Les perspectives du pétrole pour 2026

Le marché pétrolier aborde une phase particulièrement délicate, marquée par une convergence de facteurs baissiers tant structurels que géopolitiques.

En effet, les conditions fondamentales du marché pétrolier sont réunies pour une baisse prolongée des prix sur l’ensemble de l’année 2026. L’augmentation des stocks flottants et la diminution des prix officiels de vente au Moyen-Orient corroborent cette lecture.

En outre, les marchés évaluent la probabilité d’un accord de paix entre la Russie et l’Ukraine. Malgré les fortes incertitudes entourant les modalités et le calendrier d’un tel accord, il y a des risques baissiers significatifs pour les prix du brut, et plus encore pour les produits raffinés, dans l’hypothèse d’un allègement des sanctions visant le secteur pétrolier russe.

Cette perspective, même incertaine, a suffi à réduire la prime de risque géopolitique intégrée dans les prix. En effet, si un accord venait à lever, même partiellement, les sanctions frappant le secteur pétrolier russe pourraient être levées, et ainsi le marché serait confronté à un afflux supplémentaire de brut et, surtout, de produits raffinés.

À ce stade, les acteurs de marché intègrent déjà une certaine probabilité de détente géopolitique, ce qui contribue à la faiblesse des prix.

Un cessez-le-feu en Ukraine pourrait réduire la prime de risque pétrolière d’environ 10 %, même si les récentes attaques de drones ont causé des dommages réels aux infrastructures énergétiques russes, notamment aux raffineries, aux sites de stockage et au terminal CPC de Novorossiïsk. À l’inverse, une escalade militaire majeure, comme l’arrêt complet du CPC pendant trois trimestres, pourrait faire grimper les prix du pétrole d’environ 15 %.

En cas d’accord de paix, on estime un risque baissier supplémentaire de 4 à 5 $/baril sur les prix 2026, lié à une reprise graduelle de la production russe et à une hausse des stocks livrés dans les hubs de prix de l’OCDE, à condition que les exportations russes par voie maritime se normalisent. L’impact immédiat serait toutefois limité, car le marché intègre déjà une probabilité non négligeable d’accord, et le redémarrage de la production russe prendrait du temps.

Sur le plan fondamental, la dynamique offre/demande laisse entrevoir un déséquilibre croissant à partir de 2026. D’un côté, la demande mondiale poursuit sa progression mais à un rythme beaucoup plus lent que par le passé, autour de 0,8 mb/j par an selon les estimations de l’IEA.

Cette modération s’explique par le ralentissement économique global, l’amélioration de l’efficacité énergétique et l’intensification de la transition vers des énergies alternatives.

De l’autre côté, l’offre reste particulièrement robuste. L’offre est engagée dans une dynamique beaucoup plus expansionniste. L’IEA projette une hausse de l’offre mondiale de 3,1 mb/j en 2025 puis 2,5 mb/j en 2026, pour atteindre 108,7 mb/j, soit un niveau supérieur de près de 4 mb/j à la demande attendue sur la même période ; cela se traduit, dans sa dernière communication, par une estimation de surplus de marché de l’ordre de 4,09 mb/j en 2026, soit près de 4 % de la demande mondiale.

De fait, les États-Unis continuent d’afficher une productivité remarquable dans les hydrocarbures non conventionnels : les gains technologiques, notamment ceux liés à l’analyse de données et à l’IA appliquée à la conception et à l’optimisation des puits, permettent d’extraire davantage avec moins de rigs. De fait, malgré la baisse du nombre de rigs à un plus bas de quatre ans, la production américaine a atteint des records (13,6–13,8 mb/j) et l’EIA prévoit désormais en moyenne 13,6 mb/j en 2025 et 2026.

À prix constants, cela implique une poursuite de la croissance de la production américaine en 2025–2026. Autrement dit, même avec des signaux de discipline capitalistique (capex en légère baisse, recentrage actionnarial), les gains de productivité permettent encore d’augmenter l’offre à prix constants.

Les enquêtes Dallas Fed indiquent néanmoins que le coût marginal des nouveaux puits s’est déplacé dans une zone 60–70 $/bbl en moyenne, avec un break-even pour l’exploitation des puits existants autour de 40 $/bbl, ce qui implique qu’il faut des prix durablement proches de 50 $/bbl pour véritablement entamer la croissance de la production américaine, mais pas pour arrêter l’exploitation du stock existant.

Parallèlement, l’OPEP+ contribue elle aussi à l’excès d’offre potentiel. Après avoir déjà ajouté près de 3 mb/j depuis mi-2024, l’alliance conserve une capacité de production inutilisée significative, susceptible d’être réintroduite si nécessaire. En additionnant la croissance des volumes non-OPEP+ et la remontée progressive de l’offre OPEP+, les agences prévoient un surplus mondial proche de 4 mb/j en 2026.

En outre, la politique d’OPEP+ ajoute une dimension stratégique à moyen terme. L’alliance vient d’adopter un nouveau mécanisme de quotas fondé sur la « Maximum Sustainable Capacity » (MSC), qui servira de base pour les niveaux de production à partir de 2027 et qui vise explicitement à récompenser les pays ayant massivement investi dans leurs capacités (Arabie saoudite, Émirats, Koweït).

