2025, la production d'électricité à partir des centrales éoliennes et solaires a pour la première fois dépassé celle des combustibles fossiles. Les gouvernements européens visent à augmenter encore les capacités : neuf pays (y compris l'Allemagne, la France, le Royaume-Uni, le Danemark, les Pays-Bas, etc.) se sont engagés sur de grands projets communs en mer du Nord, avec pour objectif d'atteindre 300 GW de capacité installée des parcs éoliens offshore d'ici 2050. D'ici 2030, la capacité en énergie éolienne offshore doit atteindre au moins 100 GW par le biais de projets transfrontaliers. Cette expansion des ÉR vise à garantir une fourniture d'énergie stable, sûre et abordable, à créer des emplois et à réduire la dépendance aux importations de combustibles.
Cela n'a pas été sans difficultés : la montée des taux d'intérêt et la hausse des coûts des matériaux en 2024-2025 ont conduit à ce que certains appels d'offres pour la construction de parcs éoliens (comme en Allemagne et au Royaume-Uni) n'aient pas reçu d'offres – les investisseurs exigeaient une meilleure viabilité économique des projets. Les dirigeants européens reconnaissent le problème et sont prêts à renforcer le soutien : des garanties supplémentaires, des subventions ciblées et des mécanismes de contrats de différence sont discutés pour rendre la construction des parcs éoliens plus attrayante pour les entreprises.
En revanche, aux États-Unis, un recul partiel du soutien gouvernemental à l'énergie propre a eu lieu. La nouvelle administration, entrée en fonction en 2025, est sceptique à l'égard de plusieurs initiatives vertes. Le président Trump a publiquement critiqué le tournant européen vers les ÉR, qualifiant les éoliennes « de source de pertes » et avançant (sans preuves) que « plus il y a d'éoliennes, plus un pays perd d'argent ». En conséquence, les autorités américaines ont décidé de soutenir les sources traditionnelles : en plus de soutenir le charbon, l'attention s'est portée sur les projets d'énergie éolienne offshore. En décembre 2025, le ministère de l'Intérieur des États-Unis a soudainement suspendu la mise en œuvre de plusieurs grands parcs éoliens offshore, en se basant sur de nouvelles informations sur les menaces potentielles à la sécurité nationale (comme les interférences avec les radars militaires). Cette décision a également touché le projet Vineyard Wind, presque achevé, au large du Massachusetts. Les plus grandes entreprises énergétiques – investisseurs dans des parcs éoliens (Avangrid/Iberdrola, Orsted, etc.) – ont contesté le moratoire en justice. En janvier 2026, elles ont obtenu les premières victoires : un juge fédéral a bloqué l'ordonnance de l'administration, permettant de reprendre la construction de Vineyard Wind (dont l'achèvement est déjà à 95 %). Les litiges se poursuivent, et le secteur espère que les projets ne perdront pas beaucoup de temps. Cependant, l'incertitude générée par de telles mesures pourrait refroidir les investisseurs dans les ÉR américaines, tandis que l'Europe démontre sa détermination à aller de l'avant.
Autres dimensions des ÉR : Les énergies renouvelables ne se limitent pas au vent et au soleil. Dans de nombreux pays, la construction d'infrastructures de stockage d'énergie (accumulateurs industriels), le développement de l'hydroélectricité et des installations géothermiques s'intensifie. Il y a également un regain d'intérêt pour l'énergie nucléaire en tant que source sans carbone. Par exemple, des investisseurs privés soutiennent de nouveaux projets de réacteurs modulaires avancés. En Italie, la startup Newcleo a levé en février 75 millions d'euros d'investissements pour développer des réacteurs compacts innovants fonctionnant avec du combustible nucléaire recyclé. La société a déjà levé 645 millions d'euros depuis 2021 et prévoit un développement accéléré : construction d'un réacteur pilote et accès au marché américain – l'un des marchés les plus dynamiques pour les technologies nucléaires avancées. De telles initiatives montrent que le secteur nucléaire pourrait jouer un rôle majeur dans la décarbonisation aux côtés des ÉR.
En conséquence des efforts de transition énergétique, des effets sont déjà visibles sur les prix de l'électricité dans certaines régions. Ainsi, en Europe, à la fin de 2025, les prix de gros de l'électricité ont diminué par rapport à l'automne – un effet du déclin saisonnier de la demande et de la haute production des ÉR (météo venteuse et douce). Cependant, des problèmes de fiabilité persistent : l'infrastructure énergétique de l'Ukraine est en mauvais état en raison des bombardements continus, ce qui entraîne des interruptions d'approvisionnement en hiver. À l'échelle mondiale, environ la moitié des nouvelles capacités de génération mises en service dans le monde proviennent désormais de centrales solaires et éoliennes. Cela inspire confiance que bien que les combustibles fossiles resteront présents dans le mix pendant un certain temps, la transition énergétique prend un caractère irréversible.
