Après la tempête, la détente : les marchés de l’énergie reviennent à la raison

Le paysage mondial de l’énergie connaît ces derniers mois un net rééquilibrage après deux années de turbulences exceptionnelles. Les prix du pétrole sont revenus à des niveaux modérés, loin des sommets atteints en 2022, avec un baril de Brent oscillant autour de 65 $ en cet été 2025. De même, le gaz naturel, en particulier en Europe, a vu ses cours se stabiliser bien en deçà des pics de crise, signe que le pire du choc énergétique post-Ukraine semble passé. Dans ce contexte, la stabilité énergétique dépend fortement de l’évolution des tensions géopolitiques, de la guerre en Ukraine aux salves de missiles au Moyen-Orient. 

Dynamique globale : vers un marché apaisé ?

Après la frénésie post-pandémie et le choc de l’invasion de l’Ukraine en 2022, la croissance de la demande énergétique mondiale s’est modérée en 2024-2025 sur fond de ralentissement économique et de guerre commerciale entre grandes puissances. Les signaux d’un léger surplus d’offre apparaissent ainsi pour la première fois depuis des années. L’Agence internationale de l’énergie (AIE) anticipe même que l’offre de pétrole pourrait dépasser la demande d’environ 600 000 barils par jour en 2025, ce qui exercerait une pression baissière sur les cours. De fait, les stocks mondiaux de brut ont commencé à se reconstituer depuis le début de l’année, progressant de près de 32 millions de barils rien qu’au mois d’avril 2025 pour atteindre environ 7,7 milliards de barils, selon les données de l’AIE, signe d’un marché moins tendu qu’en 2022-2023. Cette détente relative s’explique par le retour en force de certains producteurs (notamment les États-Unis) et par une demande moins vigoureuse qu’escompté, pénalisée par l’instabilité du commerce mondial et des tarifs douaniers punitifs qui freinent l’activité industrielle.

Paradoxalement, cette conjoncture plus souple sur les marchés fossiles s’accompagne d’un effort d’investissement sans précédent dans l’énergie, en grande partie tiré par les technologies bas carbone. D’après le rapport annuel de l’AIE, les dépenses énergétiques mondiales devraient atteindre 3 300 milliards de dollars en 2025, un record historique porté à près des deux tiers par les énergies « propres »⁽¹⁾ (autrement dit l’ensemble des technologies, infrastructures et usages compatibles avec un système énergétique à zéro émission nette : renouvelables, nucléaire, réseaux et stockage électriques, efficacité énergétique, carburants bas carbone, et même certains projets fossiles équipés de captage stockage du CO₂). Le nucléaire prend une place de plus en plus prépondérante puisqu’il permet de fournir une grande quantité d’énergie décarbonée et continue, contrairement au solaire ou à l’éolien par exemple. Cependant, le solaire reste en tête et capterait à lui seul environ 450 milliards de dollars d’investissement cette année. 

À l’inverse, les dépenses dans le pétrole et le gaz marquent le pas : les investissements dans l’amont pétrolier devraient fléchir d’environ 6% en 2025, première baisse depuis 2020, sous l’effet de prix plus faibles et d’anticipations de demande à long terme révisées à la baisse⁽²⁾. Le monde de l’énergie se trouve donc dans une phase charnière : à court terme, l’approvisionnement en hydrocarbures s’assouplit, tandis qu’à moyen terme, la transition s’accélère grâce à des capitaux massifs, malgré les incertitudes économiques et les tensions géopolitiques qui planent.

Malgré la volatilité, le pétrole poursuit sa tendance baissière

Le marché pétrolier mondial offre actuellement un visage bien plus serein qu’il y a un an. Les cours du Brent, référence mondiale, gravitent autour de 66-68 $ le baril et son homologue américain WTI autour de 64-65 $/b. Le Brent a même brièvement chuté sous les 65 $ mi-juin après l’annonce surprise d’un cessez-le-feu entre Israël et l’Iran qui a dissipé une prime de risque géopolitique au Moyen-Orient. Ces niveaux de prix, inférieurs de plus de 20% à ceux de l’an dernier, s’expliquent par un ensemble de facteurs structurels.

D’une part, l’offre mondiale a rebondi : les États-Unis, en particulier, pompent à un rythme record d’environ 13,5 millions de barils par jour. Cette abondance américaine, conjuguée au maintien d’une production élevée dans des pays comme le Brésil ou le Canada, alimente la croissance des stocks de pétrole. D’autre part, la demande n’a pas retrouvé toute la vigueur attendue. La politique monétaire stricte jusqu’en 2024 et surtout le conflit commercial entre Washington et Pékin pèsent sur l’activité : début 2025, la Chine a imposé des droits de douane de 10% sur le pétrole brut et 15% sur le GNL américain en réponse aux tarifs sur ses exportations, pendant que les États-Unis taxaient à 10% le pétrole canadien.

