Actualités du marché pétrolier et gazier et du secteur énergétique pour le mercredi 31 décembre 2025 : marché mondial du pétrole et du gaz, GNL, énergies renouvelables, électricité, charbon, raffineries et tendances clés pour les investisseurs et les acteurs du SE.
À la fin de 2025, l'état du complexe énergétique est marqué par un excès d'approvisionnement en pétrole et en gaz, maintenant les prix à des niveaux minimaux. Par exemple, le pétrole Brent se négocie autour de 60 $ le baril, tandis qu'aux États-Unis, les prix de détail de l'essence sont tombés en dessous de 3 $ le gallon, atteignant un niveau inconnu depuis 2021. En Europe, les stocks souterrains de gaz sont remplis à près de 90 %, ce qui permet de maintenir des prix de "gaz bleu" modérés même avec l'arrivée des temps froids. En parallèle, la transition énergétique mondiale prend de l'ampleur : les énergies renouvelables (ENR) battent des records de production, et de nombreux pays augmentent leur capacité éolienne, solaire et d'autres technologies propres. Voici un aperçu des principales nouvelles du secteur des matières premières et de l'énergie qui influencent les marchés mondiaux.
Marché mondial du pétrole : excès d'offre et prix stables
Le marché pétrolier mondial entre dans une nouvelle « course à l'offre ». À l'issue des réunions d'automne, l'OPEP+ a convenu de suspendre l'augmentation de la production au début de 2026, mais les livraisons totales restent élevées. Saudi Aramco a réduit plusieurs mois consécutifs les prix officiels de vente de pétrole sur le marché asiatique, reflétant un surplus de matière première. Les producteurs de schiste américains ont assuré une croissance sans précédent de la production – de 25 % en 2025 – et la production du Brésil et du Canada a également atteint des niveaux record. Pendant ce temps, la Chine a augmenté son programme d'achats de pétrole pour 2026, mais la demande sur la plupart des grands marchés reste modérée en raison d'un ralentissement économique. En somme, ces facteurs freinent la hausse des prix : Brent reste dans une plage d'environ 60-65 $ le baril, tandis que WTI se maintient autour de 58-62 $.
- Les prix du pétrole restent relativement stables. Brent se négocie autour de 62 $, WTI – autour de 58-60 $. Cela représente une baisse de 10-15 % par rapport à l'année précédente. Le facteur contraignant est « l'excès d'offre » face au ralentissement de la demande.
- L'OPEP+ a décidé de suspendre l'augmentation des quotas pour la première moitié de 2026. Le groupe maintient toujours des réductions de production d'environ 3,2 millions de barils/jour (environ 3 % de la demande mondiale).
- Saudi Aramco a encore une fois réduit les prix d'achat de son pétrole pour les acheteurs asiatiques pour février, abaissant la prime Arab Light à son plus bas niveau en cinq ans – environ 0,40 $ au-dessus des prix moyens Oman/Dubaï.
- Le Venezuela continue de rencontrer des difficultés. En raison des sanctions américaines, les exportations de pétrole brut en décembre ont chuté d’environ moitié par rapport à novembre. Toutefois, PDVSA élargit l'utilisation de pétroliers pour le stockage flottant et la livraison de pétrole en Chine dans le cadre du remboursement de dettes.
- Un nouveau projet pétrolier et gazier de Chevron au large des côtes de l'Angola a produit son premier pétrole en 2025. L'entreprise prévoit d'atteindre une production d'environ 25 000 barils/jour de pétrole et 50 millions de pieds cubes/jour de gaz sur le champ South N’Dola à son pic de développement.