Géopolitique et sanctions : espoirs et réalité
Les facteurs politiques continuent de conditionner en grande partie la situation sur les marchés énergétiques. Le conflit sanction entre l'Occident et les principaux fournisseurs de ressources énergétiques – Russie, Iran, Venezuela – reste en vigueur, bien que plusieurs acteurs du marché expriment l'espoir d'un assouplissement. Certains signaux positifs émergent toutefois : le renversement et l'éloignement de Nicolas Maduro ouvrent la voie à une possible normalisation du secteur pétrolier vénézuélien. Les investisseurs espèrent qu'avec le changement de régime politique à Caracas, les États-Unis assoupliront progressivement les sanctions et permettront de ramener sur le marché d'importantes quantités de pétrole vénézuélien (les ressources de ce pays étant parmi les plus importantes au monde). Cela pourrait à terme accroître l'offre de pétrole lourd et aider à stabiliser les prix des matières premières et des produits pétroliers. Pour le moment cependant, à court terme, la démission de Maduro a plutôt entraîné des interruptions : les exportations du Venezuela en janvier ont diminué d'environ 0,5 million de barils/jour, ce qui est significatif pour les raffineries asiatiques qui consomment son pétrole.
La situation autour de l'Iran reste également tendue. Les rumeurs de frappes potentielles des États-Unis ou d'Israël contre des installations nucléaires iraniennes agitent le marché : l'Iran est un producteur clé de pétrole au sein de l'OPEP, et toute action militaire pourrait paralyser les terminaux d'exportation ou dissuader les compagnies maritimes. Bien qu'un conflit direct ait jusqu'à présent été évité, la rhétorique s'est intensifiée, et les traders intègrent une certaine prime au cas de force majeure dans le détroit d'Ormuz.
Dans ce contexte, le conflit russo-ukrainien entre dans sa quatrième année et continue d'influencer le secteur énergétique. L'Europe a pratiquement cessé de recevoir des ressources énergétiques de la Russie, réorganisant sa logistique autour d'alternatives, tandis que la Russie a redirigé ses exportations de pétrole et de gaz vers l'Asie. Toutefois, l'industrie russe fait face à de nouvelles difficultés : comme mentionné, l'expansion des sanctions américaines à la fin de 2025 a compliqué les opérations même avec des acheteurs amis en Asie. Beaucoup d'entre eux préfèrent attendre un assouplissement des sanctions ou demandent de plus grandes réductions à cause des risques. De plus, on observe une recrudescence des attaques de drones sur les infrastructures – en plus des frappes sur les raffineries, des attaques sont signalées contre des bases pétrolières et des pipelines. En conséquence, selon les contrôles du secteur, la production de pétrole en Russie a légèrement diminué en décembre et janvier. Si en 2025 la Russie avait réussi à rétablir ses volumes de production (après l'effondrement de 2022-23), un déclin s'est amorcé en ce début d'année 2026. Les analystes l'attribuent tant à l'épuisement des voies de redirection faciles qu'à des difficultés d'exploitation des champs sous sanctions. L'exportation maritime du pétrole russe reste stable en volumes, mais nécessite des itinéraires de plus en plus longs et une flotte croissante de pétroliers « clandestins » exposés à un contrôle accru.
La nébulosité géopolitique demeure donc un facteur significatif. Cependant, un optimisme prudent est présent sur le marché : certains experts estiment que les phases les plus aiguës du conflit énergétique sont désormais derrière nous. Les pays importateurs se sont adaptés à de nouvelles conditions, tandis que les exportateurs cherchent des moyens de contourner les restrictions. Néanmoins, les efforts diplomatiques visant à désescalader la situation n'ont pas encore produit de résultats tangibles. Les investisseurs continuent de surveiller de près les nouvelles en provenance de Washington, Bruxelles, Moscou et Pékin. Tout signal sur de possibles négociations ou assouplissements des sanctions pourrait avoir un impact considérable sur le moral du marché. Mais jusqu'alors, la politique continuera d’introduire un élément de volatilité : que ce soit par de nouveaux paquets de sanctions, un accord inattendu ou l'éclatement de conflits – les marchés énergétiques réagissent immédiatement à ces événements par des fluctuations de prix et un réajustement des flux de matières premières.
En somme, les espoirs d'un assouplissement du conflit sanction en 2026 restent pour l'instant des espoirs – les principales restrictions demeurent en place, et les acteurs du marché apprennent à travailler dans un contexte de fragmentation géopolitique. Cela dit, la stabilité modérée des prix du pétrole et du gaz, atteinte grâce aux efforts de l'OPEP+ et à l'adaptation des marchés, offre une base pour espérer que le secteur traverse cette période sans heurts, sauf en cas de nouvelles crises majeures.
