Actualités du secteur pétrolier et énergétique au 14 janvier 2026 : prix du pétrole et du gaz, politique de sanctions, équilibre offre-demande, marché des raffineries, énergies renouvelables et tendances clés du secteur mondial de l'énergie.
Les événements marquants du secteur mondial de l'énergie au 14 janvier 2026 se caractérisent par une intensification des tensions géopolitiques et une pression continue sur les prix en raison d'un excès d'offre. Les tentatives de règlement diplomatique se poursuivent, mais le conflit en Ukraine est encore loin d'être résolu, et les États-Unis se préparent à renforcer leur pression sur les exportations de ressources énergétiques russes. Parallèlement, le marché pétrolier reste saturé : les prix du pétrole Brent se maintiennent autour de 62-63 $ le baril, soit près de 20 % de moins que l'année dernière, reflétant un surplus d'offre et une demande modérée. Le marché européen du gaz montre une relative stabilité : en plein hiver, les stocks de gaz dans les entrepôts de l'UE, bien qu'en baisse, dépassent encore 55 % de leur capacité, maintenant les prix à un niveau modéré (~30 €/MWh). Parallèlement, la transition énergétique mondiale progresse : l'année 2025 a vu des volumes record de capacités solaires et éoliennes mises en service, mais pour garantir la fiabilité des systèmes énergétiques, les pays n'abandonnent pas encore les sources d'énergie traditionnelles comme le pétrole, le gaz et le charbon. Ci-dessous, un aperçu détaillé des principales actualités et tendances des secteurs pétrolier, gazier, énergétique et matières premières à cette date.
Marché pétrolier : l'excès d'offre et la faible demande maintiennent les prix bas
Les prix mondiaux du pétrole restent sous pression à la baisse en raison d'un excès d'offre et d'une demande insuffisante. Le benchmark de la mer du Nord, le Brent, se négocie autour de 63 $ le baril, tandis que le WTI américain est aux alentours de 59 $. Ces niveaux sont environ 15-20 % inférieurs à ceux de l'année précédente, ce qui témoigne de la poursuite de la correction du marché après l'envolée des prix des années précédentes. Plusieurs facteurs soutiennent la situation actuelle sur le marché pétrolier :
- Augmentation de la production hors OPEP : L'offre mondiale de pétrole augmente grâce à une production active dans des pays non membres de l'OPEP+. En 2025, les expéditions en provenance du Brésil, de la Guyane et d'autres pays ont notablement augmenté. Par exemple, la production brésilienne a atteint un record de 3,8 millions de barils/jour, tandis que la Guyane a augmenté sa production à 0,9 million de barils/jour, obtenant ainsi l'accès à de nouveaux marchés. De plus, l'Iran et le Venezuela ont légèrement augmenté leurs exportations grâce à un assouplissement partiel des restrictions, ce qui a ajouté de l'huile au marché mondial.
- Position prudente de l'OPEP+ : Les pays de l'OPEP+ ne se précipitent pas à réduire à nouveau leur production. Malgré la baisse des prix, les quotas officiels de production demeurent inchangés après les restrictions précédentes. En conséquence, du pétrole supplémentaire de l'OPEP+ reste sur le marché, et l'organisation s'efforce de maintenir ses parts de marché, acceptant des prix plus bas à court terme.
- Ralentissement de la demande : La demande mondiale de pétrole augmente à un rythme plus modeste. Selon les analystes, l'augmentation de la consommation en 2025 a été de moins d'un million de barils/jour contre 2-3 millions de barils/jour l'année précédente. La croissance économique en Chine et dans plusieurs pays développés a ralenti à environ 4 % par an, limitant ainsi l'augmentation de la demande de combustibles. Les prix élevés des années précédentes ont également incité à l'économie d'énergie et à la transition vers des sources d'énergie alternatives, refroidissant ainsi la demande pour les hydrocarbures.
- Incertitude géopolitique : Le conflit prolongé et les sanctions créent des facteurs contradictoires pour le marché pétrolier. D'une part, les risques de perturbations dus aux sanctions ou à l'escalade du conflit soutiennent une certaine prime sur les prix. D'autre part, l'absence de véritables interruptions d'approvisionnement et les rapports de négociations continues entre puissances mondiales ont quelque peu réduit les craintes des acteurs du marché. En conséquence, les prix fluctuent dans une fourchette relativement étroite, ne recevant pas d'élan ni à la hausse, ni à la baisse.