Secteur gazier et GNL : exportations records et pression sur les prix
L'année 2025 a été marquée par des records d'exportation de GNL (gaz naturel liquéfié). Les principaux exportateurs, principalement les États-Unis et le Canada, ont considérablement augmenté leurs expéditions. En novembre, les États-Unis ont exporté plus de 10,9 millions de tonnes de GNL – c'est le troisième mois consécutif de record – principalement en raison du froid sur la côte et d'une forte charge de travail des usines Cheniere et Venture Global. À la fin de l'année, les exportations mondiales de GNL ont augmenté d'environ 4 %, dépassant 425 millions de tonnes (une croissance significative pour la première fois depuis 2022), en partie grâce à la mise en service de nouveaux terminaux aux États-Unis, au Canada et au Qatar. Toutefois, la concurrence sur le marché s'intensifie : d'ici 2030, de nouvelles capacités d'exportation devraient augmenter d'environ 50 %, ce qui pourrait entraîner une offre excédentaire temporaire et une baisse des prix. L'Europe reste le marché clé : en novembre, elle a reçu jusqu'à 70 % du GNL américain. Dans le même temps, la demande en Asie a ralenti – les prix asiatiques JKM restent autour de 11-12 $ par MMBTU. En raison des températures modérées et des stocks abondants de gaz naturel, les cotations européennes (TTF) à la fin de l'année tournaient autour de 10 $ par MMBTU.
- Les exportations de GNL ont atteint des niveaux record. Les États-Unis ont enregistré des volumes d'exportation d'environ 15 milliards de pieds cubes/jour en moyenne pour 2025 (+25 % par rapport à 2024), fournissant la majeure partie du gaz à l'Europe. Le Canada a commencé pour la première fois des expéditions régulières de GNL à partir de son nouveau terminal LNG Canada.
- Les prix du gaz augmentent modérément. Aux États-Unis, le prix moyen Henry Hub à la fin de novembre était d'environ 4,5 $/MMBTU (contre 3,4 $ en octobre) en raison de l'augmentation de la demande de liquéfaction. L'Europe et l'Asie se maintiennent au-dessus de 10 $/MMBTU, mais en dessous des niveaux records de l'hiver 2022-2023. L'excès d'offre en provenance des États-Unis atténue les fluctuations de prix.
- Nouveaux projets d'infrastructure. Aux États-Unis, plus de 50 milliards de dollars devraient être investis dans la construction de pipelines d'ici 2030 pour répondre à la demande intérieure et extérieure croissante. La mise en service de plusieurs grands projets de GNL asiatiques (Qatar, Australie) est attendue, et l'idée d'un élargissement du pipeline venant de l'Afrique de l'Est est également discutée.
- Caractéristiques régionales. La Chine a reçu en 2026 des quotas pour l'importation de pétrole et de gaz, avec une augmentation d'environ 8 % par rapport à l'année précédente, ce qui soutient sa demande. L'Inde, quant à elle, modère sa dépendance aux importations, en essayant de développer davantage la production locale de gaz et d'obtenir des compensations de la part de sociétés étrangères pour les manques d'approvisionnement en pétrole par rapport au gaz.
Secteur du charbon : demande record et déclin à long terme
Malgré le développement rapide des technologies « propres », la demande mondiale de charbon a également atteint des niveaux record en 2025, en raison de plusieurs facteurs. Selon l'AIE, la demande mondiale de charbon a augmenté d'environ 0,5 % pour atteindre 8,85 milliards de tonnes – principalement en raison d'un hiver froid et d'une hausse de la consommation dans les centrales électriques. En Chine, le plus grand consommateur, la consommation de charbon est globalement stable, bien qu'une baisse soit attendue avec l'augmentation des ENR. L'Inde a pour la première fois en cinq ans réduit sa consommation de charbon en raison de fortes pluies et d'un pic de production hydroélectrique. Aux États-Unis, la consommation de charbon a augmenté : de hauts prix du gaz et des mesures gouvernementales (décisions prolongeant l'exploitation des centrales au charbon) ont soutenu la demande. Cependant, les tendances à long terme indiquent clairement un déclin : dès 2030, la part du charbon dans le mix énergétique devrait réduire significativement sous l'influence des énergies renouvelables, du gaz et du nucléaire.
