Actualités du secteur pétrolier et énergétique au 25 juillet 2026 : Brent au-dessus de 100 $ le baril, TTF à son maximum depuis janvier 2023, interruption des expéditions de CPC, quotas de l’OPEP+, marché des carburants en Russie, charbon, électricité et énergies renouvelables. Analyse pour les investisseurs et les acteurs du marché de l’énergie.
Le secteur mondial de l'énergie et des combustibles entre dans le week-end dans un état de tension maximum depuis quatre ans. L'escalade du conflit entre les États-Unis et l'Iran, qui s'est étendue du détroit d'Ormuz à la mer Rouge, a entraîné le prix du pétrole brut Brent au-dessus du seuil psychologique de 100 $ le baril pour la première fois depuis mai, tandis que le gaz européen sur le hub TTF atteint des sommets depuis janvier 2023. Simultanément, les livraisons de pétrole kazakh via le consortium de pipelines de la mer Caspienne ont été suspendues, et le marché pétrolier intérieur russe commence à peine à sortir d'une phase aiguë de pénurie. Ci-dessous, un aperçu détaillé des événements clés dans les secteurs pétrolier, gazier, charbonnier et électrique pour les investisseurs et les acteurs du marché de l'énergie.
Points principaux au matin du samedi 25 juillet 2026
- Pétrole : Brent a clôturé jeudi à 100,69 $ le baril (+7%), WTI à 92,19 $ (+6,2%). Vendredi, le marché a corrigé d'environ 5 % — Brent s'échangeait autour de 95–96 $, WTI près de 88 $.
- Dynamique mensuelle : depuis 71,57 $ le baril le 1er juillet, Brent a gagné plus de 30 % — l'une des plus fortes impulsions mensuelles depuis 2022.
- Gaz : les contrats à terme TTF ont dépassé 63 €/MWh — maximum depuis janvier 2023 ; une augmentation de plus de 45 % depuis le début de juillet et presque un double par rapport à l'année dernière.
- Logistique : le CPC a suspendu les expéditions à Novorossiysk ; le Kazakhstan a réduit sa production.
- Charbon : Newcastle reste autour de 130 $ la tonne en raison du remplacement du GNL manquant.
- Électricité : l'AIE prévoit une augmentation de la demande mondiale d'électricité de 3,6 % en 2026.
Marché pétrolier : la prime de risque géopolitique revient dans les cotations
Le marché pétrolier vit depuis cinq semaines en mode de réaction face aux nouvelles militaires. Le franchissement de la barre des 100 $ par Brent s'est produit après des rapports concernant des attaques sur deux pétroliers saoudiens en mer Rouge et des déclarations sur la volonté des États-Unis de frapper massivement l'Iran. Cela a marqué le point culminant d'un rallye au cours duquel le secteur des matières premières a gagné plus de 30 % en trois semaines.
Facteurs poussant les cotations à la hausse
- Réduction physique du trafic à travers le détroit d'Ormuz, par lequel passe traditionnellement environ un cinquième du commerce mondial de pétrole.
- Menace de blocage du détroit de Bab-el-Mandeb — une alternative pour l'exportation saoudienne en évitant Ormuz.
- Interruption des expéditions de pétrole kazakh sur la mer Noire, retirant plus de 1 % de l'offre mondiale du marché.
- Stocks commerciaux d'huile et de produits pétroliers épuisés dans les pays de l'OCDE après la phase de conflit printanière.
- Augmentation des coûts de fret et d'assurance, qui se répercutent sur les prix finaux pour les raffineries.
Facteurs freinant la hausse
- Voie diplomatique : les rapports sur les tentatives du Pakistan, avec le soutien de la Chine, de relancer les négociations entre les États-Unis et l'Iran ont immédiatement retiré environ 5 % de la prime du marché.
- Intérêt de la Chine pour la désescalade : les perturbations dans le Golfe Persique nuisent aux intérêts du plus grand importateur mondial de pétrole.
