Actualités actuelles du secteur de l'énergie et des ressources naturelles au 16 février 2026 : dynamique des prix du pétrole et du gaz, marché du GNL, situation dans le secteur de l'électricité, Énergies renouvelables, charbon et produits pétroliers. Analyse pour les investisseurs et les acteurs du marché énergétique mondial.
Pétrole : négociations USA–Iran et retournement d'avril de l'OPEP+
À la date du 16.02.2026, le Brent se situe autour de 67,72 $ le baril, le WTI autour de 62,86 $. Au cours de la semaine dernière, le Brent a baissé d'environ 0,5 %, tandis que le WTI a chuté d'environ 1 % : le marché a réagi aux signaux concernant un possible accord USA–Iran, mais n'a pas pu complètement « supprimer » la prime en raison des risques d'échec des négociations et des facteurs d'approvisionnement. De plus, il n'y a pas de prix calculé pour le WTI aux États-Unis en raison d'un jour férié, ce qui réduit l'information sur les mouvements journaliers dans la partie américaine du marché.
Le focus à moyen terme se déplace sur l'OPEP+ : des sources rapportent que certains membres envisagent une augmentation des quotas à partir d'avril ; la réunion clé des huit pays participants est prévue pour le 1er mars. Pour le printemps et l'été, cela renforce l'importance des spreads (à court terme/à long terme) et des différentiels de qualité du pétrole, surtout en période de liquidité faible. Les évaluations fondamentales divergent également : l'Agence internationale de l'énergie, dans son rapport de février, anticipe une augmentation de la demande plus modérée et un accroissement notable des stocks, limitant ainsi le potentiel de hausse sans nouveaux perturbations d'approvisionnement.Sanctions et logistique : le coût des services maritimes comme facteur de marché
L'UE a proposé une interdiction plus large des services soutenant l'exportation maritime de pétrole russe. Si le paquet est adopté, il pourrait remplacer le mécanisme de plafond de prix et augmenter les coûts d'assurance, de fret et de conformité le long de toute la chaîne logistique. En conséquence, le rôle de la flotte « fantôme » se renforce et la prime pour une logistique transparente augmente, surtout sur les itinéraires Russie→Asie et dans le segment des produits pétroliers, où la traçabilité des matières premières est devenue une condition commerciale d'accès à l'UE.
Concernant le gaz, le cadre de sanctions se prolonge : l'UE a approuvé un calendrier obligatoire pour l'arrêt de l'importation de GNL russe d'ici la fin de 2026 et de gaz par pipeline d'ici l'automne 2027, avec une capacité limitée de repousser les délais en cas de problèmes de stockage. Cela accrédite la valeur des contrats à long terme pour le GNL, des capacités de regazéification et de la flexibilité du portefeuille pour les acheteurs et fournisseurs européens.Gaz : TTF pour l'Europe, Henry Hub pour les États-Unis, GNL pour l'Asie
Le gaz européen (TTF) se maintient autour de bas 30 €/MWh (dernières valeurs disponibles — environ 32 €/MWh). Le marché anticipe déjà des difficultés pour la saison de remplissage des stockages face au déclin structurel des volumes russes : les actualités concernant la flotte de GNL, les itinéraires et la réglementation se traduisent rapidement par des primes sur les hubs et une augmentation des coûts de « flexibilité ».
Aux États-Unis, après des extrêmes en janvier, le Henry Hub est revenu dans une fourchette d'environ 3–3,5 $/MMBtu pour les contrats à court terme, mais les prévisions de l'EIA estiment toujours un prix moyen plus élevé en 2026 (environ 4,3 $/MMBtu). En Asie, le point de référence des prix du GNL (JKM) pour les contrats de printemps se situe autour de 10–11 $/MMBtu : le marché attend une vague d’entrée de nouvelles capacités en 2026 et la reprise des importations chinoises, bien que ce ne soit pas nécessairement au niveau de 2024.
Électricité et réseaux : l'industrie de l'UE fait pression sur les régulateurs
Dans l'UE, les dirigeants des pays d'Europe centrale appellent à une baisse des prix de l'électricité comme condition de compétitivité de l'industrie, soulignant le rôle du gaz coûteux et des coûts liés à la réglementation carbone du système ETS. Parallèlement, des options de correction du système des quotas gratuits et du parcours vers ETS2 sont en discussion, ce qui est important pour les marchés de l'électricité, des métaux et de la chimie.
Les capacités du réseau deviennent un « goulet d'étranglement » clé dans la transition énergétique. La France promeut l'idée d'un marché unique de l'énergie et d'un réseau européen intégré, tandis que les régulateurs britanniques et français ont suspendu l'accord sur un nouveau interconneteur, signalant un désaccord sur la répartition des coûts et des revenus. D'un point de vue d'investissement, cela signifie que la part des coûts systémiques (réseaux, équilibrage, connexions) dans la facture d'électricité augmente et peut dominer sur le prix de gros net.