- Augmentation de la consommation. Selon l'Agence internationale de l'énergie, la demande mondiale de charbon a atteint un nouveau record (8,85 milliards de tonnes). Les plus fortes augmentations ont été observées dans les pays de la CEI et les États-Unis (principalement en raison des prix élevés du gaz), malgré un déclin en Inde et une stagnation en Chine.
- Inde et Chine. En 2025, l'Inde a réduit ses importations et sa consommation de charbon grâce à un volume record de précipitations et des projets hydroélectriques réussis. En Chine, malgré l'augmentation des ENR, le charbon continue de représenter plus de 50 % de la production ; cependant, Pékin prévoit une réduction progressive de la part du charbon d'ici 2030 avec l'augmentation des ENR et de l'énergie nucléaire.
- Tendance à long terme. Les experts de l'AIE soulignent qu'en raison des politiques de décarbonation et de facteurs économiques, la demande de charbon a atteint un plateau et commencera à diminuer progressivement dans la seconde moitié de la décennie. Les objectifs environnementaux précédemment fixés incitent à la conversion des centrales au charbon vers le gaz et à l'installation de centrales solaires et éoliennes supplémentaires.
Électricité et ENR : croissance record des renouvelables et nouveaux défis
En 2025-2026, un tournant historique s'est dessiné : la production totale d'électricité par les ENR a pour la première fois dépassé la part du charbon dans le mix énergétique mondial. L'augmentation de la consommation d'électricité de 2-3 % en 2025 a été entièrement assurée par la génération accrue grâce aux capacités éoliennes et solaires (croissance de plus de 30 % et 8 % respectivement), tandis que la génération à base de charbon a diminué. La part mondiale des ENR dans la production a dépassé 34 %, tandis que celle du charbon a chuté à environ 33 %. En parallèle, les capacités hydroélectriques et nucléaires augmentent : d'ici la fin de 2026, la génération nucléaire devrait atteindre un niveau record (principalement grâce à de nouveaux réacteurs en Chine, en Inde et en Corée). Selon le rapport de l'IEA, d'ici 2030, environ 80 % de la nouvelle croissance des ENR devraient provenir de l'énergie solaire, nécessitant des investissements extraordinaires dans les réseaux et les systèmes de stockage pour apaiser la variabilité. De nombreux pays ont déjà annoncé de grands projets : par exemple, l'Indonésie prévoit d'augmenter sa capacité installée d'ENR de 30 % au cours des cinq prochaines années, et l'UE élargit le financement des réseaux électriques et des centres de données alimentés par les ENR.
- Nouveaux records des ENR. Selon les agences sectorielles, rien qu'au premier semestre 2025, des installations solaires et éoliennes ont ajouté plus de 300 TWh à la génération mondiale. Cela correspond environ à la consommation annuelle d'électricité d'un pays comme l'Italie. La transition vers les ENR adoucit les rythmes de la demande, mais exige une modernisation des réseaux.
- Investissements dans le réseau et flexibilité. L'augmentation de la part des ENR pose des défis d'équilibrage pour l'énergie : des systèmes de stockage d'énergie (batteries, hydrogène), des réseaux denses et des générateurs réglables sont nécessaires. Des institutions internationales appellent les gouvernements à accélérer la construction de « réseaux intelligents » et de sous-stations, ainsi qu'à mettre en place des systèmes de gestion de la demande.
- Hydro et nucléaire. Bien que les ENR soient en tête, l'hydroélectricité reste une réserve importante – particulièrement en Asie. La génération nucléaire se renforce également : en 2025-2026, de nouveaux réacteurs seront mis en service en Chine, en Inde et aux Émirats Arabes Unis, ce qui contribuera à réduire les dépendances au charbon dans la région.