L’OPEP+, de son côté, a dû adapter sa stratégie. Après avoir réduit drastiquement ses extractions en 2023 pour enrayer la chute des prix, l’alliance a inversé la vapeur : elle a amorcé des hausses de production dès avril 2025 (environ + 138 000 barils/jour),avec une nouvelle augmentation des quotas durant ce mois d'août (+ 584 000 b/j)⁽³⁾. Ce changement de cap vise à regagner des parts de marché et profiter d’un retour des volumes, même si cela entretient la pression baissière sur le baril. L’ère de l’or noir cher semblerait marquer une pause, même si la volatilité n’a pas disparu comme en a témoigné la situation militaire au Moyen-Orient en juin 2025.

Marché gazier : l’Europe tourne la page de la crise

À l’été 2025, le prix du gaz en Europe oscille entre 30 et 35 €/MWh (environ 10 à 12 $ par MMBtu), très loin des 300 €/MWh atteints au plus fort de la crise d’août 2022, de sorte que l’UE envisage de laisser expirer son plafonnement d’urgence. Ce plafonnement est une sorte de coupe-circuit utile en période de hausse exceptionnelle du prix du gaz : il n’impose pas un prix fixe, mais bloque temporairement les enchères si le prix du contrat TTF (principal marché de gros de gaz naturel en Europe, basé aux Pays-Bas) dépasse 180 €/MWh pendant 3 jours consécutifs.

La consommation gazière du continent a reculé de 15 à 20% depuis 2019 grâce aux mesures d’efficacité, au retour provisoire du charbon entre 2021 et 2022 et à un hiver 2023-2024 clément. Les faibles flux russes restants ont été compensés par des exportations norvégiennes soutenues et un afflux massif de GNL venu des États-Unis, du Qatar, de l’Algérie ou du Nigeria. Les réserves européennes, tombées à 34% de leur capacité le 1ᵉʳ avril, se remplissent normalement malgré une demande accrue de gaz pour l’électricité (une hausse d’environ 6% en 2025 est anticipée par les analystes) due à la faiblesse hydro-éolienne. 

L’offre mondiale de GNL demeure abondante, la demande asiatique reste modérée et la fin des maintenances en mer du Nord a fait remonter les flux norvégiens, ramenant le TTF sous 33 €/MWh début juillet. 

Bruxelles a assoupli la règle imposant 90% de remplissage des stocks avant novembre pour éviter des achats estivaux coûteux. Sauf météo extrême, l’Europe paraît avoir surmonté sa crise gazière, avec des prix redevenus acceptables pour les ménages et l’industrie, bien qu’ils demeurent un peu supérieurs à ceux du début des années 2010.

Renouvelables et transition : un élan sans précédent, malgré des défis

Portées par l’urgence climatique et le soutien massif des investissements évoqués plus haut, les énergies renouvelables connaissent en 2025 une dynamique mondiale exceptionnelle. Solaire et éolien continuent de dominer les ajouts de capacités électriques. Aux États-Unis, par exemple, près de 98 % des nouvelles capacités électriques installées sur janvier-février 2025 provenaient du duo solaire/éolien. 

Le rythme d’installation de nouvelles capacités solaires photovoltaïques dans le monde franchit de nouveaux records chaque trimestre, stimulé par la baisse des coûts des modules (malgré une légère hausse due aux matières premières en 2022) et par les politiques publiques d’incitation. L’éolien terrestre poursuit sa croissance régulière, tandis que l’éolien offshore progresse aussi, bien que plus lentement qu’espéré en raison de surcoûts et retards. En effet, des obstacles se dressent : inflation des coûts (matières premières, logistique) et taux d’intérêt élevés compliquent le financement de certains grands projets renouvelables. On l’a vu fin 2024 avec le report ou la renégociation de projets éoliens offshore aux États-Unis et au Royaume-Uni, ou encore avec les difficultés financières rencontrées par certains fabricants d’éoliennes européens. Ces vents contraires restent toutefois ponctuels au regard de l’ampleur du mouvement de fond. 

En 2025, les gouvernements comme les entreprises intensifient leurs annonces « vertes ». Les plans de relance et lois climat adoptés en 2022-2023 – de l’Inflation Reduction Act américain au Green Deal européen renforcé – produisent leurs effets : par exemple, les investissements dans le stockage par batteries explosent de + 50 % sur un an pour accompagner l’intégration des renouvelables intermittentes. Les batteries deviennent un pilier du système électrique, lissant l’offre solaire/éolienne et renforçant la résilience des réseaux.

