Offre de pétrole abondante, demande modeste
À la fin de l’année 2025, les fondamentaux du marché pétrolier indiquent que 2026 s’ouvrira sur une situation durable de sur?approvisionnement. L’offre mondiale devrait progresser de plus de 2 millions de barils par jour (mb/j) en 2026. Cette croissance reste nettement supérieure à celle de la demande, attendue à +0,8 à +1 mb/j, dans un contexte de ralentissement industriel mondial, de tensions commerciales persistantes et d’accélération de la transition énergétique dans les économies avancées et en Chine. Le marché aborde ainsi 2026 avec un excédent structurel, renforcé par l’inertie des projets déjà engagés.
Dans ce contexte, les prix devraient rester orientés à la baisse. Après s’être stabilisé autour de 68 USD fin 2025, le Brent pourrait évoluer en moyenne autour de 60 USD en 2026, soit son niveau le plus bas depuis 2021. Le premier semestre apparaît le plus vulnérable, en raison de l’arrivée simultanée de nouveaux volumes et d’une demande encore contrainte par la faiblesse du secteur manufacturier. La seconde moitié de l’année demeure plus incertaine : l’évolution des sanctions visant la Russie, l’Iran ou le Venezuela, les décisions de l’OPEP+ en matière de quotas, la réaction des producteurs américains de schiste à des prix plus bas ou encore la trajectoire de la croissance mondiale constitueront les principaux facteurs susceptibles d’infléchir la dynamique des prix.
Alors que la trajectoire de la production de l’OPEP+ reste incertaine, la croissance de l’offre en 2026 devrait être principalement tirée par les pays hors OPEP+. Les États?Unis demeureront le premier producteur mondial, mais leur contribution marginale devrait diminuer : les prix à terme du WTI restent proches du seuil de rentabilité des nouveaux puits de schiste — généralement situé entre 55 et 65 USD — ce qui freine les investissements, d’autant que les coûts augmentent sous l’effet des droits de douane sur l’acier. Si la production des bassins de schiste évolue de manière incertaine, les gisements conventionnels d’Alaska et l’offshore du Golfe du Mexique continueront d’apporter un soutien modéré à la croissance. Parallèlement, la production offshore mondiale restera un moteur important en 2026, portée par la mise en service de nouveaux FPSO au Brésil et en Guyane, ainsi que par une croissance stable en Norvège. Le Canada poursuivra l’expansion de ses sables bitumineux, tandis que la montée en puissance du gisement de schiste Vaca Muerta en Argentine contribuera également à l’augmentation de l’offre mondiale.
La croissance de la demande pétrolière restera modeste en 2026. Les économies émergentes concentreront l’essentiel de la hausse de la demande. L’Inde devrait en devenir le principal moteur dès 2026, portée par une croissance soutenue et une électrification encore limitée du parc automobile, tandis que la Chine verra sa consommation progresser plus faiblement en raison d’un ralentissement structurel et d’une électrification rapide des transports. En Europe, la transition énergétique continuera de réduire progressivement certains usages du pétrole.
La combinaison d’une demande modérée et d’une offre abondante devrait conduire à une accumulation des stocks en 2026, maintenant le marché en situation excédentaire et exerçant une pression durable sur les prix du brut. Dans ce contexte, la performance des entreprises pétrolières restera contrastée : les majors intégrées bénéficieront de la résilience de leurs activités aval et pétrochimiques, tandis que les producteurs à coûts élevés — notamment certains acteurs du schiste américain ou des projets offshore complexes — verront leurs marges comprimées. À l’inverse, les marges de raffinage devraient rester bien orientées en 2026, soutenues par la faiblesse du brut et par le déclin des capacités de raffinage en Europe et aux États?Unis, qui maintient les prix des produits raffinés à des niveaux élevés.
L'augmentation de l'offre mondiale de GNL remodèle les marchés gaziers
À l’inverse des hivers post?2022, durant lesquels l’Europe était parvenue à reconstituer ses stocks de gaz à des niveaux proches de 95–100 %, le continent aborde l’hiver 2025–2026 avec des niveaux nettement plus bas : 83 % en moyenne, et 79 % en Europe du Nord?Ouest. Malgré ces stocks historiquement faibles, les prix européens du gaz sont restés remarquablement stables. Cette faiblesse (relative) persistante du marché s’explique avant tout par le facteur dominant qui redéfinit aujourd’hui l’équilibre gazier mondial : la hausse rapide de l’offre globale de GNL. En particulier, l’abondance de GNL américain, disponible de manière flexible et en volumes croissants, réduit mécaniquement l’importance stratégique du stockage européen. Les États?Unis s’imposent de facto comme hub de stockage, fournisseur clé et référence de prix pour le marché gazier mondial, ce qui atténue la sensibilité de l’Europe à ses propres niveaux de stocks. Au-delà des Etats-Unis, les capacités de liquéfaction devraient connaître une forte hausse à l’échelle mondiale, notamment au Canada et au Qatar.