En somme, l'offre dépasse actuellement la demande, créant une situation proche du surplus sur le marché pétrolier. Les réserves commerciales mondiales de pétrole et de produits pétroliers continuent d'augmenter. Les cours du Brent et du WTI restent fermement en dessous des sommets de 2022-2023. De nombreux investisseurs et entreprises pétrolières intègrent des « prix bas » dans leurs stratégies : plusieurs prévisions indiquent que, dans le premier trimestre de 2026, le prix moyen du Brent pourrait descendre à 55-60 $ le baril si l'excès d'offre actuel persiste. Dans ces conditions, les entreprises pétrolières se concentrent sur le contrôle des coûts et des investissements sélectifs, privilégiant les projets à court terme et ceux liés au gaz naturel.
Marché du gaz naturel : l'Europe traverse l'hiver sans crise
Sur le marché du gaz, l'attention est concentrée sur l'Europe, où la situation reste relativement calme en plein hiver. Les pays de l'UE ont entamé la saison de chauffage avec des stocks élevés : début janvier, le niveau moyen de remplissage des PCHG européens a dépassé 60 % (contre un record de 70 % l'année précédente). Même après plusieurs semaines de prélèvements actifs de gaz, les entrepôts restent à plus de la moitié de leur capacité, assurant une marge de sécurité pour le système énergétique. Voici des facteurs favorables qui soutiennent la stabilité du marché du gaz européen :
- Importations de GNL à des niveaux records : L'Union européenne exploite pleinement les capacités mondiales de gaz naturel liquéfié (GNL). En 2025, les importations totales de GNL en Europe ont augmenté d'environ 25 % pour atteindre environ 130 milliards de mètres cube par an, compensant l'arrêt de la plupart des livraisons de gaz par pipeline en provenance de Russie. En décembre, les navires de GNL ont continué d'affluer vers les terminaux de l'UE, couvrant la demande hivernale accrue.
- Demande modérée et climat doux : L'hiver est relativement doux en Europe, et le système énergétique fonctionne sans charges extrêmes. La consommation industrielle de gaz est restée contenue en raison des prix élevés de l'année dernière et des mesures d'économie d'énergie. La production éolienne et solaire a affiché des résultats élevés au début de l'hiver 2025/26, limitant également la consommation de gaz pour la production d'électricité.
- Diversification des approvisionnements : L'Union européenne a récemment développé de nouvelles routes d'importation d'énergie. En plus du GNL, les pipelines en provenance de Norvège et d'Afrique du Nord fonctionnent à pleine capacité. La capacité des terminaux et des interconnexions à l'intérieur de l'Europe a été élargie, permettant de déplacer rapidement le gaz vers les régions nécessaires. Cela atténue les déséquilibres locaux et prévient les pics de prix.
Grâce à ces facteurs, les prix de gros du gaz en Europe restent à un niveau relativement bas. Les contrats à terme sur le hub TTF se négocient autour de 30 €/MWh (environ 370 $ par mille mètres cube) – bien en dessous des valeurs maximales atteintes lors de la crise de 2022. Bien que récemment les prix aient légèrement augmenté (de 7 à 8 %) en raison d'une brève vague de froid et de travaux de maintenance sur certains champs, le marché reste globalement équilibré. Des prix modérés du gaz ont un impact favorable sur l'industrie et le secteur électrique européens, réduisant les coûts pour les entreprises et la pression tarifaire sur les consommateurs. L'Europe doit encore passer les mois d'hiver restants : même si le froid augmente, les stocks accumulés devraient largement suffire à éviter un déficit. Selon les analystes, à la fin de l'hiver, il pourrait rester environ 35-40 % de gaz dans les PCHG, ce qui est considérablement plus que les niveaux critiques des années précédentes. Cependant, un risque subsiste à cause d'un éventuel regain de la demande asiatique – au deuxième trimestre 2026, la compétition entre l'Europe et l'Asie pour de nouvelles cargaisons de GNL pourrait s'intensifier si la reprise économique se poursuit dans les pays asiatiques.