En parallèle, le développement de l’hydrogène décarboné s’accélère, même s’il en est encore à ses balbutiements. Selon l’AIE, les investissements mondiaux dans les technologies de l’hydrogène « propre » (entendu comme un hydrogène à faibles émissions, produit soit par électrolyse alimentée par une électricité bas carbone comme le renouvelable ou le nucléaire, soit par reformage de gaz naturel associé à un captage-stockage du CO₂) pourraient atteindre 8 milliards $ en 2025 (+ 70% en un an) malgré quelques retards de projets⁽⁴⁾. De nombreux projets pilotes d’électrolyseurs voient le jour, soutenus par des subventions publiques, avec l’espoir de faire chuter les coûts d’un hydrogène « vert » encore 3 à 4 fois plus cher que l’hydrogène issu du gaz naturel. 

L’Europe, via son plan RepowerEU, vise toujours 10 millions de tonnes d’hydrogène renouvelable produit en interne en 2030, et 2025 sert d’année de lancement pour plusieurs gigafactories d’électrolyseurs (Allemagne, France) et des premiers hubs de production d’hydrogène à grande échelle (en mer du Nord notamment). Des compagnies pétrolières reconverties comme Repsol se positionnent aussi : le groupe espagnol ambitionne par exemple 552 MW de capacités d’électrolyse dès 2025 et 1,9 GW en 2030. Enfin, la décarbonation industrielle passe un cap en 2025 avec la mise en service de plusieurs projets de captage de CO₂ et de combustibles alternatifs. L’aciériste suédois HYBRIT commence à livrer de l’acier « vert » sans charbon, alimenté à l’hydrogène, tandis qu’en France et en Norvège démarrent des installations de captage-stockage de carbone (CSC) à l’échelle industrielle pour piéger les émissions de cimenteries et d’usines chimiques.

En somme, la transition énergétique s’ancre dans le concret en 2025 : les renouvelables s’installent comme pilier de l’expansion énergétique (et devraient représenter plus de 30% de la capacité électrique cumulée mondiale), l’hydrogène et le stockage ouvrent de nouvelles voies, et même les secteurs difficiles à électrifier (acier, transport lourd) explorent activement des solutions. Reste que cet élan devra encore s’amplifier pour atteindre les objectifs climatiques de long terme. L’AIE rappelle que, malgré la croissance rapide des énergies propres, les combustibles fossiles dominent toujours l’approvisionnement énergétique dans son ensemble (environ 80% du mix énergétique et un peu moins de 60% du mix électrique) et que les émissions de CO₂ du secteur énergie peinent à entamer une décrue franche en 2025. La décennie à venir sera donc décisive pour transformer l’essai technologique de 2025 en un basculement structurel.

Tensions géopolitiques : un contexte volatil

Malgré la relative accalmie des prix, la géopolitique continue de dicter de brusques soubresauts aux marchés de l’énergie. La guerre en Ukraine, enclenchée en 2022, entre dans sa troisième année sans règlement définitif à l’horizon. Si les fronts militaires semblent stabilisés mi-2025, l’Europe maintient fermement et continue de renforcer son régime de sanctions contre Moscou (embargo sur le pétrole russe acheminé par voie maritime, plafonnement des prix du brut et du diesel russes, etc.). 

Conséquence, la réorientation des flux énergétiques amorcée en 2022 s’est pérennisée : la Russie expédie désormais l’essentiel de son pétrole vers l’Asie (Chine, Inde, Turquie) à prix cassé, tandis que l’Europe s’approvisionne ailleurs. Quant au gaz, le conflit a scellé la rupture UE/Russie commencée bien avant : la part du gaz russe dans l’UE est tombée sous les 10%, contre 40% avant-guerre. Si un accord de paix ou de cessez-le-feu venait à aboutir entre l’Ukraine et la Russie, libérant par exemple davantage de pétrole russe sur le marché mondial, cela pourrait accentuer l’excédent d’offre de 2025. Pour l’heure, le statu quo prévaut et l’Europe poursuit son sevrage, non sans difficultés pour certains pays d’Europe centrale toujours dépendants du pétrole russe par oléoduc.

