Les experts du cabinet français de conseil en énergie OMNEGY décryptent l’évolution des prix du marché de l’énergie.
Les négociations entre Washington et Téhéran ont avancé, faisant entrevoir une réouverture progressive du détroit d’Ormuz et tirant le pétrole vers le bas. En parallèle, la vague de chaleur qui s’installe sur l’Europe occidentale a fait s’envoler l’électricité de juin.
Macroéconomie & Géopolitique :
Les marchés ont salué l’avancée des discussions entre les États-Unis et l’Iran. Un projet d’accord intérimaire, encore non finalisé, prévoit une extension du cessez-le-feu d’environ deux mois et une réouverture progressive du trafic maritime dans le détroit d’Ormuz dans le mois suivant la signature. Donald Trump a confirmé sur les réseaux sociaux que les négociations « progressaient de manière ordonnée et constructive », tout en demandant à ses équipes de ne pas se précipiter et en maintenant le blocus tant qu’aucun accord n’est signé. Côté iranien, le ministre des Affaires étrangères a déclaré qu’Ormuz pourrait rouvrir en quelques semaines une fois l’accord finalisé.
Cette inflexion diplomatique a suffi à faire reculer le pétrole de plus de 12 % sur la semaine et a entamé le mois de mai sur la plus forte baisse mensuelle du brut depuis 2020. Le gaz européen, fortement corrélé au risque sur Ormuz à cause de la force majeure qatarie sur le GNL toujours en vigueur, en a profité aussi.
En toile de fond, la vague de chaleur exceptionnelle qui s’est installée sur l’Europe occidentale a pris le relais sur l’électricité. Les températures sont montées 10 à 15 °C au-dessus des normales saisonnières en France, en Espagne, au Royaume-Uni, en Allemagne et au Portugal. Météo-France a évoqué des pointes jusqu’à 39 °C dans le sud de la France et plusieurs records mensuels ont été battus sur la semaine.
Côté macro, la BCE a maintenu son taux de dépôt à 2,00 % lors de sa dernière réunion, mais le marché monétaire intègre désormais autour de 86 % de probabilité d’une hausse de 25 points de base le 11 juin. L’euro s’est légèrement apprécié face au dollar, passant de 1,160 à 1,166 (+0,52 %), effet de change marginal sur les commodités en euros cette semaine.
Gaz naturel: -3,7 % sur les prix de 2027 et -5,5 % sur le contrat de Juillet 2026
Le PEG (point d’échange de gaz, la bourse française du gaz) a reculé à 45,51 €/MWh sur le contrat de Juillet 2026, contre 48,15 €/MWh la semaine précédente. Les prix de 2027 sont eux passés de 36,45 à 35,10 €/MWh. Le repli s’explique d’abord par la décompression du risque géopolitique : l’éventualité d’une réouverture d’Ormuz desserre la contrainte sur les flux GNL en provenance du Qatar, dont la force majeure reste prolongée jusqu’à mi-juin.
Côté approvisionnement, les flux norvégiens ont rebondi à 2,70 TWh/j (+5,9 % sur la semaine) après une phase basse liée à la maintenance. Les volumes GNL livrés aux terminaux européens sont restés contraints, à 3,62 TWh/j contre 3,67 la semaine précédente, et le retour effectif des cargaisons qataries reste prudent : un seul tanker (l’Al Kharaitiyat) a franchi Ormuz depuis le début du conflit, avec accord préalable iranien.
Côté stocks, la semaine a vu une bonne progression de l’injection : 39,4 % en Europe contre 37,2 % une semaine avant, et 40,3 % en France contre 37,8 %. Le niveau reste cependant en retard par rapport à l’an dernier à la même époque et la structure de prix actuelle, où l’été cote au-dessus de l’hiver, désincite à injecter à plein régime : acheter du gaz d’été plus cher que celui de l’hiver pèse sur l’économie du stockage.
Électricité : +1,3 % sur les prix de 2027 et +28,0 % sur le contrat de Juin 2026
Les prix de l’électricité pour juin 2026 se sont envolés à 38,20 €/MWh contre 29,84 €/MWh la semaine précédente (+28,0 %). Le mouvement traduit l’impact de la vague de chaleur.
Sur les prix de 2027, la hausse est plus mesurée, mais significative, compte tenu de la baisse simultanée des contrats gaz à plus long terme. Plusieurs facteurs convergent sur les prévisions estivales. D’abord, des conditions chaudes et sèches sont attendues en juin en France, ce qui pèsera sur la disponibilité nucléaire via les contraintes de refroidissement des réacteurs en bord de rivière. Ensuite, une baisse de la production hydroélectrique est attendue à l’échelle européenne, du fait des débits réduits. Enfin, le manque d’eau pourrait aggraver les difficultés d’approvisionnement en charbon des centrales électriques allemandes, par le biais des niveaux de fleuves rendant la navigation fluviale plus contrainte.
