AleaSoft Energy Forecasting, 7 octobre 2026. Le système énergétique mondial pourrait disposer de suffisamment d’énergie en 2027 et, dans le même temps, traverser des épisodes de prix élevés. Avec des stocks plus bas, des réserves stratégiques entamées pendant la crise et un contexte géopolitique incertain, la marge de réaction face à un nouvel imprévu s’est réduite. C’est pourquoi la volatilité, plus que le prix moyen, sera probablement la clé pour comprendre l’année prochaine.
Moins de marge pour absorber un nouvel imprévu
La situation actuelle des marchés internationaux du pétrole et du gaz naturel est marquée non seulement par les tensions qui affectent déjà l’offre, mais aussi par une capacité moindre à réagir à de nouveaux imprévus. Ce qui compte, ce n’est pas seulement la quantité de pétrole ou de gaz naturel que le monde peut produire, mais la marge disponible pour réagir à une nouvelle perturbation. Des stocks plus bas, des réserves stratégiques utilisées ces derniers mois, des problèmes sur certaines infrastructures, des coûts logistiques plus élevés et un contexte géopolitique qui reste très incertain ont réduit la capacité qui permettait traditionnellement d’absorber une interruption temporaire de l’approvisionnement.
Le détroit d’Ormuz en est l’exemple le plus clair. Son importance pour les flux mondiaux de pétrole et de gaz naturel liquéfié transforme toute tension prolongée en un problème mondial. Cependant, il n’est pas nécessaire que le détroit reste complètement fermé pour avoir des conséquences économiques. Un transit plus difficile implique des coûts de transport plus élevés, des assurances plus chères, des cargaisons détournées et une utilisation moins efficace des infrastructures énergétiques. L’énergie peut continuer d’arriver. La question est de savoir à quel prix.
Le scénario baissier existe aussi
Il convient de ne pas tomber dans une analyse exclusivement haussière. Le dernier Short-Term Energy Outlook de l’Energy Information Administration (EIA) des États-Unis, publié le 6 octobre, situe le prix moyen du Brent autour de 84 dollars par baril en 2027, contre les 96 dollars prévus pour 2026. La même prévision table sur une production pétrolière américaine d’environ 14,3 millions de barils par jour en 2027, contre 13,9 millions en 2026. Il existe également une marge pour que la production augmente dans d’autres pays et pour qu’une partie des exportations affectées par les conflits actuels se rétablisse progressivement. Un scénario de détente du marché pétrolier en 2027 est donc tout à fait possible.
Mais la question pertinente n’est pas seulement de savoir quel sera le prix moyen annuel, mais ce qui se passe autour de cette moyenne. Un marché disposant de moins de stocks et d’une capacité de réaction moindre peut connaître des mouvements de prix beaucoup plus brusques lorsqu’une nouvelle perturbation apparaît. Ce changement du profil de risque est probablement plus important que de chercher à anticiper si le Brent s’établira en moyenne à 80, 90 ou 100 dollars par baril.
Les réserves déterminent la capacité de réponse du système
Pendant une crise, les stocks permettent de découpler temporairement la consommation de la production. Si un problème d’approvisionnement survient, les économies peuvent continuer à consommer en puisant dans le pétrole stocké. Mais cette capacité s’épuise progressivement. Les réserves stratégiques et commerciales ont été utilisées intensivement pour contenir les problèmes d’approvisionnement de ces derniers mois et, le 2 octobre, les dirigeants du G7 ont convenu d’une nouvelle libération pouvant atteindre 100 millions de barils de pétrole et de gazole, coordonnée par l’Agence internationale de l’énergie sur quatre mois.
Ces décisions permettent de contenir le problème actuel, mais elles réduisent aussi la capacité à répondre au suivant. La reconstitution des stocks constituera en outre une autre source de demande future. Cela signifie que le marché pourrait rester tendu même avec une croissance économique mondiale modérée, car la nécessité de remplir à nouveau les réservoirs de stockage s’ajoutera à la consommation habituelle.