Géopolitique et sanctions : renforcement des mesures de la part des États-Unis et absence de percée dans les négociations
La situation géopolitique continue d'avoir un impact significatif sur les marchés énergétiques. Au cours des derniers mois, des efforts diplomatiques ont été entrepris pour résoudre le conflit en Europe de l'Est : depuis novembre 2025, une série de consultations a eu lieu entre les représentants des États-Unis, de l'UE, de l'Ukraine et de la Russie. Cependant, à ce jour, ces pourparlers n'ont pas abouti à des progrès substantiels. Moscou ne montre pas encore de volonté de céder, tandis que Kiev et ses alliés insistent sur des garanties de sécurité acceptables. Dans le contexte d'un affrontement prolongé, Washington signale qu'il est prêt à intensifier la pression des sanctions.
Nouveau projet de loi sur les sanctions aux États-Unis. Début janvier, l'administration du président américain a publiquement soutenu un projet de loi bipartisan prévoyant des mesures sévères à l'encontre des pays aidant à contourner les sanctions ou commerçant activement avec la Russie. En particulier, des sanctions « secondaires » sont proposées – des restrictions vis-à-vis des acheteurs de pétrole et de gaz russes. Des importateurs majeurs de ressources énergétiques russes, tels que la Chine, l'Inde, la Turquie et plusieurs autres pays asiatiques, pourraient être touchés. Washington indique que si ces pays ne réduisent pas leurs achats à Moscou, ils pourraient faire face à des restrictions d'accès aux marchés américains ou à des droits de douane de 100 % sur leurs exportations vers les États-Unis. Le projet de loi a déjà reçu le feu vert de la Maison Blanche et pourrait être soumis à un vote au Congrès dans un proche avenir. Une telle mesure serait sans précédent pour le marché mondial du pétrole et du gaz : en fait, une partie des acheteurs pourrait être placée sous sanctions, ce qui pourrait redistribuer les flux commerciaux de pétrole et compliquer la situation des prix.
Réaction et risques pour le marché. Les plus grands consommateurs, en particulier la Chine et l'Inde, sont sous le feu des projecteurs. L'Inde bénéficie déjà depuis longtemps de réductions significatives sur le pétrole russe Urals (jusqu'à 5 $ par rapport au prix Brent) en échange du maintien des volumes d'achats – ce régime « préférentiel » a permis à New Delhi d'augmenter ses importations de matières premières et de produits pétroliers russes. La Chine, de son côté, a également augmenté ses importations en provenance de la Russie, devenant le principal marché de la vente de pétrole russe après l'imposition de l'embargo par l'Europe. Les plans des États-Unis d'introduire des sanctions secondaires suscitent une forte réaction négative à Pékin et New Delhi : ces pays déclarent leur intention de défendre leur sécurité énergétique. En cas d'adoption de la loi, il est probable qu'ils chercheront à contourner ces nouvelles restrictions – par exemple, grâce à des transactions en monnaies nationales, des flottes de tankers clandestines ou le traitement du pétrole russe dans des pays tiers pour réexportation. Les marchés suivent avec inquiétude le développement de la situation : les menaces de sanctions ajoutent de l'incertitude et pourraient intensifier la volatilité des prix, en particulier sur le pétrole Urals et le marché du transport maritime. Pour l'instant, les sanctions en vigueur restent inchangées, et aucune interruption substantielle des approvisionnements de pétrole russe sur le marché mondial n'est à signaler – les volumes sont redirigés vers l'Asie, bien que cela se fasse avec une décote.
Négociations États-Unis-Russie. Malgré la rhétorique sévère, le canal de dialogue entre Washington et Moscou reste ouvert. Après la rencontre des dirigeants en août 2025 (au cours de laquelle il a été décidé de poursuivre les consultations), des représentants spéciaux des deux parties ont discuté plusieurs fois des paramètres d'un éventuel accord. En décembre, la partie américaine a proposé un plan cadre de sécurité pour l'Ukraine en échange d'un assouplissement progressif de certaines sanctions énergétiques, mais Moscou a exigé que ses conditions soient prises en compte, y compris la levée de certaines restrictions à l'exportation et des garanties de non-expansion des infrastructures militaires de l'OTAN. Ces divergences n'ont pas encore été surmontées. Pendant ce temps, les alliés européens des États-Unis ont déclaré leur disposition à continuer de faire pression sur la Russie jusqu'à ce que la situation s'améliore – de nouvelles restrictions de l'UE sur le transport maritime des produits pétroliers russes au-delà du plafond de prix ont ainsi pris effet. Par conséquent, la tension demeure sur le front politique : les perspectives d'un assouplissement rapide des sanctions sont faibles. Pour les investisseurs dans le secteur de l'énergie, cela signifie que les risques de sanctions continueront d'être pris en compte lors de la planification des opérations commerciales et des investissements, en particulier pour les projets liés à la Russie.