Investissements et actualités d'entreprise dans le secteur
Au cœur de l'attention des investisseurs dans le secteur énergétique se trouvent à la fois la forte rentabilité des entreprises pétrolières et gazières traditionnelles et les investissements massifs dans des projets de transition énergétique. Voici quelques événements clés dans le secteur corporatif et en ce qui concerne les investissements :
- Profits records des entreprises pétrolières et gazières : Les plus grandes compagnies pétrolières ont clôturé l'année 2025 avec de solides résultats financiers. Par exemple, le bénéfice net d'ExxonMobil pour 2025 s'est élevé à 28,8 milliards de dollars. La Saoudienne Saudi Aramco continue de gagner environ 25 à 30 milliards de dollars par trimestre (rien que pour le 3ème trimestre 2025 – 28 milliards de dollars). Ces revenus colossaux ont permis aux entreprises de poursuivre des programmes massifs de rachat d'actions et de versement de dividendes, ainsi que d'investir dans de nouveaux projets d'extraction. Les géants pétroliers investissent dans le développement de champs – des strates de schiste de la Permian Basin aux États-Unis aux projets en eaux profondes au large du Brésil et au gaz de l'Afrique de l'Est. En parallèle, beaucoup d'entre eux annoncent des investissements dans les secteurs à faible carbone (énergies renouvelables, hydrogène, capture du CO2), bien que la part de ces investissements reste encore faible par rapport à leur activité principale.
- Transactions et projets dans les énergies renouvelables : Partout dans le monde, le capital continue d'affluer vers des projets "verts". Les gouvernements concluent des accords importants avec les investisseurs : par exemple, l'Égypte a signé en janvier des paquets de contrats pour un total de 1,8 milliard de dollars en vue du développement des ÉR. Les projets incluent la construction d'une centrale solaire de 1,7 GW avec un système de stockage de 4 GWh en Haute-Égypte (projet de l'entreprise Scatec) ainsi que la création d'une usine de l'entreprise chinoise Sungrow pour la production de batteries industrielles dans la zone économique du canal de Suez. L'Égypte vise à atteindre une part de 42 % de la génération renouvelable d'ici 2030, et les partenaires internationaux contribuent à l'atteindre. De tels projets témoignent d'une forte activité sur les marchés émergents.
- Nouvelles technologies et startups : Les entreprises énergétiques innovantes attirent également des financements. En plus de la startup italienne Newcleo mentionnée précédemment, des projets dans le domaine de l'hydrogène et des combustibles synthétiques se développent. Ainsi, l'entreprise chilienne-américaine HIF Global promeut la construction d'une usine de production d'hydrogène vert et de carburant électronique (méthanol) au Brésil, dont le coût s'élève à 4 milliards de dollars. La direction a récemment annoncé avoir optimisé le projet et considérablement réduit les coûts d'investissement – la construction est répartie en phases, chacune coûtant moins d'un milliard de dollars. Le projet au port d'Açu (Brésil) prévoit de mettre en service la première ligne, produisant environ 220 000 tonnes d'« électrométhanol » par an à partir d'hydrogène et de CO2 capté d'ici la mi-2027. Ces initiatives attirent l'attention des fabricants de véhicules et des compagnies aériennes, intéressées par un nouveau type de carburant.
- Fusions et acquisitions : Dans le secteur des ressources, des processus de consolidation sont en cours. En 2025, deux grandes transactions dans le secteur pétrolier ont modifié le paysage : les entreprises américaines ExxonMobil et Chevron ont annoncé l'acquisition des sociétés de schiste Pioneer Natural Resources et Hess Corp respectivement, renforçant leurs positions aux États-Unis. Début 2026, des négociations se poursuivaient également dans des secteurs connexes – par exemple, une méga-fusion entre les géants miniers Rio Tinto et Glencore (valeur d'environ 200 milliards de dollars et plus) a été envisagée, visant notamment à fusionner des actifs charbonniers, mais les parties ont finalement abandonné ces plans de fusion. Les grands acteurs cherchent à accroître leur échelle et leur synergie, mais les risques antitrust et la complexité de l'intégration pourraient freiner de telles méga-transactions.
- Climat d'investissement : Dans l'ensemble, les investissements dans le secteur énergétique restent à des niveaux élevés. Selon des estimations de BloombergNEF, les investissements mondiaux cumulés dans la transition énergétique (ÉR, réseaux électriques, stockage, véhicules électriques, etc.) ont atteint un niveau équivalent à celui des investissements dans l'énergie fossile pour la première fois en 2025. Les banques et les fonds réorientent leurs stratégies vers un financement durable, bien que le pétrole et le gaz continueront d'obtenir une part significative du capital pendant longtemps. Pour les investisseurs, la question clé est aujourd'hui de trouver un équilibre entre le rendement traditionnel du pétrole et du gaz et les directions « vertes » prometteuses. Beaucoup choisissent une tactique duale : verrouiller les bénéfices des prix élevés du pétrole/gaz tout en investissant parallèlement dans les futurs marchés des ÉR, afin de ne pas manquer une nouvelle vague de croissance.
