Actualités pétrolières et énergétiques, samedi 14 février 2026 : L'OPEP+ envisage une augmentation de la production à partir d'avril, le pétrole se défend
Au 13 février 2026 (heure de fixation - non précisée), le marché mondial de l'énergie a basculé en mode de réévaluation de l'équilibre : les attentes d'un renouvellement de l'augmentation de la production de l'OPEP+ à partir d'avril ont intensifié la pression sur le pétrole, tandis que les statistiques de l'EIA ont montré une augmentation significative des stocks de pétrole aux États-Unis. Parallèlement, l'AIE maintient dans son rapport de février un ton prudent concernant la demande et avertit des risques de surplus en 2026. Pour les investisseurs dans le secteur pétrolier et énergétique, cela déplace le focus vers la durabilité des marges des raffineries, vers les chaînes d'approvisionnement des produits pétroliers et vers la qualité des investissements dans l'électricité et les énergies renouvelables.
- Pétrole : Brent autour de 67$/baril, WTI autour de 62-63$/baril ; le marché anticipe une offre plus élevée au deuxième trimestre.
- Gaz : TTF autour de 32€/MWh ; l'Europe entre dans la saison de stockage avec des niveaux de stock faible (précis à la date du 13 février - non précisé).
- Électricité : pour la livraison du 14 février, dans certaines zones, les niveaux de prix restent à trois chiffres - les investissements réseaux et les règles de connexion deviennent des moteurs clés pour les énergies renouvelables.
Marché du pétrole : OPEP+, demande et attentes pour 2026
La nouvelle clé du jour pour le pétrole a été la discussion au sein de l'OPEP+ sur le retour des augmentations de production à partir d'avril 2026 après une pause en janvier-mars. Le marché interprète cela comme une volonté de "fixer" à l'avance la part de marché avant la demande estivale, même si l'équilibre du deuxième trimestre semble plus doux que la norme saisonnière. De plus, l'AIE dans son rapport de février estime la croissance de la demande mondiale en 2026 à environ 850 000 barils/jour, tandis que l'offre mondiale est jugée capable d'augmenter d'environ 2,4 millions de barils/jour en 2026. Cela accroît la sensibilité des prix aux flux d'exportation réels et au respect des quotas, ce qui est critique pour les stratégies de couverture et les investissements dans la production.
Pour les investissements dans le secteur amont, cela signifie des exigences plus élevées en matière de coût et de durabilité des flux de trésorerie. Les projets "longs" sont évalués plus strictement, et le marché préfère de plus en plus les entreprises avec un fort flux de trésorerie libre et une politique de capital prévisible. La géopolitique (Moyen-Orient) reste une source de volatilité, mais sa contribution aux prix au 13 février 2026 - non précisée.
Prix et indicateurs au 13-14 février
- Pétrole Brent : environ 67$/baril.
- Pétrole WTI : environ 62-63$/baril.
- Gaz TTF (Europe) : environ 32€/MWh.
- Gaz Henry Hub (États-Unis) : environ 3,17$/MMBtu.
- LNG JKM (Asie) : environ 11$/MMBtu.
- Charbon Newcastle : environ 115-116$/tonne.
- Électricité (Nord Pool, livraison du 14 février) : Allemagne ~103,5€/MWh ; Pays-Bas ~95€/MWh ; France ~34€/MWh ; autres zones - non précisé.
- EU ETS (carbone) : environ 73€/t CO₂ à la date du 12 février ; au 13 février - non précisé.
États-Unis : stocks, raffineries et signaux pour les produits pétroliers
Les statistiques américaines de l'EIA ont établi le ton de la discussion sur la "physique" du marché. Pour la semaine se terminant le 6 février, les stocks commerciaux de pétrole ont augmenté de 8,5 millions de barils pour atteindre 428,8 millions de barils. Les raffineries ont traité environ 16,0 millions de barils/jour, avec un taux d'utilisation des capacités d'environ 89%. Dans le même temps, les stocks d'essence ont augmenté de 1,2 million de barils, tandis que les stocks de distillats ont diminué de 2,7 millions de barils.
Pour le segment des « produits pétroliers », cela signifie un équilibre déséquilibré : avec des stocks de pétrole confortables, le marché pourrait subir des tensions locales sur le diesel et le kérosène, surtout si la météo saisonnière renforce la demande. Cela est important pour les investisseurs, car la marge des raffineries et les exportations de produits pétroliers des États-Unis vers l'Europe deviennent souvent un "amortisseur" pour le marché global (global) du carburant.
Raffineries et produits pétroliers : événements opérationnels et impact sur le marché
Les risques opérationnels dans le secteur du raffinage sont à nouveau au centre de l'attention. En Russie, selon des sources, la raffinerie de Volgograd a arrêté ses activités de raffinage après un incendie causé par une attaque de drone ; une grande unité de raffinage primaire a été endommagée. Cela a un impact indirect sur le marché mondial du pétrole, mais pour l'équilibre régional des produits pétroliers (surtout le diesel), de tels événements augmentent la prime de risque, renforcent la demande d'importation et peuvent soutenir la marge des raffineries européennes.
