Par OMNEGY, sur l’évolution des prix du marché de l’énergie,
Macroéconomie & Géopolitique :
Les 10 et 11 septembre, des frappes de drones dans les régions de Riyad et de Médine, attribuées à des milices pro-iraniennes opérant depuis l’Irak, ont contraint l’Arabie saoudite à fermer son oléoduc Est-Ouest. Cette conduite achemine 4 à 5 millions de barils par jour vers le terminal de Yanbu, sur la mer Rouge : depuis le blocage d’Ormuz, c’est la principale voie de sortie du brut saoudien. Il restait à l’arrêt en fin de semaine et Riyad a suspendu certaines ventes vers l’Europe. Le Brent a atteint 108,75 $ le baril mardi 15 septembre, puis a reculé sur trois séances après que Riyad a évoqué le 18 septembre une remise en service partielle, le secrétaire américain à l’Énergie parlant d’une interruption « de quelques jours ».
Une seconde crise s’installe au Yémen. Les rebelles houthis, soutenus par l’Iran, étendent leur emprise sur la mer Rouge et ont pris le 14 septembre les îles Hanish, au nord du détroit de Bab el-Mandeb. Ce passage est devenu vital pour l’Arabie saoudite, qui y fait transiter ce qui sort encore de Yanbu : les deux issues du brut du Golfe, Ormuz à l’est et la mer Rouge à l’ouest, sont désormais sous menace.
Sur le détroit d’Ormuz lui-même, toujours quasi fermé, la réunion prévue à Oman le 14 septembre a été reportée : la proposition iranienne de formaliser son contrôle du passage avec un système de péages a été rejetée par l’Arabie saoudite et Oman. Le trafic reste réduit à une poignée de pétroliers par jour contre environ 85 avant la crise, trois navires ont été visés les 17 et 18 septembre, et Donald Trump a évoqué le 18 septembre une « grande décision » à venir sur l’Iran.
Côté monétaire, la Fed a relevé ses taux de 25 points de base le 16 septembre, à l’unanimité, son président Kevin Warsh jugeant l’inflation « trop élevée depuis trop longtemps » ; le rendement américain à 10 ans a atteint 5 %. La BCE avait fait de même le 10 septembre (taux de dépôt à 2,50 %), en citant les tensions inflationnistes liées au conflit au Moyen-Orient.
L’euro a reculé de 1,160 à 1,149 dollar sur la semaine : les variations en euros des matières cotées en dollars sont donc légèrement supérieures aux variations en dollars.
Gaz naturel: +0,5 % sur les prix de 2027 et -0,1 % sur les prix d’octobre 2026
Le gaz termine la semaine quasi stable, mais le chemin a été mouvementé. Lundi 14 septembre, le contrat d’octobre a atteint 82,42 €/MWh et le contrat 2027 a inscrit un nouveau plus haut à 60,00 €/MWh sur toute sa durée de cotation, dans la foulée de la fermeture du pipeline saoudien. Les prix ont ensuite reflué jusqu’à jeudi (75,92 €/MWh pour octobre) avant de rebondir vendredi, pour clôturer à 78,95 €/MWh sur octobre et 58,65 €/MWh sur 2027. Le contrat 2028 progresse davantage, à 36,96 €/MWh (+2,6 %).
Côté approvisionnement, les flux norvégiens par gazoduc ont reculé de 292,5 à 269,6 Mm³/j, tandis que les volumes GNL regazifiés vers le réseau européen ont remonté de 3,20 à 3,66 TWh/j.
Les stocks poursuivent leur remplissage : 69,1 % en Europe (+1,4 point) et 78,5 % en France (+3,1 points).
Sur les échéances plus lointaines, le mouvement de la semaine reste modeste mais orienté à la hausse : 28,79 €/MWh pour 2029 (+1,9 %) et 25,52 €/MWh pour 2030 (+2,0 %).
Électricité : -2,8 % sur les prix de 2027 et +6,9% sur les prix d’octobre 2026
L’électricité se sépare en deux mouvements opposés. Le contrat d’octobre a progressé de 144,94 à 155,00 €/MWh, sur une disponibilité nucléaire qui recule à 37,1 GW (contre 38,4 GW la semaine précédente), soit moins de 60 % du parc, et 38 GW de réacteurs en fonctionnement contre 40. Quand le parc nucléaire produit moins, le prix horaire se cale plus souvent sur les centrales à gaz : davantage d’heures se paient au prix du gaz, lui-même resté élevé. Le quatrième trimestre 2026 suit le même sens, à 156,88 €/MWh (+0,9 %).
Les échéances longues font l’inverse et rendent une partie de la hausse de la semaine précédente : le contrat 2027 revient de 89,54 à 87,00 €/MWh et le contrat 2028 de 63,35 à 58,03 €/MWh (−8,4 %).
Le recul se prolonge au-delà, à 56,06 €/MWh pour 2029 (−4,3 %) et 58,50 €/MWh pour 2030 (−1,7 %), alors que ces mêmes échéances avaient gagné 9,4 % et 6,1 % la semaine passée.
Les températures sont revenues à la normale de saison (17,6 °C).
Pétrole : +0,2 % sur le prix du pétrole brut
Le Brent termine la semaine à 103,87 $ le baril, soit 90,40 € : une variation nette faible qui masque un aller-retour.
La fermeture du pipeline Est-Ouest a retiré du marché la voie d’exportation saoudienne qui contournait Ormuz et a poussé le baril jusqu’à 108,75 $ mardi ; l’annonce d’une remise en service partielle a ensuite ramené les cours sur trois séances de baisse.
En euros, le recul de la monnaie européenne transforme la légère baisse en dollars en une légère hausse.
Co2: +1,6 % sur le prix des quotas pour décembre 2026
Les quotas européens (EUA), clôturent à 86,89 €/tonne. Après un creux à 84,76 €/tonne mercredi, le prix s’est redressé sur la fin de semaine, soutenu par le maintien du gaz à un niveau élevé et par une météo favorable à la demande d’énergie.
Charbon: -1,3% sur la tonne de charbon
Le charbon livré à Rotterdam recule à 136,50 $ la tonne, soit 118,80 €. Le repli est atténué en euros par la baisse de la monnaie européenne face au dollar.
Prix du gaz dans le monde :
Le gaz asiatique a fortement progressé : l’indice JKM, référence des livraisons de GNL au Japon et en Corée, gagne 10,6 % en dollars et 11,6 % en euros, à 81,70 €/MWh, soit près de 3 €/MWh au-dessus du prix français d’octobre. La Corée du Sud voit ses prix du gaz approcher un plus haut de quatre ans, faute des volumes qataris.
Asie et Europe dépendent toutes deux d’importations et se disputent les mêmes cargaisons ; les États-Unis, autosuffisants grâce à leur gaz de schiste, restent à l’écart : le Henry Hub, référence américaine, gagne 2,9 % en dollars (3,9 % en euros) mais reste à 8,65 €/MWh, près de dix fois moins cher que le gaz européen.