Géopolitique internationale : conflits et sanctions
Les événements politiques mondiaux demeurent un moteur important pour les prix des matières énergétiques. L'escalade du conflit au Yémen (impliquant les Émirats Arabes Unis et l'Arabie Saoudite) a ajouté à l'incertitude : les menaces de blocage du détroit de la mer Rouge et des interruptions d'approvisionnement en pétrole suscitent une prime de risque. Parallèlement, les négociations pour mettre fin à la guerre en Ukraine progressent peu, et le réexamen des positions des dirigeants russes en décembre a attisé les craintes concernant les flux futurs de gaz. Dans ce contexte, les prix du pétrole restent au-dessus des niveaux d'août, malgré le « surapprovisionnement » du marché. Les sanctions jouent également un rôle majeur : les États-Unis ont poursuivi la blockade des fourniture de pétrole vénézuélien, réduisant l'exportation de PDVSA d'environ la moitié en décembre. Cependant, certains pétroliers sous sanctions se dirigent vers les côtes du Venezuela, car Maduro paie des dettes envers la Chine en fournissant du pétrole. Le gouvernement russe a également prolongé l'interdiction d'exportation de l'essence et du diesel jusqu'en février 2026 en raison des risques de pénurie énergétique.
- Conflit au Yémen. Après des affrontements tendus en décembre, les Émirats ont annoncé le retrait de leurs troupes, mais la situation demeure tendue. La crise militaire ajoute des craintes sur les marchés pétroliers, car elle pourrait menacer d'importants itinéraires d'approvisionnement à travers la mer Rouge.
- Russie-Ukraine. Les négociations de paix sont au point mort : la Russie parle de « réexamen » de sa position, tandis que les dirigeants ukrainiens refusent tout compromis. Cela maintient des risques pour les approvisionnements en gaz (via Gazprom) et en pétrole (compte tenu des éventuels changements de sanctions).
- Blocus du Venezuela. Les États-Unis ont accru la pression sur l'exportation de pétrole vénézuélien : un blocus a été imposé aux pétroliers. Les exportations de PDVSA ont chuté d'environ 50 % en décembre. Cependant, une partie du pétrole continue d'être livrée en Chine dans le cadre d'accords d'échange. Maduro négocie avec les pays consommateurs, offrant des réductions substantielles pour éviter un arrêt complet des ventes.
- Moyen-Orient et Iran. Les tensions autour du programme nucléaire iranien demeurent l'un des facteurs de volatilité. Des signaux non officiels concernant la reprise de l'exportation de gaz et de pétrole iraniens pourraient influencer l'équilibre des approvisionnements dans la région d'ici la moitié de 2026.
Raffinage et produits pétroliers : marges et nouvelles tendances
L'excès mondial de pétrole brut ne signifie pas automatiquement une baisse des prix des produits pétroliers. Les prix du diesel sur le marché restent élevés en raison de restrictions structurelles de l'offre : les raffineries européennes réduisent le traitement du pétrole russe sous la pression des sanctions, et les frappes de drones sur les champs pétroliers russes aggravent la pénurie de diesel. En conséquence, la marge sur le marché du diesel en Europe a augmenté d'environ 30 % en 2025, malgré la baisse des prix de la matière première. Aux États-Unis, pendant la période de Noël, l'essence devient traditionnellement moins chère : au début décembre, les prix de détail sont tombés à un niveau de 2021 (environ 2,9 $/gallon). En Asie, de grands importateurs confirment une augmentation modérée de la consommation. En réaction, les raffineurs européens se réorientent vers la production de biocarburants et de kérosènes durables (SAF) afin de diversifier leurs activités. De plus, plusieurs pays discutent de l'introduction de nouvelles normes sur les composants écologiques des carburants, ce qui stimule la modernisation des raffineries.
- Augmentation de la marge du diesel. En raison de la diminution des exportations en provenance de Russie et du faible réapprovisionnement en Europe, les prix du diesel en novembre-décembre ont dépassé ceux du pétrole brut. Il est prévu qu'en 2026, la demande de diesel restera élevée (construction, agriculture), maintenant ainsi la marge à des niveaux moyens de 10-15 $/baril.