- Capacités disponibles de l’OPEP+ et reprise continue des quotas.
L'éventail des prévisions est exceptionnellement large. RBC Capital Markets envisage que si l'escalade se poursuit, Brent pourrait dépasser le pic de 2022 à 128 $ le baril. En revanche, UBS s'attend à une correction à 85 $ d'ici la fin de l'année, tout en soulignant que la reprise de la production au Moyen-Orient progresse plus lentement que prévu sur le marché, maintenant l'équilibre du marché pétrolier en situation de pénurie.
OPEP+ : les quotas augmentent, mais les barils réels arrivent plus lentement
L'alliance continue de rétablir progressivement sa production. Le quota de juillet du "groupe des huit" s'élève à 30,633 millions de barils par jour, ce qui représente une augmentation de plus d'un million de barils par jour par rapport à juin ; le relâchement mensuel des restrictions est maintenu à 188 000 barils par jour. La politique générale de l'alliance est confirmée jusqu'au 31 décembre 2026, et le niveau maximal de production autorisé est fixé à 39,725 millions de barils par jour. Parallèlement, une évaluation des capacités maximales de production des participants est en cours, formant la base des quotas de base pour 2027.
Le principal problème de l'OPEP+ aujourd'hui n'est pas dans les quotas papier, mais dans la logistique : une grande partie des capacités disponibles se trouve dans les pays du Golfe Persique et dépend physiquement de ce même détroit d'Ormuz, dont les risques font grimper les prix. Le retrait des Émirats Arabes Unis de l'alliance le 1er mai 2026 a réduit le pool d'offre géré.
Marché du gaz : TTF à son maximum, l'Europe risque de ne pas remplir ses stocks souterrains
Le marché européen du gaz est devenu le deuxième épicentre de la crise. Les cotations du TTF ont augmenté de plus de 45 % depuis début juillet, dépassant 63 €/MWh. Les raisons sont d'ordre structurel :
- réduction des approvisionnements en GNL qatari et restrictions sur les exportations du Golfe Persique ;
- réorientation des cargaisons américaines de GNL vers des marchés asiatiques à prix plus élevés ;
- canicule anormale en Europe, augmentant la demande d'électricité pour la climatisation et donc le gaz pour la production d'énergie ;
- augmentation des taux de fret et d'assurance sur les routes passant par des zones de conflit.
Le plus grand fournisseur de gaz en Europe, la société Equinor, a averti que la région ne parviendrait très probablement pas à atteindre son objectif de remplissage des stocks souterrains de 80 % d'ici le début de la saison de chauffage. Le retard d'approvisionnement par rapport à la norme quinquennale rend l'hiver 2026-2027 le principal risque pour l'industrie européenne. Un autre aspect de ce problème est inflationniste : face à ce choc énergétique, la BCE a maintenu le taux d'intérêt de dépôt à 2,25 % le 23 juillet, mais une grande partie des économistes attendent une nouvelle hausse avant la fin de l'année.
Consortium de pipelines de la mer Caspienne : coup dur pour l'exportation du Kazakhstan
Le 19 juillet, le CPC a suspendu le chargement de pétrole au terminal maritime près de Novorossiysk après des attaques de drones sur deux pétroliers. À partir du 21 juillet, le Kazakhstan a arrêté le pompage de brut dans le système du consortium : les propriétaires de navires refusent d'acheminer leurs navires vers le terminal. Le CPC assure environ 80-90 % des exportations de pétrole kazakh et plus de 1 % de l'offre mondiale de pétrole ; en 2025, environ 63 millions de tonnes de brut ont transité par ce système.
Le 23 juillet, le ministère de l'Énergie du Kazakhstan a confirmé la réduction forcée de la production quotidienne pour éviter le débordement des réservoirs. Une partie des volumes est redirigée vers le pipeline Bakou-Tbilissi-Ceyhan, mais ses capacités ne permettent pas de compenser entièrement l'exportation manquante. Pour les raffineries européennes orientées vers le grade CPC Blend, cela signifie qu'elles doivent rechercher d'urgence des cargaisons de remplacement de pétrole léger à faible teneur en soufre.