Venezuela : changement de cap et potentiel de croissance de la production pétrolière
Un autre événement important susceptible d'influencer la répartition des forces sur le marché pétrolier à long terme concerne le Venezuela. À la fin de 2025, la situation autour de ce pays sud-américain a changé de manière radicale : le gouvernement de Nicolás Maduro a effectivement perdu le contrôle après son arrestation lors d'une opération spéciale avec l'aide de forces étrangères. Les États-Unis ont exprimé leur soutien à la formation d'une administration de transition à Caracas et leur intention d'impliquer les entreprises pétrolières américaines dans la reconstruction de l'industrie pétrolière vénézuélienne. Pendant de nombreuses années, le pays, qui détient les plus grandes réserves de pétrole prouvées au monde, a produit moins de 1 million de barils par jour en raison des sanctions, du manque d'investissements et de l'infrastructure dégradée.
Les nouvelles conditions politiques ouvrent la perspective d'une augmentation progressive de la production de pétrole vénézuélien. Les analystes estiment qu'en cas de stabilité relative dans le pays et d'apports d'investissements en provenance des États-Unis et d'autres pays, la production vénézuélienne pourrait augmenter de 200 à 300 000 barils par jour dans un avenir proche. Le scénario optimiste de JPMorgan envisage un niveau de production de 1,3 à 1,4 million de barils par jour dans deux ans (contre ~1,1 million en 2025), et, sur dix ans, jusqu'à 2,5 millions de barils par jour, si de grands projets de modernisation de l'industrie sont réalisés. Dès les premiers jours après le changement de gouvernement, des informations ont fait état de projets d'audit de l'état des champs et des infrastructures de la PDVSA et d'implication de partenaires internationaux pour réactiver les puits à l'arrêt.
Cependant, les experts mettent en garde : il ne faut pas s'attendre à des résultats rapides. L'industrie pétrolière vénézuélienne nécessite une mise à jour à grande échelle – depuis la réparation des raffineries jusqu'aux investissements dans les infrastructures portuaires. Les investissements nécessaires sont estimés à des dizaines, voire des centaines de milliards de dollars. De plus, des questions subsistent quant à la légitimité du changement de régime survenu et aux risques politiques à long terme. Certains pays alliés des anciens dirigeants ont condamné l'ingérence étrangère ; la Russie, par exemple, a déclaré que le contrôle du pétrole vénézuélien ne devait pas passer aux États-Unis. Cela signifie qu'il pourrait y avoir des tensions diplomatiques autour de la question vénézuélienne.
Pour le marché mondial, la croissance des exportations en provenance du Venezuela dans les mois à venir sera modeste, mais symboliquement importante. On constate déjà une reprise des livraisons de pétrole lourd vénézuélien vers les raffineries américaines dans le golfe du Mexique, sur la base de licences délivrées par la nouvelle administration. À moyen terme, un volume supplémentaire en provenance du Venezuela pourrait intensifier la concurrence dans le segment des huiles lourdes, où l'OPEP est en position dominante. Selon les estimations de Goldman Sachs, si la production vénézuélienne devait ultérieurement atteindre 2 millions de barils/jour, cela pourrait réduire le prix d'équilibre du Brent de 3 à 4 $ d'ici 2030. Bien qu'il reste encore un certain chemin avant d'atteindre ces volumes, les investisseurs prévoient l'émergence d'un « nouvel ancien » acteur sur le marché. Dans l'ensemble, la situation au Venezuela ajoute un facteur supplémentaire à l'excès d'offre mondial, renforçant les attentes selon lesquelles la période de prix relativement bas du pétrole pourrait se prolonger.
Transition énergétique : production d'énergie verte record et rôle du charbon
Le secteur énergétique mondial continue de se déplacer vers des sources à faibles émissions de carbone, bien que les combustibles fossiles conservent une part significative dans le bilan énergétique. L'année 2025 a été historique pour les énergies renouvelables : selon l'Agence internationale de l'énergie, environ 580 GW de nouvelles capacités renouvelables ont été mises en service dans le monde. Plus de 90 % de toutes les nouvelles centrales électriques mises en service l'année dernière fonctionnent à l'énergie solaire, éolienne ou hydraulique. En conséquence, la part de la génération renouvelable dans la production d'électricité a atteint des niveaux historiques dans plusieurs pays.
