Les tensions qui pèsent sur l’approvisionnement et le coût du gaz, des carburants et de l’électricité dépassent le seul secteur du transport. Elles touchent également les ménages, confrontés à la hausse de leurs dépenses énergétiques sur la route comme dans les foyers.
© Gaz'Up
Les tensions géopolitiques, la fragilité des approvisionnements en gaz et les contraintes rencontrées par la production électrique européenne entretiennent une forte volatilité des prix. Lors de son dernier « Point Marché », Enerjump a dressé un état des lieux destiné à éclairer les décisions d’achat des transporteurs et logisticiens.
Organisée autour des expertises des réseaux Gaz’Up et Watt’Up, cette troisième conférence de l’année 2026 a été introduite par Lucile Ranouil, responsable communication et marketing d’Enerjump. Emmanuel Treilleux, expert des marchés de l’énergie, y a détaillé les principaux facteurs susceptibles de peser sur les coûts d’exploitation des entreprises au cours des prochains mois. Son constat fait apparaître des tensions communes au gaz, aux produits pétroliers et à l’électricité, mais dont les causes et l’intensité diffèrent sensiblement.
Le gazole se déconnecte du cours du brut
La situation géopolitique reste le premier facteur d’incertitude. Après les espoirs de désescalade observés au début de l’été autour du détroit d’Ormuz, les nouvelles confrontations entre les États-Unis et l’Iran ont réintroduit une importante prime de risque sur les marchés énergétiques. Dans le même temps, les attaques ukrainiennes contre des infrastructures énergétiques russes ont accentué les tensions sur les produits raffinés. Depuis le début des affrontements au Moyen-Orient en février 2026, le Brent aurait progressé d’environ 70 %, tandis que le contrat à terme de référence pour le gazole enregistrait une hausse de 150 %, selon les données présentées par Enerjump. Cette différence s’explique notamment par une plus grande résilience de l’approvisionnement en pétrole brut. Malgré les difficultés de navigation et l’augmentation des frais de transport et d’assurance, une partie des volumes continue de quitter le golfe Persique par des itinéraires alternatifs ou dans des conditions dégradées. Le maintien de la production des pays de l’Opep+ et le rebond des exportations irakiennes ont également contribué à contenir le Brent autour de 100 dollars le baril, après un pic proche de 120 dollars en mai. La situation est plus tendue pour les produits raffinés. Les attaques menées contre les raffineries et les installations de condensats russes ont réduit la disponibilité du diesel et du kérosène sur le marché international. La Russie, qui figure traditionnellement parmi les principaux exportateurs de gazole, a par ailleurs donné la priorité à son marché intérieur.
L’Europe dépendante des capacités de raffinage extérieures
Cette contraction de l’offre touche particulièrement l’Europe, qui a réduit une partie de ses capacités de raffinage et dépend désormais largement des importations de distillats moyens. Des volumes de remplacement existent en Asie, mais leur acheminement suppose de couvrir des distances plus importantes, avec des délais, des coûts de fret et des risques maritimes accrus. Pour attirer ces cargaisons vers le marché européen, les prix doivent donc atteindre un niveau suffisamment élevé pour compenser leur réorientation. Cette contrainte logistique contribue à expliquer l’écart croissant entre le prix du pétrole brut et celui du gazole. Pour les transporteurs, elle signifie que la détente éventuelle du Brent ne se répercutera pas nécessairement dans les mêmes proportions à la pompe.
Des stocks de gaz insuffisants à l’échelle européenne
Le marché du gaz est confronté à une difficulté différente. Contrairement au pétrole brut, le gaz naturel liquéfié ne peut pas être transporté dans des conditions dégradées sans exposer les méthaniers et leurs cargaisons à des risques industriels considérables. L’interruption des flux de GNL transitant par le détroit d’Ormuz pèse ainsi directement sur l’offre mondiale. Les difficultés rencontrées pour relancer certaines installations qataries ajoutent une incertitude supplémentaire. En l’absence de volumes de substitution suffisants, l’Europe et l’Asie sont conduites à se concurrencer pour attirer les cargaisons disponibles. Cette rivalité pourrait s’intensifier avec le redémarrage de la demande asiatique à l’approche de l’hiver.
