Entretien : L’unité de l’OPEP+ sur la glace fine alors que l’excès d’offre se profile en 2026, déclare Igor Isaev de Mind Money

Alors que l’OPEP+ freine brutalement les hausses de production après une modeste hausse de 137 000 blj en décembre — craignant un surplus en 2026 qui pourrait faire passer Brent sous les 60 dollars — les analystes avertissent que l’unité fragile du cartel se fissure sous la pression des membres en difficulté budgétaire.

Dans cette interview exclusive pour Invezz , Igor Isaev, docteur en sciences techniques et responsable de l’analytique chez Mind Money, prévoit que Brent atterrera en moyenne entre 60 et 70 dollars l’année prochaine, grâce à l’efficacité des véhicules électriques et à la résilience du schiste américain, tandis que le pivot de la Russie depuis l’Europe remodele les flux de gaz sans l’ombre de l’OPEP.

S’appuyant sur les modèles météorologiques Oxford-Cambridge de Mind Money et l’analyse de l’écart inter-marchandises, Isaev analyse comment les sanctions, les surplus et les fluctuations saisonnières réécrivent les stratégies énergétiques fin 2025.

Isaev a en plus déclaré que les modèles météorologiques de Mind Money suggèrent que l’Europe devrait connaître un hiver plus froid que la moyenne des 15 dernières années.

Il a ajouté que cela augmentera la demande de gaz, et que les modèles montrent déjà une demande croissante aux États-Unis entre octobre et décembre.

De plus, Isaev estime que l’Inde pourrait ne pas être capable d’abandonner complètement le pétrole brut russe, même sous la pression des États-Unis.

Voici des extraits édités de l’interview :

Analyses sur le marché du gaz

Invezz : Avec l’OPEP+ suspendant de nouvelles hausses après la hausse de 137 000 barils par jour en décembre, face à des craintes de surabondance, comment ce changement met-il à l’épreuve l’unité du cartel et influence-t-il les stratégies d’exportation de gaz de la Russie ?

À mon avis, l’OPEP+ n’a pas d’autre choix que de ralentir son expansion, car le marché pétrolier est saturé et les capacités sont surchargées.

Le prix actuel du Brent à 63-65 $ le baril est déjà assez bas, et de cette façon, le cartel doit essayer d’empêcher le prix de baisser davantage. Et même si le coût n’est pas à son pire niveau, je pense que l’unité OPEP+ reste la même.

Quant à l’essence, elle vit sa propre vie et ne correspond pas tant que ça au marché pétrolier. Il n’existe pas de « cartel » gazier, car l’OPEP+ et les restrictions pétrolières ne s’appliquent pas à cette zone, donc le marché est relativement libre.

Cependant, le gaz devient aussi moins cher, et je pense que c’est parce qu’il y a des processus de dumping en cours, affectant à la fois les marchés pétrolier et gazier. Même malgré les prévisions d’un hiver froid, qui devrait naturellement faire augmenter les prix, et non l’inverse.

Quant à la stratégie russe, elle a changé, mais la raison est davantage liée au refus de l’Europe d’acheter le gaz du pays.

En conséquence, il a perdu près de 140 milliards de mètres cubes de demande européenne, ce qui oblige désormais le pays de se reconstruire sans le marché habituel.

Il est cependant difficile de relier cela à une quelconque décision de l’OPEP+, et je ne peux pas non plus dire que cet événement ait un impact dramatique sur les prix de l’essence.

Invezz : La production prévue de gaz de la Russie a atteint 695 bcm en 2025 — malgré l’arrêt des transits ukrainiens — comment vos modèles météorologiques pourraient-ils prévoir les impacts de la demande européenne cet hiver ?

Notre modèle météorologique, développé en collaboration avec des scientifiques d’Oxford et de Cambridge, nous a déjà aidés à prévoir la demande pour cet hiver.

L’Europe s’apprête à connaître un hiver plus froid que la moyenne des 15 dernières années, ce qui augmentera certainement la demande de gaz.

Les résultats du modèle d’octobre à décembre ont montré ce type de croissance de la demande également aux États-Unis, et les deux prévisions ont été pleinement confirmées par des publications ultérieures.

Nous avons également constaté qu’il y aura une correction modérée à la baisse du prix. Grâce à notre propre développement, nous pouvons également estimer à l’avance les pics de volatilité et prédire le comportement des prix du gaz.

Invezz : Les exportations américaines de GNL resserrent les marchés avant les rampes de 2026 — comment la suspension du premier jour de Trump a-t-elle pu remodeler les prix mondiaux et les écarts inter-matières premières de Mind Money ?