Ce cadre incite les producteurs à faible coût à développer davantage leurs capacités pour sécuriser des parts de marché futures, alors même que la demande mondiale se dirige vers un plateau d’ici la fin de la décennie.

En pratique, cela signifie qu’en cas de baisse durable des prix vers 50 $/bbl en 2026, l’alliance devra arbitrer entre soutenir les prix par de nouvelles coupes ou préserver ses parts de marché et accepter un environnement de prix plus bas. La décision récente de maintenir les niveaux de production pour le début de 2026, malgré les signaux de surplus croissant, montre que le compromis actuel penche encore du côté de la prudence, mais pas d’un resserrement agressif.

Un tel excédent, s’il se matérialisait, générerait une accumulation rapide des stocks et exercerait une pression durable sur les prix. Les observations récentes confirment cette tendance : les stocks mondiaux ont fortement augmenté depuis le début de l’année, essentiellement sous forme de « stocks flottants ».

Cette surabondance d’offre se reflète déjà dans les stocks. Les inventaires pétroliers mondiaux ont augmenté d’environ 225 millions de barils sur les huit premiers mois de 2025, pour atteindre un plus haut de quatre ans autour de 7,9 milliards de barils. Plus d’un tiers de cette hausse provient de la Chine, dont les stocks sont désormais 30 % supérieurs à leur niveau de 2019, sous l’effet d’une stratégie délibérée de sécurisation énergétique.

Le volume de pétrole stocké en mer atteint un niveau inédit depuis 2021, signe qu’une partie des barils peine à trouver un débouché immédiat. Ce ralentissement de l’activité des tankers suggère que certains producteurs et traders rencontrent des difficultés croissantes à placer leurs cargaisons auprès des raffineurs.

Ce gonflement de l’« oil on water » est cohérent avec les signaux micro qu’on observe : ralentissement de l’activité de certains transporteurs, allongement des durées de voyage, difficulté accrue pour les traders à placer les cargaisons auprès des raffineurs.

Tant que la phase de restockage n’est pas pleinement engagée dans les hubs OCDE, ce pétrole en mer agit comme un coussin baissier : il peut être rapidement déchargé si les prix s’apprécient, ce qui limite la capacité du marché à enclencher un bull run durable.

Un scénario alternatif envisage néanmoins une forte correction des prix au début de 2026, suivie d’une réaction vigoureuse de l’OPEP+. Pour être crédible, une telle réponse nécessiterait une réduction de production comprise entre 1 et 2 Mb/j. Plus la décision serait rapide et profonde, plus le potentiel de rebond serait important.

Dans ce cadre, le Brent pourrait revenir vers 65 $/baril au second semestre 2026, contre un prix d’équilibre autour de 57 $/baril dans le scénario central. Toutefois, une telle réduction des quotas viserait davantage à rééquilibrer le marché qu’à relancer durablement les prix.

Enfin, le positionnement des investisseurs n’offre pas, pour l’instant, de contrepoids significatif à cette pression fondamentale. Les données CFTC et les agrégats de type Macromicro montrent que les money managers restent nets longs sur le Brent et le WTI, mais à des niveaux intermédiaires, loin des extrêmes observés lors des phases euphoriques de 2022–2023.

Autrement dit, le marché n’est ni massivement suracheté ni totalement déserté : il existe une marge pour des épisodes de short-covering si un choc haussier survient (annonce de coupes OPEP+, incident géopolitique), mais la structure du positionnement ne suffit pas à justifier, à elle seule, un rebond durable des prix.

Alors, on estime que le biais baissier est déjà largement intégré dans le consensus, ce qui suggère un déséquilibre des risques vers la hausse. Les positions spéculatives sur le WTI apparaissent nettement sous-pondérées, ce qui crée un risque de surprise haussière, sans toutefois remettre en cause le scénario central.

Au total, l’évolution attendue des fondamentaux milite clairement pour une trajectoire baissière des prix. À défaut d’un resserrement de l’offre par l’OPEP+ ou d’un retournement inattendu de la demande mondiale, le marché devrait entrer en 2026 avec un excédent significatif.

Dans un scénario central de statu quo géopolitique, le Brent pourrait évoluer dans une fourchette de 55–65 $/bbl, avec une moyenne autour de 55 $/bbl. En revanche, si un accord de paix crédible se concrétisait, la pression baissière serait plus prononcée : les prix pourraient rapidement glisser sous 50 $/bbl au T1 2026, avant un éventuel ajustement ultérieur de l’offre américaine ou de l’OPEP+.

Dans un tel cadre, la prudence s’impose : la visibilité sur les prix reste limitée, les fondamentaux plaident pour un marché excédentaire, et la probabilité d’un ajustement désordonné des flux russes ou américains reste élevée.

En définitive, tant les signaux macro-fondamentaux que les dynamiques micro (stocks flottants, activity tankers, faiblesse des cracks raffinés) convergent vers un environnement pétrolier structurellement plus lourd.

Deux développements récents renforcent marginalement le biais haussier, bien que leur impact global reste limité. Premièrement, les exportations russes pourraient s’avérer inférieures aux attentes, du moins en début d’année. Deuxièmement, le durcissement de la position américaine vis-à-vis du Venezuela, pouvant aller jusqu’à un blocage total des exportations, entraînerait un arrêt significatif de la production vénézuélienne.