Énergies renouvelables : les enchères accélèrent l'entrée, tandis que les chaînes d'approvisionnement deviennent plus coûteuses
L'enchère britannique « Contracts for Difference » a confirmé l'ampleur de la demande en énergies renouvelables : des projets totalisant 6,2 GW ont été retenus (dont 4,9 GW pour la génération solaire), et la capacité totale de l'enchère est estimée à environ 14,7 GW. Pour le marché, les niveaux de prix d'exercice (à prix de 2024) ont également de l'importance : la génération solaire et l'éolien terrestre restent compétitifs par rapport aux nouvelles centrales à gaz sur le prix du contrat.
En Europe du Nord, l'accent reste mis sur l'éolien offshore et l'infrastructure partagée. Pour un investisseur dans les énergies renouvelables, cela déplace le focus de la « génération propre » vers les réseaux, le stockage, les services de flotte et les équipements — c'est-à-dire vers les segments où le manque de capacités et les retards de livraison se manifestent le plus souvent dans le cycle d'investissement.
Charbon : retournement structurel dans le commerce face à l'augmentation de la production intérieure
Malgré une demande mondiale record en 2025, les importations maritimes de charbon en Asie ont diminué : le marché est de plus en plus déterminé par la Chine et l'Inde, qui augmentent leur production intérieure tout en augmentant simultanément la part des énergies renouvelables dans la génération. La Chine prévoit une augmentation de la production à 4,86 milliards de tonnes en 2026 (le rythme le plus lent depuis une décennie) et prédit une baisse des importations en raison des risques liés aux approvisionnements en provenance d'Indonésie. Le corridor de prix du charbon énergétique à la mi-février se maintient autour de 110–120 $/t, soutenant les offres des exportateurs et préservant la compétitivité du charbon par rapport au GNL dans les zones côtières d'Asie.
Produits pétroliers et raffineries : incidents en Russie et réorganisation des flux de diesel
Le marché des produits pétroliers (diesel/gazole, essence, fioul) reste vulnérable aux accidents des raffineries et à la logistique des sanctions. À la raffinerie de Volgograd, après une attaque de drones, le traitement a été stoppé : les dommages à une installation clé augmentent le risque de primes à court terme dans les chaînes régionales. En Europe, les sanctions modifient les modèles opérationnels : TotalEnergies a pris en charge la gestion opérationnelle complète de la raffinerie Zeeland aux Pays-Bas, fournissant des matières premières et récupérant toute la production tout en maintenant la part de l'actionnaire russe dans le capital.
Après l'interdiction de l'UE sur l'importation de combustibles produits à partir de pétrole russe, les flux de diesel se redistribuent : les approvisionnements indiens se tournent vers l'Afrique de l'Ouest, tandis que l'Europe renforce ses importations en provenance des États-Unis et des pays du Moyen-Orient. Cela rend les produits pétroliers plus sensibles au fret et à la conformité qu'au prix même du pétrole, et accroît la valeur des raffineries « flexibles » ayant accès à différentes qualités de matières premières.
Prévisions pour le mardi 17 février 2026
- Pétrole : risque clé — nouvelles de Genève (USA–Iran) et attentes concernant l'OPEP+ avant le 01.03.2026 ; scénario de base — Brent dans la fourchette des hauts 60 $ avec maintien de la prime de risque.
- Gaz : pour l'Europe — météo et rapidité de la transition vers la saison de remplissage ; pour les États-Unis — prévisions de température et attentes pour les rapports de l'EIA ; pour l'Asie — spread JKM/TTF et disponibilité de la flotte de GNL.
- Électricité : signaux politiques concernant l'ETS et les investissements dans les réseaux de l'UE, ainsi que régulations sur les interconnexions et les tarifs au Royaume-Uni.
Bloc d'analyse succinct : recommandations
- Investisseurs : privilégier les entreprises avec un flux de trésorerie diversifié (majors intégrés, portefeuilles de gaz/GNL, réseaux), car la volatilité en 2026 proviendra souvent de la logistique et de la régulation.
- Négociants : concentrer sur les spreads et les primes (pétrole/produits pétroliers/fret), et non uniquement sur la « direction » ; c'est là que se crée l'arbitrage en cas de sanctions.
- Raffineries : couvrir à l'avance les primes de produits et garantir une logistique alternative pour les matières premières et les expéditions — les incidents frappent souvent plus le diesel et l'essence que le pétrole brut.
- Énergies renouvelables et électricité : évaluer les projets en tenant compte des coûts de réseau, de connexion et d'équilibrage — ce sont précisément les coûts systémiques qui deviennent un enjeu politique dans l'UE.
