Gaz, gasoil, électricité : quelles perspectives de prix pour l'hiver 2026-2027 ?

Le 10 septembre dernier, Enerjump organisait son 15ᵉ point marché. Gaz, gasoil, électricité : les trois énergies que suivent les transporteurs ont flambé de concert depuis le printemps, mais ni au même rythme ni pour les mêmes raisons…

Gasoil : une pression sur le raffinage qui fait grimper les prix

Depuis le déclenchement des tensions au Moyen-Orient en février 2026, le Brent a progressé de 70 % pour s'établir autour de 100 dollars le baril. Sur la même période, le contrat à terme du gasoil de référence a bondi de 150 %. Les deux courbes, qui évoluaient jusqu'ici de façon quasi parallèle, se sont séparées. Pour Emmanuel Treilleux, expert énergie chez Enerjump qui a animé une grosse partie du webinaire, cette configuration est inédite sur ces marchés.

L'explication pourrait ainsi se résumer en une phrase : ce qui manque n'est pas le pétrole, c'est la capacité à le transformer en carburant fini. « On ne peut pas détourner une raffinerie comme on détourne un tanker », résume l'expert. Quand la demande de diesel reste stable et que l'offre de produit raffiné se contracte, c'est l'écart entre les deux prix qui se creuse.

Le brut, de fait, continue de circuler, par les pipelines saoudiens ou en éteignant ses transpondeurs dans le détroit d'Ormuz. Les produits raffinés, eux, ne passent plus. Emmanuel Treilleux a repris la formule de Patrick Pouyanné, le 24 août en Norvège : « pas un seul pétrolier de produits raffinés ne traverse Ormuz ». La situation russe s’ajoute aux tensions au Moyen-Orient. Les frappes ukrainiennes contre l'appareil de raffinage ont fait chuter les taux d'utilisation, et Moscou a réservé ses volumes à son marché intérieur.

Gaz : un retard de stockage qui risque de peser sur les prix

Sur le gaz, le blocage est plus rigide. Les exportations qatariennes et émiraties, qui représentent environ un cinquième de l'offre mondiale de GNL, sont à l'arrêt depuis février. Là où le brut a trouvé des contournements, le GNL n'en a pas : « un méthanier, c'est très cher, cela représente un coût industriel trop élevé pour prendre le moindre risque opérationnel », explique Emmanuel. L'épisode de Ras Laffan pèse lourd : endommagé par des frappes iraniennes, le complexe gazier qatarien a vu sa tentative de redémarrage de juillet interrompue par une explosion mortelle dont l'origine reste indéterminée. La remise en route pourrait donc prendre bien plus de temps qu'anticipé, alors que la demande asiatique repart.

Le résultat se lit dans les réserves européennes, à 64 % de remplissage contre 76 % un an plus tôt, le début d’hiver se profile mal. La situation est toutefois différente d’un pays à l’autre. La France s'en sort correctement à 69 %, avec un objectif de 85 % fixé par la CRE que le rythme d'injection place à portée fin octobre. En Allemagne, la situation est plus préoccupante. Premier consommateur du continent et première capacité de stockage, le pays n'est qu'à 52 % de remplissage, certains sites étant entièrement vides.

L'objectif européen plancher de 75 % a donc peu de chances d'être atteint avant la saison de chauffe. À la concurrence asiatique sur les cargaisons s'ajoute un facteur souvent négligé : l'été caniculaire a contraint l'Europe à faire tourner ses centrales à gaz pour compenser le bridage du nucléaire. Chaque mégawattheure brûlé en juillet et en août est un mégawattheure qui n'a pas été injecté en stockage.

Le risque est une vague d'achats contraints en cours d'hiver si le froid s'installe. « On devra faire venir du GNL à tout prix en Europe », prévient Emmanuel Treilleux. « Ce qui pourrait apaiser le prix du gaz, c'est un hiver chaud. Mais on ne le saura pas avant fin janvier au mieux » complète-t-il.
 

L'électricité a plus que doublé en deux mois

L’électricité n’échappe pas à la crise. Le contrat mois suivant français est passé de 56 €/MWh début juillet à 145 euros. La canicule a joué doublement : baisse de l'hydroélectricité, bridage de plusieurs gigawatts nucléaires faute d'eau assez froide et assez abondante, pic de demande lié à la climatisation…

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RED III et IRICC : ce qui pourrait rebattre les cartes du bioGNV

Reste un autre horizon favorable, cette fois réglementaire. RED III est la directive européenne qui fait passer la décarbonation des carburants d'une logique de volume incorporé à une logique de performance carbone. Chaque État membre doit la transposer dans son droit national, et les résultats se voient déjà là où c'est fait.

En Allemagne, la transposition a pris la forme de la THG-Quote, un système de certificats d'émission dont le besoin a fortement grimpé, avec de lourds surcoûts sur le gasoil et le GNV fossile. Sur le dispositif allemand, le bioGNV en sort largement gagnant, chaque kilo vendu générant un certificat que le distributeur valorise ou revend, ce qui efface ses coûts de production. « En Allemagne, le biogaz est moins cher que le gaz fossile », résume Emmanuel Treilleux. Il y ressort environ 30 % sous le gasoil, pour une performance énergétique supérieure d'environ 30 %, soit un coût énergétique total inférieur de près de 50 %. Un changement de paradigme qui explique l’explosion de la part de bioGNV outre-Rhin.

En France, cette transposition est portée par l'IRICC, qui doit remplacer la TIRUERT. Interrogé sur sa mise en place, Arnaud Bilek, fondateur d'Enerjump, a confirmé que l’adoption du texte n’était toujours pas agendée. Deux scénarios restent ouverts, un vote à l'automne pour une application au 1ᵉʳ janvier 2027, ou un décalage technique d'un an.

« La France est déjà en retard de trois ans sur la transposition, et elle devient isolée en Europe », observe-t-il, rappelant que l'Espagne, l'Allemagne, les Pays-Bas et le Royaume-Uni ont mis en place un dispositif équivalent. Il juge pourtant l'abandon improbable, pour une raison qui dépasse la mobilité gaz. « S'il n'y a pas d'IRICC, il n'y a plus de TIRUERT », rappelle-t-il. Or, c'est elle qui rémunère aujourd'hui les producteurs de biocarburants liquides, B100 et éthanol compris…

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