En Europe, la conformité aux sanctions modifie même les modèles opérationnels : TotalEnergies a pris le contrôle opérationnel total de la raffinerie de Zeeland aux Pays-Bas tout en conservant une part chez Lukoil, concentrant les achats de matières premières et la vente de produits pétroliers dans un même cadre de gestion. En Afrique, un signal important vient du Nigeria : Dangote a repris le fonctionnement d'une grande installation de distillation atmosphérique, et un démarrage de test du bloc de benzine est attendu dans les prochains jours - cela pourrait renforcer l'importation de produits pétroliers dans la région et modifier la demande régionale de pétrole.
Gaz et LNG : l'Europe entre PCH et nouveau régime de livraisons
Le marché gazier européen reste sensible aux stocks et à la concurrence pour le LNG. Le TTF se maintient autour de 32€/MWh, cependant pour les investisseurs, la trajectoire de remplissage des PCH est plus importante : les estimations publiques indiquent que le remplissage des stockages européens se situe autour de 35-36% (valeur exacte au 13 février 2026 - non précisée). De plus, l'UE a approuvé un embargo progressif sur l'importation de gaz russe d'ici la fin de 2027 (LNG - plus tôt), consolidant la dépendance structurelle de l'Europe vis-à-vis du marché mondial du LNG et augmentant la valeur des livraisons flexibles.
En Asie, le marqueur JKM autour de 11$/MMBtu indique une demande relativement calme, mais l'offre dépend des calendriers des mégaprojets. Il a été rapporté que le démarrage de la première phase d'expansion des capacités de LNG qatari est reporté à fin 2026. Pour les marchés européens et asiatiques, cela soutient la prime pour "la molécule prête" et augmente l'importance des investissements dans la regazéification, l'infrastructure gazière et la flexibilité du secteur énergétique.
Électricité et énergies renouvelables : prix, réseaux et cycle d’investissement
Au 14 février, les prix de l'électricité en Europe selon les données de Nord Pool restent hétérogènes : Allemagne environ 103,5€/MWh, Pays-Bas environ 95€/MWh, France environ 34€/MWh. Cette disparité s'explique par la structure de la génération (nucléaire, gaz, énergies renouvelables), la disponibilité des connexions inter-systèmes et les contraintes réseau. Le cycle d'investissement dans le secteur énergétique se concentre de plus en plus sur l'infrastructure : au Royaume-Uni, des contrats de subvention ont été attribués pour un volume record de génération solaire, tandis que le litige entre Londres et Paris sur le financement de câbles inter-systèmes supplémentaires souligne que les projets de réseau deviennent un facteur politique pour la rapidité d'introduction des énergies renouvelables.
Sur le continent, le "coût du réseau" augmente : en Allemagne, un mécanisme est discuté où les développeurs d'énergies renouvelables paieraient davantage pour la connexion aux réseaux électriques. Pour les projets d'énergies renouvelables, cela peut signifier une révision du TIR et un choix de sites plus ciblé. La France, dans sa stratégie, parie sur une augmentation de l'électricité décarbonée (nucléaire et énergies renouvelables) et sur la stimulation de l'électrification de la demande, renforçant ainsi la demande structurelle d'investissements dans les réseaux et la flexibilité (stockage, gestion de la demande).
Charbon : repère de prix, Asie et risques carbone
Le charbon reste une ressource de "sécurité" dans le secteur énergétique mondial, surtout en Asie. Newcastle se maintient autour de 115-116$/tonne, ce qui conserve son importance pour la génération électrique marginale et pour la couverture des portefeuilles. En Europe, le rôle du charbon est déterminé par le coût du CO₂ et le régime des systèmes énergétiques : les mouvements brusques des prix de l'EU ETS modifient temporairement l'économie de la génération au charbon, mais ne suppriment pas les restrictions à long terme sur le financement des actifs et projets charbonniers.
Réglementation, sanctions et perspectives
Les risques réglementaires et de sanctions restent systémiques pour le secteur de l'énergie. En Europe, l'instabilité du prix du CO₂ accroît l'incertitude pour les investissements dans la décarbonisation, tandis que dans le secteur pétrolier et gazier, les changements des régimes de sanctions peuvent rapidement rediriger les flux de pétrole et de matières premières vers des raffineries (y compris en provenance du Venezuela). Pour les jours à venir, le scénario de base pour le pétrole est une consolidation dans la fourchette de 65-70 Brent, sous l'emprise du thème de l'offre de l'OPEP+.
Scénarios pour les jours à venir :
- Base : pétrole dans une fourchette, gaz - sous le contrôle de la météo et de la dynamique des PCH, électricité - sous l'influence des contraintes réseau.
- Risque à la hausse : les défaillances d'infrastructure et le durcissement des sanctions augmentent la prime de risque sur le pétrole et le diesel, soutenant ainsi la marge des raffineries et les prix des produits pétroliers.
- Risque à la baisse : l'accélération des attentes d'augmentation de la production et l'augmentation de l'offre de pétrole lourd pèsent sur le pétrole et les investissements en amont.
Check-list pour les acteurs du marché de l'énergie :
- communications de l'OPEP+ avant la réunion du 1er mars ;
- données hebdomadaires de l'EIA sur le pétrole, le gaz et les produits pétroliers ;
- dynamique des PCH européens et situation de concurrence sur le marché du LNG (à la date du 13 février - non précisée) ;
- nouvelles sur les raffineries (réparations, incidents) et sur les chaînes d'approvisionnement des produits pétroliers ;
- décisions concernant les réseaux, interconnexions et le carbone, impactant l'électricité et les énergies renouvelables.