Je dirais qu’il n’y a pas de resserrement des marchés pour l’instant — c’est la redondance qui façonne les prix actuels. Le marché européen du gaz connaît un calme auquel personne ne s’attendait auparavant.

Il y a seulement quelques années, lorsque l’Europe a cessé d’acheter du gaz russe, le marché était très volatil et les prix ont grimpé de 10 à 15 fois. Aujourd’hui, la situation est très différente.

Les devis de gaz dans les hubs néerlandais et britanniques ne bougent presque pas et descendent même en dessous des niveaux normaux.

Il y a tellement de contrats de GNL accumulés que, même en hiver froid, l’Europe est couverte par environ 110 à 120 % de ses besoins futurs. Et la principale source de cet excédent est les États-Unis, puisque jusqu’à 55 à 60 % des importations européennes de GNL en proviennent.

C’est pourquoi le modèle météorologique de Mind Money montre que la décision hypothétique de Trump « le premier jour » de couper les exportations de GNL briserait cet équilibre.

Si une telle mesure était prise, l’écart gaz-fiole s’élargirait fortement et les prix grimperaient car un fournisseur clé disparaîtrait soudainement. Cependant, l’effet serait limité ou à court terme.

L’Europe a déjà appris à changer de fournisseur principal, donc même si le gaz américain disparaît, il peut être rapidement remplacé par du GNL qatari, algérien ou africain.

Dynamique du marché pétrolier

Invezz : L’OPEP+ a augmenté la production chaque mois depuis avril 2025 malgré le Brent bloqué sous les 80 $ — combien de temps encore l’unité du cartel peut-elle survivre à des augmentations volontaires continues ?

En fait, les pays des cartels n’ont cessé de le faire que récemment.

Au cours de ces mois, la hausse de la production a entraîné une forte augmentation de l’offre, et cela a posé un risque de surplus d’offre en 2026-2027, ce dont l’AIE nous avait explicitement mis en garde contre nous.

En même temps, ce que je trouve surprenant, c’est à quel point l’OPEP+ reste plus ou moins unie dans ses décisions. Certains pays ont un budget débordant, ils doivent donc investir davantage. D’autres ont leurs propres intérêts politiques.

Jusqu’à présent, ils s’accordent tous sur une chose : la production doit être augmentée. Mais le problème, c’est que personne ne peut maintenir cet équilibre bien longtemps.

Si l’excès devient trop évident et que les prix baissent brusquement, les pays à budget faible mettront beaucoup de pression sur le cartel. Ensuite, l’OPEP+ montrera soit des fractures, soit commencera à chercher de nouvelles façons d’influencer le marché.

Invezz : Les opérations de raffinerie en Chine ont diminué de 600 000 barils par jour depuis le début de l’année et les réserves stratégiques semblent pleines — d’où voyez-vous la prochaine surprise de la demande ?

Pour moi, ce qui se passe actuellement en Chine ressemble à une pause temporaire, car ils ont simplement des réserves stratégiques encombrées.

Mais la demande intérieure n’a pas disparu ; Ils consomment encore beaucoup d’énergie.

Dès que leurs réserves commenceront à s’éteindre — lorsque les gens commenceront à voyager davantage pendant les vacances et les pics saisonniers — la consommation reviendra.

Le Nouvel An chinois, par exemple, n’a lieu qu’en février, donc la croissance sera rapide, comme nous l’avons déjà vu. Mais si l’on parle de pays autres que la Chine, on peut s’attendre à des surprises de demande de la part de l’Inde.

L’économie indienne y accélère, les usines s’agrandissent, et il y a de plus en plus de voitures sur les routes. En d’autres termes, ils ont besoin de plus de carburant chaque année, donc les achats augmentent également, notamment en provenance de Russie.

Références pétrolières

Invezz : L’inclusion de WTI Midland dans Dated Brent à partir de janvier 2026 — quel avantage d’arbitrage cela donne-t-il aux exportateurs américains de brut par rapport aux producteurs ouest-africains ?

Bien que beaucoup dis-le changement important, je ne vois pas de révolution ici, pour être honnête.

Oui, l’inclusion de WTI Midland dans le panier du Brent influencera l’indice de référence mondial, car il deviendra plus facile de travailler avec celui-ci via la couverture et divers instruments financiers.

Mais je pense que c’est un peu plus qu’un cadeau pour le marché des spéculateurs : la liquidité augmentera, plus d’acteurs apparaîtront, plus d’affaires seront basées « sur la différence ».

Pour les acheteurs de pétrole réel, rien de tout cela ne change fondamentalement la situation. Il s’agit davantage de transactions en bourse que de savoir qui gagnera sur le marché physique — les États-Unis ou l’Afrique de l’Ouest.