Europe et États-Unis. Dans l'Union européenne, la part de l'électricité générée à partir de sources renouvelables a pour la première fois dépassé 50 % à la fin de l'année. Les parcs éoliens en mer du Nord, les fermes solaires du sud de l'Europe et la bioénergie ont fourni la majeure partie de cette augmentation. Cela a permis à l'UE de réduire en 2025 la consommation de charbon et de gaz pour la production d'électricité de 5 % et 3 %, respectivement, par rapport à l'année précédente. La part du charbon dans le bilan énergétique de l'UE est redevenue une trajectoire de diminution après un pic temporaire en 2022-2023. Aux États-Unis, le secteur des énergies renouvelables a également atteint de nouveaux sommets : de grandes centrales solaires ont été mises en service au Texas et en Californie, ainsi que des installations éoliennes au Midwest. Par conséquent, près de 25 % de l'électricité américaine provient désormais des énergies renouvelables – un maximum historique. Les initiatives gouvernementales et les crédits d'impôt (par exemple, dans le cadre de la loi fédérale sur la réduction de l'inflation) stimulent de nouveaux investissements dans l'énergie propre.
Asie et marchés émergents. La Chine et l'Inde connaissent également une forte croissance des énergies renouvelables, bien que la consommation absolue d'énergies fossiles continue d'augmenter dans ces pays. La Chine a installé des panneaux solaires d'une capacité record de 130 GW et 50 GW d'énergie éolienne en un an, portant la capacité totale des énergies renouvelables à 1,2 TW. Cependant, l'économie en forte croissance exige de plus en plus d'électricité : pour éviter un déficit, Pékin augmente parallèlement la production de charbon et la construction de centrales à charbon. En conséquence, la Chine génère encore environ 60-65 % de son électricité à partir du charbon. En Inde, une situation similaire prévaut : le pays augmente sa capacité solaire et éolienne (plus de 20 GW en 2025), mais plus de 70 % de l'électricité indienne est encore produite par des centrales à charbon. Pour satisfaire la demande croissante, New Delhi a approuvé la construction de nouveaux blocs de charbon hautement efficaces, même en dépit des objectifs climatiques. De nombreuses autres économies émergentes d'Asie et d'Afrique (Indonésie, Vietnam, Afrique du Sud, etc.) doivent également équilibrer le développement des énergies renouvelables et la nécessité d'élargir la production traditionnelle pour garantir une charge de base.
Défis pour les systèmes énergétiques. La croissance rapide de la part du solaire et de l'éolien pose de nouveaux défis aux énergéticiens. Les fluctuations périodiques de la production des énergies renouvelables nécessitent le développement de systèmes de stockage d'énergie et de capacités de réserve. Déjà, en Europe et aux États-Unis, pendant les heures de pointe ou par mauvais temps, les opérateurs de réseaux doivent utiliser des centrales à gaz et même à charbon pour équilibrer le système. En 2025, plusieurs pays ont enregistré des moments où, en raison de conditions sans vent et la nuit, la part des énergies renouvelables a chuté, et les centrales thermiques traditionnelles ont temporairement supporté la charge principale. Pour accroître la flexibilité des systèmes énergétiques, des projets de stockage d'énergie sont en cours d'élargissement – allant des batteries industrielles à la production d'hydrogène « vert » pour stockage saisonnier. Cependant, pour l'instant, la réserve provenant de sources fossiles reste essentielle pour un approvisionnement énergétique stable. Les prévisions montrent que la demande mondiale de charbon restera proche des niveaux records en 2026 (environ 8,8 milliards de tonnes par an) et ne commencera à diminuer significativement qu'à la fin de la décennie, à mesure que l'adoption de technologies propres s'accélérera et que les pays atteindront leurs engagements climatiques.