La Chine pourrait de nouveau modifier l’équilibre
La Chine reste l’une des plus grandes inconnues pour 2027. Une reprise plus solide de son économie augmenterait sa demande de pétrole, de gaz et d’autres matières premières. Il existe également une seconde dimension, la sécurité énergétique. Dans un environnement géopolitique plus incertain, la Chine a intérêt à maintenir des stocks élevés et à diversifier ses sources d’approvisionnement. Une reprise chinoise pourrait donc avoir un double impact, avec davantage de consommation et davantage de stockage. Cet effet serait particulièrement significatif s’il coïncidait avec la nécessité pour les États-Unis, l’Europe et d’autres pays de reconstituer leurs propres réserves, et il pourrait donner lieu à une concurrence pour l’approvisionnement supérieure à ce que suggéreraient les seuls chiffres de la croissance économique.
Pour l’Europe, le véritable risque réside dans le gaz
Du point de vue européen, l’élément le plus important pour 2027 n’est probablement pas directement le pétrole, mais le gaz. Ces dernières années, l’Europe a drastiquement réduit sa dépendance au gaz russe et a remplacé une grande partie de ces volumes par du GNL. Le système énergétique européen est désormais plus diversifié, mais il est aussi plus connecté au marché mondial du GNL et se trouve en concurrence directe avec l’Asie pour les cargaisons disponibles. En septembre, l’Europe a reçu 54% des exportations américaines de GNL, selon des données préliminaires de LSEG (London Stock Exchange Group), signe de l’importance qu’ont prise les États-Unis pour la sécurité énergétique européenne.
L’hiver 2026‑2027 sera donc décisif. Un hiver doux permettrait à l’Europe d’arriver au printemps avec des niveaux de stockage relativement confortables. Un hiver froid aurait l’effet inverse, et l’Europe devrait mener une forte campagne d’achats au printemps et en été pour reconstituer ses réserves de gaz avant l’hiver suivant. Si la demande asiatique augmente également à ce moment-là, les prix du gaz pourraient de nouveau subir de fortes pressions.
Du gaz aux prix de l’électricité
La transmission des prix du gaz aux marchés électriques européens est directe. Ormuz et les marchés internationaux du GNL influent sur le prix du gaz, le gaz influe sur le coût des centrales à cycle combiné et les centrales à cycle combiné continuent de fixer le prix marginal de l’électricité pendant de nombreuses heures. Cependant, la conséquence n’est pas forcément une hausse uniforme des prix de l’électricité.
La pénétration croissante de l’énergie photovoltaïque et de l’énergie éolienne transforme le profil des prix horaires. En Espagne, il y aura de plus en plus d’heures avec une forte production renouvelable et des prix bas, en particulier pendant les heures solaires. Mais il y aura encore d’autres heures pendant lesquelles les technologies pilotables, dont les centrales à cycle combiné, seront nécessaires pour couvrir la demande et, si les prix du gaz sont élevés, ces heures pourront enregistrer des prix considérablement plus élevés. Deux phénomènes apparemment contradictoires peuvent ainsi coexister : davantage d’heures d’électricité à des prix très bas et un marché de l’électricité marqué par une forte volatilité des prix.
Le spread sera de plus en plus important
Cette tendance a des conséquences importantes pour les producteurs, les consommateurs et les investisseurs. Pour une centrale photovoltaïque, il ne suffit plus de connaître l’évolution du prix moyen du marché : ce qui compte le plus, c’est son prix capturé. Pour un grand consommateur, il ne suffit pas de prévoir le coût annuel moyen de l’électricité : ce qui compte, c’est le moment où il consomme et le prix pendant ces heures. Et pour une batterie, l’élément fondamental est précisément la différence entre la valeur de l’électricité à différents moments. Plus la pénétration renouvelable est élevée, plus il est nécessaire de déplacer l’énergie des heures d’abondance vers les heures de pénurie.