Au Moyen-Orient, traditionnel baromètre du risque pétrolier, plusieurs foyers de tension se sont allumés coup sur coup. En mars, l’attaque surprise de l’aviation israélienne contre des infrastructures nucléaires iraniennes a provoqué une escalade militaire directe entre Israël et l’Iran. Pendant douze jours de conflit, la crainte d’une perturbation majeure de l’approvisionnement a fait flamber le prix du baril, le Brent franchissant 80 $ début juin. Finalement, les États-Unis sont intervenus pour imposer un cessez-le-feu et désamorcer la crise. Mais l’épisode a rappelé la fragilité du Golfe arabo-persique : le détroit d’Ormuz, par où transite un quart du pétrole mondial, reste un point névralgique surveillé de près par les marchés⁽⁵⁾. Parallèlement, la guerre au Yémen s’est invitée sur la scène énergétique via la mer Rouge. Fin 2023, en réaction au conflit à Gaza, les rebelles houthis du Yémen (soutenus par l’Iran) ont multiplié les attaques de drones et missiles contre des navires civils transitant par la mer Rouge, menaçant la route du canal de Suez qui fait face à une forte baisse du trafic maritime. Après une accalmie début 2024, ces attaques ont repris début 2025, perturbant le trafic et renchérissant les coûts d’assurance maritime. 

Du côté de l’OPEP+, la géopolitique se mêle aux considérations économiques. L’alliance reste cohésive malgré les tiraillements : la coopération russo-saoudienne s’est jusqu’ici maintenue, Moscou continuant de limiter ses exportations de pétrole conformément aux accords (sans doute autant pour soutenir les prix que faute de débouchés). Riyad, de son côté, ajuste finement ses extractions pour piloter le marché, quitte à surprendre comme lors de l’annonce d’une augmentation de production cet été pour regagner des parts de marché⁽⁶⁾. Parmi les membres, on note les difficultés du Nigeria et de l’Angola à atteindre leurs quotas (maturité des champs, sous-investissement), ou la situation contrastée de l’Iran et du Venezuela dont les volumes augmentent légèrement grâce à un assouplissement de certaines sanctions américaines. Washington a en effet discrètement permis à Caracas de vendre plus de pétrole depuis fin 2024 en échange de réformes démocratiques, apportant ainsi quelques centaines de milliers de barils/jour supplémentaires.

« America First »

Enfin, la situation aux États-Unis exerce une influence diffuse mais majeure. Le retour au pouvoir de Donald Trump début 2025 s’est traduit par un net virage « America First » en matière commerciale, déclenchant le bras de fer tarifaire évoqué précédemment. Cette guerre commerciale pèse sur la croissance mondiale et donc sur la demande d’énergie, notamment en Asie. 

En même temps, la politique intérieure américaine favorise plus que jamais les hydrocarbures domestiques : le gouvernement Trump a levé des restrictions sur les forages, accéléré les permis pour les oléoducs et encouragé la production de charbon. L’effet immédiat a été de consolider la position des États-Unis comme premier producteur mondial de pétrole et comme exportateur massif de GNL vers l’Europe. Toutefois, un certain ralentissement se profile outre-Atlantique : l’effondrement du nombre de forages en activité (repli du rig count Baker Hughes quatre mois de suite, tombé à 547 unités la semaine du 27 juin 2025, soit son plus bas niveau depuis 2021⁽⁷⁾) indique que les producteurs américains réduisent la voilure face à des prix moins rémunérateurs. Cette modération pourrait stabiliser, voire légèrement réduire, l’offre américaine en 2026 si les cours restaient déprimés, venant à terme rééquilibrer le marché mondial. 

Par ailleurs, la Réserve fédérale américaine, confrontée à une économie en perte de vitesse à cause des tensions commerciales, envisage désormais de baisser ses taux d’intérêt. Une telle détente monétaire, attendue par certains dès l’automne 2025, pourrait affaiblir le dollar et stimuler la consommation d’énergie, aux États-Unis comme ailleurs. Autant d’éléments qui font des États-Unis un facteur d’incertitude centrale : capables d’inonder le marché comme de le resserrer, capables aussi d’influencer la demande via la santé de leur économie et de la monnaie américaine.

En synthèse, le marché énergétique a retrouvé une certaine forme de stabilité malgré la volatilité de court-terme liée aux conflits économiques et géopolitiques. Le véritable défi des prochaines années sera de garantir la sécurité de l’approvisionnement tout en menant la transition climatique : en d’autres termes, il s’agit d’organiser la coexistence, puis la passation de relais, entre les énergies fossiles d’hier et les énergies propres de demain. 

À la mi-2025, cet équilibre se construit pas à pas, mais il requiert encore finesse et détermination pour éviter de nouvelles turbulences. Les consommateurs, pour l’instant, respirent : faire le plein coûte moins cher qu’il y a un an, la facture de chauffage au gaz a reculé et chaque kilowattheure « vert » injecté dans le réseau nous rapproche d’une énergie plus durable. Rendez-vous fin 2025 pour vérifier si cette trajectoire se confirme : dans le monde de l’énergie, la seule constante reste le changement.