Russie : le marché des carburants sort progressivement de la phase aiguë
Le marché intérieur des produits pétroliers en Russie connaît l'été le plus difficile des dernières années. La pénurie d'essence et de diesel, observée depuis fin mai, a été causée par une combinaison de facteurs : des arrêts imprévus des raffineries, un pic saisonnier de la demande pendant la période estivale et la campagne de récolte, ainsi que des restrictions logistiques dans les régions du sud.
Les mesures prises comprennent :
- interdiction complète de l'exportation d'essence, de diesel, de carburant naval, de kérosène et de gasoil ;
- réduction de la norme de ventes obligatoires sur le marché de l'essence de 15 % à 10 % pour la période du 1er juillet au 30 septembre ;
- annulation des droits d'importation et augmentation des importations de produits pétroliers en provenance de Biélorussie ;
- maximum de la capacité des installations en activité, réduction des délais des réparations courantes et report des réparations prévues ;
- activation du potentiel des petites et moyennes raffineries.
Le 21 juillet, le vice-premier ministre Alexandre Novak a déclaré que le marché avait commencé à se stabiliser, notant que dans certaines régions, la situation était traitée "manuellement et de manière ciblée". La priorité est donnée à l'approvisionnement des agriculteurs pendant la campagne de récolte et au transport vers le nord. La FAS a lancé 15 enquêtes contre les acteurs du marché, et le 23 juillet, le ministère de l'Énergie et les compagnies pétrolières ont été invités à travailler sur l'annulation des limites régionales sur la vente de carburant inférieur à 50 litres — un signal que les autorités estiment que le pic de la crise est passé.
Exportations de pétrole russe : volatilité des décotes
La dynamique de la variété d'exportation russe Urals en 2026 démontre une amplitude inhabituelle. En avril et mai, au sommet de la crise au Moyen-Orient, Urals a été vendu en Inde et en Chine avec un premium par rapport au Brent, reflétant une pénurie aiguë de variétés sulfurées. En juin et juillet, les cotations ont retrouvé une décote dans la plage de 2 à 3 $ le baril en raison d'un ralentissement de l'activité des raffineries asiatiques et d'une compression de la marge des raffineries indépendantes chinoises. L'augmentation actuelle des cotations de référence améliore à nouveau les recettes d'exportation, mais l'infrastructure des sanctions — les restrictions sur le fret, l'assurance et les paiements — continue de maintenir les prix réalisables en dessous des indicateurs boursiers.
Marché du charbon : revanche face à la pénurie de GNL
Le charbon revient sur le devant de la scène énergétique mondiale en tant que carburant de dernier recours. Le charbon énergétique australien Newcastle se négocie autour de 130 $ la tonne. La chute des approvisionnements en GNL en Asie génère une demande supplémentaire : selon les estimations des analystes du secteur, la consommation additionnelle de charbon dans la région Asie-Pacifique pourrait atteindre environ 70 millions de tonnes en 2026, et jusqu'à 90 millions de tonnes en cas de reprise des combats à grande échelle.
Le Japon est le leader de la génération de charbon, où la production sur les centrales à charbon augmente à deux chiffres alors que celle à gaz diminue. La Corée du Sud et Taïwan augmentent également la charge de leurs capacités charbonnières. L'Inde, en revanche, freine ses importations grâce à la hausse de sa propre production et à des stocks élevés, tandis que la Chine reste relativement protégée grâce à la faible part du gaz dans son bilan énergétique. Il est révélateur que les plus grandes sociétés minières ne se précipitent pas pour approuver de nouveaux projets, considérant la hausse de la demande comme cyclique, et non structurelle.