Les nouvelles d'entreprise du secteur comprennent également la publication de rapports financiers pour l'année précédente, des nominations de personnel et des percées technologiques. Sur la vague des bénéfices, certaines entreprises annoncent une augmentation des dividendes et un rachat d'actions, ce qui ravit les actionnaires. Simultanément, les entreprises pétrolières et gazières, sous la pression de la société, adoptent de nouveaux objectifs de réduction des émissions et investissent dans des initiatives climatiques, cherchant à améliorer leur image et leur positionnement dans un monde en évolution. Ainsi, l'industrie énergétique globale cherche à montrer sa résilience et sa flexibilité : réaliser des bénéfices record aujourd'hui tout en posant les bases du succès dans une économie à faible carbone demain.
Attentes et prévisions
À l'approche de la fin de l'hiver 2026, les experts du secteur pétrolier et gazier formulent des prévisions modérément optimistes. Le scénario principal pour les mois à venir est la préservation d'une relative stabilité des prix des hydrocarbures. Les autorités et les acteurs du marché ont tiré les leçons des bouleversements des premières années 2020, mettant en place des mécanismes de réponse : des stocks stratégiques et des accords de l'OPEP+ aux programmes d'efficacité énergétique. Les prévisions de prix des agences spécialisées indiquent une possible légère baisse des cotations du pétrole au second semestre 2026, si le surplus d'offre se concrétise comme prévu (l'EIA prévoit une baisse progressive du Brent à 55 $ le baril d'ici la fin de l'année). Cependant, tout sérieux incident – comme une escalade du conflit au Moyen-Orient ou des ouragans provoquant des perturbations dans les installations de GNL – pourrait temporairement faire flamber les prix.
Dans le secteur du gaz, beaucoup dépendra du déroulement de l'été : un été doux et une forte production de GNL faciliteront la tâche de remplissage des réservoirs, ce qui pourrait maintenir les prix européens du gaz dans une fourchette moyenne de 25 à 30 € par MWh. Cependant, la concurrence avec l'Asie pour de nouveaux volumes de GNL, ainsi que l'incertitude liée aux conditions météorologiques (comme le risque de sécheresses affectant l'hydroélectricité ou les premiers froids) ajoutent à l'incertitude. Néanmoins, si les réserves sont proches des objectifs à l'automne, l'Europe abordera l'hiver suivant plus sereinement qu'au cours des années précédentes.
Le développement actif des énergies renouvelables se poursuivra. 2026 pourrait devenir une nouvelle année record pour l'installation de capacités solaires et éoliennes, en particulier en Chine, aux États-Unis (malgré les obstacles politiques – grâce aux initiatives des États) et dans l'UE. Le monde pourrait s'approcher de la situation où une centrale électrique nouvelle sur deux serait une ÉR. Cela modifiera progressivement la structure des marchés : la demande de gaz naturel dans le secteur électrique pourrait croître plus lentement, et celle de charbon pourrait diminuer plus rapidement que prévu, si la construction des ÉR dépasse les plans. Le marché portera également une attention particulière à l'évolution des technologies de stockage d'énergie et d'hydrogène – une percée dans ces domaines pourrait accélérer la transition énergétique.
Au niveau politique, les acteurs du marché surveilleront les négociations potentielles et les élections. En 2026, des élections présidentielles sont prévues dans plusieurs pays fournisseurs, ce qui pourrait influencer leur politique énergétique. Tout pas vers des accords pacifiques ou le retrait d'une partie des sanctions pourrait radicalement modifier les flux commerciaux – par exemple, le retour du pétrole iranien sur le marché ou l'augmentation des exportations du Venezuela modifieraient les équilibres. D'un autre côté, un renforcement des sanctions ou de nouveaux conflits (par exemple, autour de Taïwan ou dans d'autres régions) pourraient induire de nouveaux risques pour les approvisionnements en matières premières critiques.
Dans l'ensemble, les investisseurs et les analystes sont optimistes quant au fait que l'année 2026 sera placée sous le signe de l'adaptation et de la résilience. Les marchés énergétiques ne sont plus aussi chaotiques qu'ils l'étaient au plus fort des bouleversements et montrent une capacité d'autorégulation. Avec une politique raisonnable – tant de la part des États que des entreprises – le secteur énergétique continuera d'approvisionner l'économie mondiale en combustible et en énergie nécessaires, tout en évoluant progressivement sous l'influence des nouvelles technologies et des exigences de notre époque.