- L'euro a baissé. Alors que les prix des carburants diminuent sur les marchés asiatiques, les traders européens s'attendent à une baisse des prix de l'essence et du kérosène. Selon les agences, en décembre, les contrats à terme sur l'essence à Amsterdam sont tombés de 15 % par rapport à novembre, offrant ainsi un répit temporaire aux consommateurs.
- Transition vers le SAF et le biocarburant. Sous la pression de l'UE et des États-Unis, les raffineurs commencent à construire des installations pour produire du biodiesel et du SAF. Les programmes de subvention dans le secteur aérien contribuent à une hausse de la demande : par exemple, en Europe, la production totale de SAF devrait atteindre 3 millions de tonnes d'ici 2026.
- Stabilisation sur le marché intérieur des carburants. Dans plusieurs pays, des mesures d'urgence ont été prises. Ainsi, en Russie, où les prix de l'essence ont fortement augmenté au cours du premier semestre, l'interdiction d'exportation de carburant a été prolongée. Aux États-Unis, en revanche, l'activité des plates-formes de forage a augmenté - les entreprises ajoutent des puits pour profiter des bas prix du pétrole.
Grands projets et investissements : accords et ambitions futures
Malgré les difficultés à court terme, les entreprises pétrolières et gazières se préparent à une croissance à long terme. En 2025, plusieurs accords significatifs ont été conclus. La société Woodside Energy a signé un contrat à long terme pour la fourniture d'environ 5,8 milliards de mètres cubes de GNL à partir de nouveaux projets américains (Louisiane), avec des livraisons à commencer en 2030. Les compagnies pétrolières internationales continuent de déployer des projets d'envergure : par exemple, Saudi Aramco et les Émirats Arabes Unis prévoient d'augmenter les investissements dans l'exploitation pétrolière conventionnelle en 2026-2030 après une pause. Sur le front asiatique, Shell et ses partenaires au Canada rencontrent des difficultés pour démarrer l'usine LNG Canada : les deux lignes ont été à l'arrêt pendant plusieurs semaines en décembre en raison de pannes techniques. Le champ "Sakhaline-1" en Russie reste sous les projecteurs : le gouvernement a prolongé le délai de vente de 30 % de participation d'ExxonMobil jusqu'à la fin de 2026, ce qui donne une chance à l'intégration de la société étrangère après la levée des sanctions.
- Grands contrats de GNL. Aux États-Unis, un certain nombre de contrats de 10 à 15 ans pour des livraisons de GNL vers l'Asie et l'Europe ont été annoncés. Outre Woodside, des projets kazakhs (Tengiz, projet d'expansion du champ) et des projets russes (Lachta GNL, Arctic GNL) se sont joints à ces accords.
- Nouveaux projets pétroliers et gaziers. Chevron a commencé la production sur un site au large des côtes de l'Angola (le premier pétrole est apparu à l'été 2025), et l'italienne Eni envisage de faire de même au Mozambique et au Nigéria. Les ministères du développement des pays BRICS ont annoncé des plans pour augmenter la production de pétrole dans des champs épuisés à l'aide de technologies d'Enhanced Oil Recovery.
- Investissements dans les ENR. Parmi les stratégies des grandes entreprises figurent la diversification. Ainsi, la suédoise Vattenfall recherche un financement gouvernemental pour construire de nouveaux réacteurs nucléaires dans le cadre d'une stratégie "verte"; la chinoise CATL investit dans des usines de fabrication de batteries en Europe. En Asie, le nombre de coentreprises dans le domaine des énergies renouvelables est en augmentation.
- Préparation pour 2026. De nombreuses organisations de recherche et acteurs financiers s'attendent à ce qu'en 2026, les réserves de pétrole et de gaz continuent d'augmenter, nécessitant un ajustement des investissements. Les experts prévoient une baisse potentielle des engagements de capitaux des entreprises occidentales de 10 à 15 % d'ici la fin de 2026 – mais axée sur de nouvelles technologies (E&P dans l'Arctique, offshore) et la numérisation de la production.