Énergie et renouvelables : une année record en période de crise
Le paradoxe de l'année 2026 est que le choc énergétique n'a pas ralenti, mais a accéléré la transition énergétique. Selon la récente mise à jour des prévisions de l'Agence internationale de l'énergie, la demande mondiale d'électricité augmentera de 3,6 % en 2026 et de 3,8 % en 2027 — passant de 28 600 TWh en 2025 à 30 700 TWh d'ici 2027. Les moteurs de cette croissance sont l'industrie, le transport électrique, la climatisation et les centres de données.
Les points clés des prévisions de production sont les suivants :
- La production renouvelable dépassera en 2026 pour la première fois dans l'histoire celle du charbon à l'échelle mondiale.
- La production d'énergie renouvelable augmentera de plus de 8 %, représentant un pourcentage dans la production mondiale passant de 33 % en 2025 à 37 % d'ici 2027.
- La production solaire ajoutera environ 600 TWh et dépassera l'éolienne, devenant la deuxième source d'énergie renouvelable après l'hydroélectricité.
- La demande d'électricité en Inde augmentera de 7 % ; le pays a pour la première fois dépassé le seuil de 100 GW de production variable renouvelable.
Le paysage d'investissement confirme cette tendance : les investissements cumulés dans le secteur énergétique mondial en 2026 sont estimés à 3,4 trillions de dollars, dont environ 2,2 trillions de dollars sont dirigés vers des technologies à faible émission de carbone et des infrastructures de réseau électrique. Les énergies renouvelables représentent environ 665 milliards de dollars, dont 365 milliards de dollars dans l'énergie solaire — soit en fait 1 milliard de dollars par jour, 200 milliards de dollars dans l'énergie éolienne et 75 milliards de dollars dans l'hydroénergie. Les investissements dans les systèmes de stockage d'énergie dépasseront pour la première fois 100 milliards de dollars, ayant augmenté de plus de 35 % en un an. La logique des investisseurs est simple : la production locale est une forme d'assurance contre les chocs géopolitiques dans les chaînes d'approvisionnement en hydrocarbures.
Qu'est-ce que cela signifie pour les acteurs du marché de l'énergie
Le marché est entré dans une phase où la formation des prix n'est pas déterminée par l'équilibre entre l'offre et la demande, mais par des évaluations probabilistes des scénarios militaires. Les conclusions pratiques pour les investisseurs, les entreprises pétrolières et énergétiques :
- La couverture est devenue obligatoire. L'amplitude des mouvements de 5 à 7 % par session rend les positions non couvertes sur le pétrole, le gaz et les produits pétroliers sources de risques inacceptables.
- La marge de raffinage sous pression des deux côtés. L'augmentation du coût des matières premières avec des limitations administratives ou concurrentielles sur les prix à la consommation réduit les spreads de raffinage des raffineries.
- La logistique est plus importante que la géologie. Ormuz, Bab-el-Mandeb et Novorossiysk ont montré que le coût du baril est aujourd'hui déterminé par la fluidité des goulets d'étranglement, et non par le volume des réserves dans les sous-sols.
- Le charbon et le nucléaire reçoivent une prime pour leur prévisibilité. Les actifs avec un long horizon contractuel et une base de ressources interne sont réévalués à la hausse.
- Le risque hivernal en Europe n'est pas écarté. Le retard de remplissage des stocks souterrains crée un potentiel pour une nouvelle flambée des prix sur le TTF au quatrième trimestre.
Les prochaines orientations pour le marché sont la dynamique de la voie diplomatique autour de l'Iran, la reprise des expéditions du CPC, les rythmes de remplissage des stocks de gaz en Europe et la prochaine décision de l’OPEP+ concernant les quotas. Chacun de ces événements est capable de déplacer les cotations de 5 à 10 $ le baril au cours d'une seule session. Les investisseurs et les acteurs du marché de l'énergie doivent partir du principe que l'augmentation de la volatilité dans le secteur pétrolier et énergétique se poursuivra au moins jusqu'à la fin du troisième trimestre 2026.