L’ensemble de ces facteurs pousserait plus d’heures de la journée à se former au prix marginal de la production électrique par combustion du gaz, donc à des prix plus élevés. Ces éléments restent fondés sur des prévisions météorologiques encore incertaines à ce stade, mais ils expliquent la prime du contrat court et de l’avant du Cal-2027.
Pétrole : -12,45 % sur le prix du pétrole brut
Le Brent (référence mondiale du pétrole brut) a clôturé à 78,15 €/baril contre 89,26 €/baril une semaine avant. En dollars, le mouvement est très proche, à -12 %, le change EUR/USD ayant peu varié.
Sur le mois de mai entier, le Brent enregistre sa plus forte baisse mensuelle depuis 2020 : les marchés intègrent une probabilité croissante de réouverture progressive d’Ormuz dans les semaines qui suivraient un accord intérimaire avec l’Iran. La remise en route effective des flux pétroliers serait toutefois progressive : déminage, redémarrage des installations, reprise de production.
L’OPEC+ ajoute un facteur baissier de fond : lors de la réunion du 3 mai, sept producteurs ont validé un relèvement de 188 000 barils par jour pour juin, l’Arabie saoudite et la Russie portant chacune 62 000 b/j. La prochaine réunion ministérielle complète est attendue le 7 juin.
Co2: +4,80 % sur le prix des quotas pour décembre 2026
L’EUA Dec-26 (quota CO2 européen, European Union Allowance) est passé de 76,94 à 80,63 €/tonne, son plus haut depuis février. Deux dynamiques opposées s’équilibrent. D’un côté, la hausse simultanée du gaz américain et du charbon soutiendrait le besoin en quotas dans l’industrie. De l’autre, le repli marqué du pétrole et du gaz européen sur la semaine joue plutôt dans le sens d’une demande moins tendue.
C’est le facteur réglementaire qui fait la différence cette semaine. La Commission européenne a présenté le 11 mai un paquet d’ajustements de l’ETS : actualisation des benchmarks d’allocation gratuite, renforcement de la Réserve de stabilité du marché (le mécanisme qui régule la mise à disposition des quotas), revue à mi-parcours du système attendue d’ici juillet, et un ETS Investment Booster doté de 30 milliards d’euros.
Le marché a lu ce paquet comme un signal de soutien plutôt que d’affaiblissement de la valeur des quotas, contrairement aux craintes du début d’année sur une intervention plus brutale.
Charbon: +2,88 % sur la tonne de charbon
Le charbon s’est inscrit à 111,71 €/tonne, contre 108,58 €/tonne la semaine précédente. La hausse reste modérée, en cohérence avec la détente sur le gaz européen et le pétrole. Le marché reste néanmoins soutenu par la rigidité de l’offre GNL mondiale liée à Ormuz, qui maintient les prix au-dessus des niveaux moyens de l’an dernier.
La substitution du gaz vers le charbon dans le mix électrique allemand demeure un facteur récurrent, et les questions de logistique fluviale sur le Rhin, évoquées plus haut côté électricité, pourraient peser sur la livraison physique des centrales allemandes si la sécheresse se confirme.
Prix du gaz dans le monde :
Le JKM, référence asiatique du GNL, est passé de 55,33 à 53,55 €/MWh (-3,21 %). La baisse asiatique reflète le même mouvement que sur le PEG européen : optimisme sur la réouverture progressive d’Ormuz et meilleure visibilité sur les cargaisons qataries. La concurrence Asie/Europe pour les volumes spot reste néanmoins vive.
Côté américain, le Henry Hub a en revanche fortement progressé (+12,59 % en équivalent euros, à 9,63 €/MWh), atteignant son plus haut depuis février. La cause est domestique : l’EIA a publié une injection de stockage de 92 milliards de pieds cubes pour la semaine arrêtée au 22 mai, inférieure aux 95-96 attendus par le marché, dans un contexte de demande de climatisation soutenue aux États-Unis. Cette tension domestique américaine se transmet aux exportations GNL américaines, dont l’Europe et l’Asie restent dépendantes.
Cette divergence illustre la différence structurelle entre les zones. L’Asie et l’Europe restent très exposées aux ruptures de flux du fait de leur dépendance aux importations, alors que les États-Unis, autosuffisants grâce au gaz de schiste, restent plus stables, sauf quand la demande domestique ou les exportations tirent les prix vers le haut, comme cette semaine.