Le niveau des réserves européennes constitue, dans ce contexte, un point de vigilance. La France apparaît relativement mieux positionnée, avec un taux de remplissage annoncé à 69 % lors de la conférence et la perspective d’atteindre 85 % d’ici fin octobre. La situation est jugée plus préoccupante dans d’autres pays, notamment en Allemagne, premier consommateur européen de gaz. Au rythme actuel, l’Union européenne pourrait éprouver des difficultés à atteindre son objectif minimal de remplissage de 75 % avant l’hiver. Un hiver doux et un apaisement géopolitique permettraient de détendre les cours. À l’inverse, une période de froid prolongée obligerait l’Europe à acheter du GNL à un prix suffisamment élevé pour détourner des cargaisons initialement destinées à l’Asie. Emmanuel Treilleux estime ainsi que « très peu d’indices laissent présager une baisse durable avant la fin de l’hiver ». L’hypothèse de prix dépassant 100 euros/MWh en décembre a été évoquée, mais présentée avec prudence compte tenu de la forte incertitude entourant ces prévisions.
L’électricité entraînée par le gaz et les fortes chaleurs
L’électricité n’échappe pas à cette dynamique. Entre le début de juillet et la rentrée, le contrat français à échéance du mois suivant est passé, selon Enerjump, de 56 à 145 euros/MWh, soit une augmentation de plus de 140 %. La moyenne avait déjà dépassé 80 euros/MWh en juillet, puis le seuil de 100 euros/MWh en août, habituellement considéré comme l’un des mois les moins chers de l’année. Plusieurs facteurs se sont combinés. Les fortes chaleurs ont stimulé la consommation liée à la climatisation tout en réduisant la production hydroélectrique. La température élevée et le faible débit des cours d’eau ont également conduit à limiter la puissance de plusieurs réacteurs nucléaires. Pour compenser cette baisse de production, l’Europe a davantage sollicité ses centrales thermiques au gaz. Le prix du gaz, auquel s’ajoute un coût du carbone situé entre 80 et 85 euros la tonne, a ainsi contribué à fixer le prix marginal de l’électricité. Cette hausse moyenne masque toutefois de fortes variations au cours d’une même journée. L’abondance de la production solaire a régulièrement provoqué des prix très faibles, voire négatifs, entre la fin de matinée et le milieu de l’après-midi. La France aurait déjà cumulé 750 heures de prix négatifs depuis le début de l’année, égalant le record établi en 2025. Cette volatilité renforce l’intérêt du stockage par batteries et du pilotage des périodes de recharge pour les flottes électriques.
L’IRICC pourrait modifier l’économie du bioGNV
La conférence a également abordé la transposition française de la directive européenne RED III et le futur mécanisme d’incitation à la réduction de l’intensité carbone des carburants, ou IRICC. Destiné à faire évoluer l’actuelle TIRUERT, ce dispositif doit favoriser les énergies présentant les meilleurs bilans carbone, dont le biométhane. Son calendrier demeure néanmoins incertain, le texte n’ayant pas encore achevé son parcours parlementaire au moment de la conférence. Une adoption rapide permettrait une application en 2027, tandis qu’un retard pourrait repousser sa mise en œuvre d’un an. Le principe de cette évolution et la signification des sigles ont été confirmés par la consultation gouvernementale consacrée à l’IRICC.
Enerjump s’appuie sur l’exemple allemand, où la valorisation des certificats associés au biométhane contribue à réduire son prix à la pompe. D’après les chiffres avancés lors de la conférence, le bioGNV y serait en moyenne 30 % moins cher que le gazole. Cette comparaison doit toutefois être replacée dans le contexte réglementaire et fiscal allemand, qui ne préjuge pas entièrement des conditions qui seront retenues en France.
Pour les entreprises de transport, la conférence met finalement en évidence un double enjeu. La forte volatilité des marchés rend les décisions d’approvisionnement plus complexes, tandis que l’écart croissant entre les prix spot et les offres contractualisées peut modifier l’intérêt des engagements à long terme. Enerjump défend naturellement cette seconde approche dans le cadre de ses propres offres. Au-delà de ce positionnement commercial, l’analyse souligne surtout la nécessité, pour les transporteurs, d’intégrer simultanément les risques géopolitiques, climatiques et réglementaires dans leurs stratégies énergétiques.