Marché des produits pétroliers et raffinage : l'excès de capacités fait baisser les prix des combustibles
Le marché mondial des produits pétroliers au début de 2026 est dans une situation confortable pour les consommateurs. Les prix des principaux types de combustibles – essence et diesel – se maintiennent à des niveaux nettement inférieurs à ceux de l'année précédente, en grande partie à cause de la chute des prix du pétrole et de l'augmentation de l'offre provenant des raffineries. Au cours de l'année 2025, de nouvelles capacités de raffinage ont été mises en service, renforçant la concurrence entre les producteurs de produits pétroliers et augmentant les volumes disponibles d'essence, de diesel et de kérosène sur le marché international.
Augmentation des capacités en Asie et au Moyen-Orient. Les plus grands projets d'investissement dans le raffinage, lancés ces dernières années, commencent à porter leurs fruits. En Chine, plusieurs raffineries modernes (« complexes pétrochimiques ») ont atteint leur pleine capacité, portant la capacité installée du pays à environ 20 millions de barils/jour – le plus fort niveau mondial. Pékin avait prévu de limiter ses capacités nationales à un milliard de tonnes par an (environ 20 millions de barils/jour), et ce seuil est désormais presque atteint. L'excès de capacités de raffinage à l'intérieur du pays entraîne déjà une situation où certaines anciennes petites raffineries en Chine fonctionnent à une capacité réduite ou pourraient être fermées dans les prochaines années. Au Moyen-Orient, la gigantesque raffinerie Al-Zour au Koweït a été entièrement mise en service, et des projets d'expansion du raffinage ont été lancés en Arabie Saoudite (y compris de nouveaux complexes en collaboration avec des partenaires étrangers). Ces nouvelles usines visent non seulement à répondre à la demande intérieure, mais également à exporter des combustibles – principalement vers des pays asiatiques et africains où la demande de produits pétroliers continue d'augmenter.
Stabilisation du marché du diesel en Europe. L'Union européenne, qui a traversé une période de tension sur le marché du diesel en 2022-2023 en raison de l'abandon des approvisionnements russes, a réussi en 2025 à réorienter sa logistique et à éviter un déficit. Les importations de diesel et de kérosène d'aviation en Europe en provenance du Moyen-Orient, d'Inde, de Chine et des États-Unis ont augmenté, compensant la perte des exportations russes. Le rôle de l'Inde est particulièrement notable : ses raffineries, recevant du pétrole russe à prix réduit, produisent des volumes excédentaires de diesel, dont une part significative est ensuite destinée à l'Europe et aux pays africains. Ce « transfert » a permis de maintenir les prix du diesel en Europe stables même durant les pics de demande estivaux. Au sein de l'UE, les raffineurs ont également augmenté leur production : les raffineries en Méditerranée et en Europe de l'Est ont fonctionné à plein régime, compensant partiellement la fermeture de certaines raffineries vieillissantes en Europe de l'Ouest. En conséquence, les prix de gros du diesel en Europe avaient baissé d'environ 15 % d'ici la fin de 2025 par rapport au début de l'année, ce qui a permis d'atténuer la pression inflationniste.
Marge de raffinage et perspectives. Pour les raffineurs eux-mêmes, la situation est double : d'un côté, un pétrole moins cher réduit le coût brut, de l'autre, l'excès de combustibles et la concurrence réduisent les marges. Après des marges exceptionnellement élevées observées en 2022, les raffineurs ont dû faire face à un durcissement des conditions en 2025. La marge moyenne mondiale a diminué, en particulier pour la production de diesel et de fuel. En Asie, en raison d'un excédent d'essence, certaines raffineries réduisaient leur production et se réorientaient vers la production de produits pétrochimiques à plus forte valeur ajoutée. En Europe, les normes exigeantes concernant la teneur en biocarburant et les normes écologiques augmentent également les coûts des raffineries, poussant le secteur à la consolidation et à la modernisation. Il est prévu qu'en 2026, les capacités mondiales des raffineries continueront de croître – de nouveaux projets sont en préparation en Afrique de l'Est et une expansion du raffinage est attendue aux États-Unis. Cela signifie que la concurrence sur le marché des produits pétroliers restera élevée, et que les prix de l'essence et du diesel devraient probablement rester relativement bas, à moins qu'il ne se produise une flambée soudaine des prix du pétrole.