Dans un contexte où la demande européenne (corrigée des variations saisonnières) devrait rester globalement stable, l’expansion de l’offre mondiale de GNL contribuera à stabiliser les prix du TTF. Ceux?ci devraient se maintenir très en dessous du pic de 2022, lorsque les prix avaient dépassé 120 EUR/MWh en moyenne. Pour autant, les prix ne reviendront pas aux niveaux de 2018–2019, qui évoluaient autour de 15–20 EUR/MWh. Avec un TTF moyen en stabilisation autour de 28–30 EUR/MWh en 2026, cela reflèterait un marché plus détendu mais encore structurellement plus cher qu’avant la crise énergétique.
La hausse de l’offre gazière mondiale entraînera une modération des prix, mais une exception subsistera aux États?Unis. Le Henry Hub pourrait en effet légèrement augmenter, tout en demeurant inférieur à tout autre prix régional. Cette hausse relative s’explique par des niveaux de stocks plus faibles, conséquence directe de l’expansion rapide des exportations américaines de GNL, qui absorbe une part croissante de la production domestique. Dans ce contexte, le spread TTF–Henry Hub devrait continuer de se resserrer en 2026, après avoir atteint fin 2025 son niveau le plus bas depuis la crise énergétique de 2022. La position compétitive des États?Unis restera néanmoins favorable.
Au?delà de l’Europe et des États?Unis, les marchés gaziers resteront dominés en 2026 par l’Asie, qui demeurera le principal pôle de demande mondiale. La consommation y progressera modérément, portée par l’Inde et l’Asie du Sud?Est, tandis que la Chine affichera une croissance plus mesurée. L’abondance de GNL disponible à l’échelle mondiale devrait maintenir les prix asiatiques (JKM) à des niveaux contenus, bien en dessous des tensions observées en 2022, même si une prime asiatique subsistera en raison de la concurrence entre acheteurs pour sécuriser des cargaisons.
L’expansion des énergies renouvelables sera portée par le solaire
En 2026, les énergies renouvelables poursuivront leur forte expansion. Le solaire enregistrera la progression la plus importante, suivi par l’éolien. Alors que les renouvelables ne représentaient que 14,6 % du mix énergétique primaire en 2024, leur part dans la production d’électricité (32 %) devrait dépasser celle du charbon d’ici 2026. Cette montée en puissance mettra toutefois en lumière les défis croissants liés à leur intégration dans les systèmes électriques.
Les disparités régionales resteront marquées. L’Asie demeurera le principal moteur de croissance, portée par la Chine — qui concentrera plus de la moitié des ajouts mondiaux — et par l’Inde, dont l’expansion s’accélère. L’Europe continuera d’ajouter des capacités, mais sa progression sera freinée par les goulots d’étranglement dans les réseaux, les délais administratifs, les coûts de financement élevés et les difficultés d’intégration. Aux États?Unis, la dynamique reste solide grâce à l’Inflation Reduction Act, mais elle est fragilisée par un environnement réglementaire plus incertain : évolution possible de certains crédits d’impôt, renforcement des restrictions à l’importation, difficultés rencontrées par plusieurs projets éoliens offshore et durcissement des procédures d’autorisation sur terres fédérales. Dans les économies émergentes hors Asie, la croissance restera plus hétérogène, souvent limitée par l’accès au financement et la faiblesse des infrastructures électriques.
La variabilité du solaire et de l’éolien accentuera les besoins en flexibilité, en stockage et en renforcement des réseaux, tandis que la multiplication des épisodes de surproduction exigera une gestion plus fine de l’équilibrage et des interconnexions. Parallèlement, l’électrification des usages — chauffage, transports, industrie — nécessitera des investissements massifs dans les infrastructures. L’avenir des renouvelables dépendra donc autant de la capacité à intégrer cette production que de l’ajout de nouvelles capacités.
Les risques liés aux chaînes d’approvisionnement resteront élevés. La Chine domine la production de modules solaires, de composants intermédiaires et d’équipements clés, ainsi que l’extraction et surtout le raffinage des terres rares indispensables aux turbines éoliennes. Cette concentration expose le secteur à des vulnérabilités géopolitiques et industrielles.
Malgré la forte croissance des installations, les marges des fabricants d’équipements restent sous pression. D’après l’AIE, en Chine, les prix du photovoltaïque ont chuté de plus de 60 % depuis 2023, comprimant les marges à près de 10 % et entraînant environ 5 milliards USD de pertes cumulées depuis début 2024. Dans l’éolien, les fabricants hors de Chine ont également enregistré des pertes d’environ 1,2 milliard USD l’an dernier, reflétant un environnement de coûts élevé et des tensions persistantes dans les chaînes d’approvisionnement.
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