L’année a été volatile pour le pétrole : plusieurs escalades géopolitiques et d’autres pressions sur l’offre ont porté l’or noir à des niveaux qui, sur le long terme, ne sont pas soutenables pour une grande partie des sociétés occidentales. Le Brent est resté au-dessus de 100 $ le baril pendant une grande partie de l’année et, au 15 octobre, s’établit encore à 104,38 $, soit plus de 70 % au-dessus de son niveau de janvier.
Le West Texas Intermediate (WTI) américain évolue lui aussi autour de 96 $, après avoir récemment progressé sous l’effet des inquiétudes concernant la sécurité des infrastructures énergétiques au Moyen-Orient et du transport maritime via les détroits d’Ormuz et de Bab el-Mandeb. Bien loin, fort heureusement, des sommets de mai, les prix restent néanmoins élevés : les traders mettent en balance les perturbations persistantes de l’offre et la perspective d’une reprise des exportations, tandis que l’évolution de la situation géopolitique continue d’ajouter de l’incertitude à un marché déjà tendu.
Ajoutez à cela le manque d’harmonie entre l’OPEP+ et les producteurs hors OPEP, ainsi que l’arrivée de la saison de chauffage hivernale, et les turbulences pourraient bien se poursuivre. Une tendance qui pourrait limiter la hausse des prix à court terme, mais qui risque de devenir un tout autre problème par la suite, est le recul de la demande, tant de la part de l’industrie que des automobilistes. Dans cet article, nous mettrons en perspective tous ces facteurs, et bien d’autres, afin d’évaluer l’évolution possible du pétrole et du gaz au quatrième trimestre 2026 et au-delà.
Une offre fragile
La préoccupation immédiate du marché tient moins au contexte politique lui-même qu’à ses répercussions sur l’offre physique : même lorsque les exportations se poursuivent, l’allongement des itinéraires maritimes, la hausse des coûts de fret et les interruptions de capacité de raffinage peuvent limiter la disponibilité de pétrole brut physique et de produits raffinés. L’Energy Information Administration (EIA) des États-Unis a indiqué que le Brent avait atteint en moyenne 114 $ le baril en septembre, soit 23 $ de plus qu’en août. Elle prévoit une moyenne de 105 $ au quatrième trimestre, les contraintes d’offre et l’érosion des stocks maintenant une pression haussière. Les stocks mondiaux de pétrole ont diminué d’environ 1,9 million de barils par jour au troisième trimestre, et une nouvelle baisse de 0,7 million de barils par jour est prévue pour les trois derniers mois de 2026. Les prix pourraient néanmoins se détendre si les flux d’exportation régionaux se redressent, si les itinéraires maritimes alternatifs se développent et si les perturbations de l’offre disparaissent. L’EIA prévoit un prix moyen du Brent de 84 $ le baril en 2027, en supposant un redressement progressif de la production et des exportations. L’OPEP+ a convenu de maintenir inchangés ses objectifs de production pour novembre, mais cette décision n’offre qu’un soulagement limité à court terme : les principaux producteurs du Golfe pompent toujours bien moins qu’avant le conflit, de sorte que même les hausses de production annoncées précédemment ne se sont pas pleinement traduites par une offre supplémentaire. L’Arabie saoudite a augmenté sa production en septembre, favorisant le redressement de l’offre, mais sa récente et humiliante perte de territoire face aux Houthis a brièvement interrompu les flux de brut et de produits raffinés. Parallèlement, l’Agence internationale de l’énergie a fortement revu à la baisse ses prévisions de demande de pétrole, soulignant le risque croissant que la hausse des coûts des carburants et l’incertitude économique pèsent sur la consommation. Le marché se retrouve donc pris entre une offre physique contrainte et des perspectives de demande plus faibles, ce qui rend les prix très sensibles à toute évolution des conditions régionales ou à la capacité des producteurs à rétablir les exportations. Pour les investisseurs, la question centrale est de savoir si l’actuelle prime de risque géopolitique perdurera ou commencera à se résorber à mesure que les conditions d’offre physique s’amélioreront.
L’hiver approche
L’approche de l’hiver dans l’hémisphère Nord remet les produits raffinés, en particulier le diesel, au centre de l’attention. L’AIE estime que les exportations mondiales de diesel et de gazole ont chuté d’environ 700 000 barils par jour sur un an en septembre, tandis que les pertes d’approvisionnement provenant de Russie et du Moyen-Orient ont atteint un pic de 1,3 million de barils par jour. En septembre, cette tension a porté les marges de raffinage du diesel à un niveau record proche de 95 $ le baril. Les spreads de craquage du diesel européen ont toutefois ensuite reculé, passant d’environ 100 $ à 60 $ le baril début octobre, la hausse des coûts du brut et du fret ayant érodé la rentabilité des raffineries. La demande saisonnière de combustibles de chauffage devrait également accentuer la pression à l’approche de l’hiver, mais les perspectives restent compliquées par les prix élevés et le recours croissant au chauffage électrique : l’AIE prévoit une contraction de la demande mondiale de pétrole de 2,5 millions de barils par jour en glissement annuel au quatrième trimestre, le diesel représentant un quart du recul attendu pour 2026. Toutefois, l’annonce récente et controversée par le président Trump d’un accord sur le diesel russe pourrait entraîner une hausse de la demande, à mesure que les prix reculent et que la stabilité de l’approvisionnement se rétablit. La production des raffineries devrait revenir à son niveau de référence vers la fin de l’année, mais l’agence prévient que les marchés des distillats moyens pourraient rester imprévisibles jusqu’en 2027. Sans compter la réduction potentielle des capacités liée aux conflits en cours au Moyen-Orient comme en Europe, où les raffineries ont fréquemment été prises pour cible par les belligérants. Pour les investisseurs, les contrats à terme sur le diesel et les spreads de craquage du raffinage peuvent donc aider à déterminer si la demande hivernale et une offre restreinte de produits peuvent soutenir les marges, ou si une consommation plus faible et la reprise de l’activité des raffineries atténueront la tension. Les perspectives globales restent donc asymétriques : le pétrole fait face à des risques immédiats sur l’offre, tandis que le gaz naturel et les combustibles de chauffage sont de plus en plus sensibles aux niveaux de stockage régionaux, aux conditions météorologiques et à la capacité des fournisseurs à répondre à la demande saisonnière.
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