Il faut néanmoins éviter les simplifications excessives. Une batterie ne se valorise pas avec un spread : elle se valorise en simulant son fonctionnement tout au long de sa durée de vie. Les revenus futurs dépendront de l’évolution des prix horaires, de la demande, de la production renouvelable, des services d’équilibrage, des écrêtements, des contraintes de réseau, de la dégradation de la batterie et de la concurrence croissante entre systèmes de stockage. C’est pourquoi la prévision des revenus doit progressivement devenir une prévision des risques.
Renouvelables et stockage comme protection contre la volatilité
Les crises des combustibles fossiles tendent à être interprétées dans un premier temps comme un problème pour la transition énergétique. À moyen et long terme, c’est précisément l’inverse qui se produit. Plus l’incertitude sur le coût et la disponibilité du pétrole et du gaz importés est grande, plus la valeur stratégique de disposer de ressources énergétiques propres est élevée. L’Europe importe une grande partie des combustibles fossiles qu’elle consomme, alors que le soleil et le vent sont des ressources locales.
Les renouvelables variables produisent lorsque la ressource est disponible et pas nécessairement lorsqu’il y a de la demande. Le stockage d’énergie permet de commencer à changer cette relation. Le photovoltaïque et l’éolien produisent de l’énergie sans besoin de combustible, et les batteries permettent de décaler dans le temps une partie de cette production. La combinaison des énergies renouvelables, du stockage, des réseaux électriques, des interconnexions, de la gestion de la demande et de la production flexible permettra de réduire progressivement l’exposition de l’Europe aux marchés internationaux des combustibles.
2027 : moins de certitudes et un besoin accru de scénarios
Il est aujourd’hui très difficile d’anticiper quel sera le prix moyen du pétrole, du gaz ou de l’électricité sur l’ensemble de 2027. Des forces significatives s’exercent dans les deux sens. Du côté baissier figurent l’augmentation potentielle de la production mondiale, la remise en service des infrastructures affectées, la croissance des renouvelables et une éventuelle normalisation géopolitique. Du côté haussier figurent les faibles stocks, la nécessité de reconstituer les réserves, les incertitudes au Moyen-Orient, une possible reprise de la demande asiatique et la concurrence mondiale croissante pour le GNL. C’est pourquoi le concept le plus important pour 2027 ne sera probablement pas le prix, mais la volatilité.
Dans ce contexte, travailler exclusivement avec un scénario central est de moins en moins utile. Les producteurs, les grands consommateurs, les développeurs, les fonds et les institutions financières doivent connaître le scénario attendu et, en outre, ce qui peut se passer si les prix du gaz, la demande, la production renouvelable ou les conditions géopolitiques changent. Pendant de nombreuses années, l’objectif principal de la transition énergétique a été de produire de l’électricité renouvelable à des prix toujours plus bas. Désormais, le défi consiste aussi à disposer de cette électricité lorsqu’elle est nécessaire, et la valeur résidera de plus en plus dans la capacité à la stocker, à la gérer et à la livrer au bon moment.
Prévisions et scénarios pour décider dans un marché volatil
Dans ce scénario, les décisions d’achat, de vente, de couverture et d’investissement exigent des prévisions cohérentes sur tous les horizons temporels et une analyse des risques fondée sur des scénarios. AleaSoft Energy Forecasting, à travers AleaBlue, fournit des prévisions des prix des marchés de l’électricité et des prévisions des prix des combustibles à court et moyen terme pour la gestion des risques et des opportunités. AleaGreen propose des prévisions à long terme avec des bandes de confiance pour la valorisation d’actifs, les PPA et le financement de projets d’énergies renouvelables. Par ailleurs, AleaStorage analyse les revenus et les risques des projets de stockage avec des batteries tout au long de leur durée de vie.
Source : AleaSoft Energy Forecasting