Invezz : Les remises russes pour l’Oural se sont effondrées à -2 $ après la reprise des débits en mer Rouge — durable, ou simplement un don temporaire de redirection ?

À mon avis, lorsque la remise de l’Oural s’est réduite à –2 $ après la reprise du trafic à travers la mer Rouge, ce n’était qu’une réaction temporaire au déchargement des lignes.

Lorsque le mouvement s’est repris, une partie des offres est rapidement arrivée aux acheteurs, et pendant une courte période, il y a eu un sentiment d’excès de liquidité, d’où la stabilisation temporaire des prix.

Cependant, cet effet ne dure pas longtemps, car la nature même de la réduction de l’Oural n’est pas liée à la logistique.

La principale pression est exercée par les sanctions et l’accès limité aux marchés traditionnels, et ces facteurs sont bien plus stables que toute perturbation temporaire ou ouverture des routes maritimes.

Quoi qu’il en soit, même dans les conditions des sanctions récemment imposées contre les raffineries de pétrole, la correction des prix du pétrole est une tendance à court terme.

Invezz : Les marges de raffinage ont chuté à leurs plus bas niveaux en 2022 — quelles fissures (essence, diesel, jet) offrent les meilleures transactions par écarts calendriers jusqu’en 2026 ?

Il faut noter qu’à présent, les marges de raffinage se sont déjà nettement rétablies.

Je suis d’accord que les niveaux ne sont pas aussi élevés qu’en 2022-2023, lorsque le marché vivait dans des conditions de pénurie réelle de pétrole et de carburant, mais le prix reste tout de même assez confiant.

Quant aux écarts en 2026, celui de l’essence et du pétrole n’intéresse pas beaucoup en ce moment : il dépasse son « creux » saisonnier, et le potentiel de croissance y est presque épuisé.

La seule propagation qui mérite attention est celle du pétrole brut et du fioul de chauffage.

Cela semble particulièrement intéressant, car il y a actuellement une pénurie de diesel aux États-Unis et en Europe, donc la différence est très importante, ce qui crée une opportunité de ventes avec l’attente d’un retour à des niveaux moyens.

Le seul risque que je vois ici, ce sont les conditions météorologiques. Si l’hiver est trop froid, les prix du fioul peuvent réagir aux gelées avec une augmentation très rapide.

Perspective

Invezz : Un choix audacieux : la moyenne Brent en 2026 — au-dessus de 90 $, sous 70 $ ou dans la fourchette ? Et pourquoi ?

Si l’on regarde 2026, je parierais sur le prix moyen du Brent entre 60 et 70 $. Le marché est aujourd’hui surchargé, et je pense que c’est le prix le plus équitable dans ces conditions, et la structure même de la consommation change.

Les véhicules électriques, l’efficacité énergétique et les nouvelles technologies grignotent progressivement la demande d’essence et de diesel.

Pendant ce temps, les producteurs de schiste aux États-Unis continuent de réduire leurs coûts de production, ce qui leur permet d’augmenter la production même à des prix modérés. Avec une telle combinaison de facteurs, un scénario où Brent dépasse 90 $ semble peu probable.

Mais une chute sous 60 $ n’est pas possible sur une longue période — trop de joueurs souhaitent maintenir le marché dans une fourchette confortable.

Invezz : Où voyez-vous la demande pétrolière de l’Inde dans la prochaine décennie, surtout si elle doit complètement arrêter d’acheter des barils russes ?

Je suis sûr que l’Inde n’abandonnera pas complètement le pétrole russe de toute façon. Les volumes sont trop importants, et le marché laisse toujours place aux accords.

La Russie représente environ 8 à 10 % de la production mondiale, et de tels volumes ne peuvent pas être remplacés du jour au lendemain.

De plus, l’Arabie saoudite et le Qatar cherchent également où vendre leur pétrole, et la concurrence sur le marché est très féroce.

Pour résoudre ce dilemme, il y aura de nouveaux schémas, des remplacements partiels et des rééditions de contrats entre la Russie et l’Inde, mais le pays restera le principal fournisseur de pétrole sous une forme ou une autre.

Parallèlement, l’Inde elle-même devient désormais le principal moteur de la demande mondiale de pétrole : l’AIE estime que la production du pays pourrait atteindre un million de barils par jour d’ici 2030.

Ainsi, même si une partie de leurs volumes russes diminue temporairement, la croissance globale de la consommation ne disparaîtra pas – l’Inde devra toujours répondre à cette demande d’une manière ou d’une autre.