Perspectives et événements attendus
Au début de 2026, investisseurs et acteurs du secteur énergétique évaluent attentivement comment vont évoluer les facteurs clés influençant les prix et l'équilibre offre-demande. Dans les mois à venir, les dynamiques des marchés mondiaux de l'énergie seront influencées par les éléments suivants :
- Décisions sur les sanctions et évolution du conflit : Le nouveau projet de loi sur les sanctions aux États-Unis visant les acheteurs de pétrole russe sera-t-il approuvé et mis en œuvre ? Ses conséquences pour le marché mondial (réduction potentielle des approvisionnements, redistribution des flux et réaction politique de la Chine/Inde) seront l'un des principaux facteurs d'incertitude. Parallèlement, les marchés surveillent tout signal de progrès ou d'échec dans les négociations de paix concernant l'Ukraine – cela influence directement la politique de sanctions et l'état d'esprit des investisseurs.
- Stratégie de l'OPEP : L'attention sera portée sur la politique de l'alliance pétrolière. Si les prix du pétrole continuent à baisser, une réunion extraordinaire ou un réexamen des quotas pourrait avoir lieu. La réunion ordinaire de l'OPEP est prévue au printemps, et les marchés s'attendent à savoir si des mesures seront prises pour réduire la production afin de soutenir les prix ou si le cartel continuera à laisser les prix rester à un niveau relativement bas pour maintenir sa part de marché.
- Dynamique économique et demande : L'état de l'économie mondiale, en particulier en Chine, aux États-Unis et dans l'UE, sera déterminant pour la demande en énergie. Si la seconde moitié de 2026 voit une accélération de la croissance du PIB, ou par exemple, de la production industrielle en Chine suite aux mesures de stimulation, cela pourrait augmenter la consommation de pétrole et de GNL, réduisant ainsi l'excédent. À l'inverse, les risques de récession ou de chocs financiers pourraient diminuer la demande de combustibles. De plus, la reprise saisonnière des transports aériens (kérosène pour aviation) et du trafic automobile au printemps et en été influencera également le marché des produits pétroliers.
- Fin de l'hiver et préparation pour la prochaine saison : Les résultats de l'hiver actuel pour le marché du gaz détermineront la stratégie pour 2026. Si l'Europe échappe à un déficit énergétique et que des stocks substantiels de gaz sont maintenus, cela facilitera le remplissage des PCHG pour l'hiver prochain et pourrait maintenir les prix bas. Un événement clé sera la saison d'injection d'été 2026 : dans un contexte d'augmentation prévue de l'offre mondiale de GNL (lancement de nouveaux projets aux États-Unis et au Qatar), l'Europe prévoit d'atteindre à nouveau 90 % de remplissage de ses réserves à l'automne. Le marché évaluera si cela peut se faire sans flambées de prix et sans une compétition accrue avec les importateurs asiatiques.
- Transition énergétique et investissements des entreprises : Il continuera d'y avoir une attention particulière sur la manière dont les entreprises énergétiques reconfigurent leurs investissements entre les sources fossiles et renouvelables. En 2026, une diminution des investissements dans l'extraction pétrolière est prévue, en raison des faibles prix – en particulier parmi les entreprises indépendantes en Amérique du Nord et les majors internationales qui mettent l'accent sur la discipline financière. Dans le même temps, une augmentation des investissements dans des projets de GNL (augmentation des exportations en provenance d'Amérique du Nord et d'Afrique) et dans les énergies « vertes » est probable. Toute nouvelle initiative gouvernementale en matière de décarbonisation (comme le renforcement des objectifs climatiques lors des prochains sommets climatiques) ou, à l'inverse, des mesures de soutien à l'extraction de combustibles fossiles auront un impact direct sur les attentes à long terme concernant la demande et les prix.
Dans l'ensemble, pour l'année 2026, les experts du secteur émettent un pronostic modérément positif pour les consommateurs : une bonne offre de pétrole et de gaz devrait maintenir les prix sous contrôle et empêcher une forte augmentation. Cependant, pour les producteurs, cela signifie la nécessité de s'adapter à une nouvelle réalité – une période de marges plus faibles et une attention accrue à l'efficacité. Les facteurs géopolitiques restent un « facteur sauvage » : des événements inattendus – que ce soit une avancée dans les négociations de paix, un événement majeur sur les sites de production ou de nouvelles guerres commerciales – peuvent changer instantanément l'équilibre. Les acteurs du secteur énergétique abordent le début de l'année avec prudence, élaborant des stratégies capables de faire face à divers scénarios d'évolution des événements.
