Les perspectives des marchés de l’énergie pour le second semestre 2026

Après dix-huit mois de détente, le premier semestre 2026 a marqué le retour du risque géopolitique comme principal moteur des prix du gaz, de l’électricité et du pétrole.

Le rapport OMNEGY Energy Outlook de Juillet 2026 décrypte les évolutions des marchés et fournit des recommandations concrètes pour sécuriser vos achats d’énergie.

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Photographie du détroit d'Ormuz en 2026

Six mois qui ont rebattu les cartes des achats d’énergie

Le premier semestre 2026 marque un changement de régime pour les marchés de l’énergie. Après près de dix-huit mois de détente progressive, les prix sont redevenus fortement dépendants des équilibres géopolitiques. L’intervention militaire contre l’Iran à la fin du mois de février, suivie de la fermeture du détroit d’Ormuz, a provoqué le choc le plus important observé depuis la crise énergétique de 2022.

En quelques semaines, les marchés ont dû réévaluer le risque d’une rupture durable des approvisionnements mondiaux en pétrole et en gaz naturel liquéfié. Le Brent a dépassé les 110 dollars par baril au printemps tandis que le gaz européen retrouvait des niveaux qui n’avaient plus été observés depuis plusieurs années. La signature d’un accord de cessez-le-feu le 17 juin a permis une détente rapide, avant que la reprise des hostilités en juillet ne rappelle la fragilité persistante de cet équilibre.

Les marchés de l’énergie sont redevenus des marchés géopolitiques. Les fondamentaux économiques restent déterminants sur le long terme, mais les prix de court terme évoluent désormais au rythme des tensions internationales.

+ 38 %

Gaz PEG calendaire 2027
De 24,5 à 33,8 €/MWh, avec un pic à 61,5 €/MWh sur le court terme le 19 mars 2026.

+ 15,1 %

Électricité France Cal+1
57,4 €/MWh au 30 juin : la contagion du choc gazier a été réelle mais amortie par le mix décarboné.

110–120 $

Pics du Brent (mars-avril)
Parti d’env. 60 $/b en janvier, revenu à 72,9 $ fin juin… puis 78 $ le 8 juillet sur la ré-escalade.

27,7 %

Stocks gaziers UE fin mars
Le plus bas niveau de sortie d’hiver depuis 2022. Remontés à 48,9 % au 29 juin, soit ≈10 points sous 2025.

69 %

Part du nucléaire dans le mix français
197,4 TWh produits au S1, disponibilité record depuis 2015 en mai, 53,7 TWh exportés.

36 €/MWh

Écart France – Allemagne (Cal+1)
57,4 € contre 93,0 € : l’avantage compétitif structurel du mix français, confirmé par la crise.

Les trois facteurs qui domineront le second semestre 2026

Au-delà des tensions au Moyen-Orient, trois variables concentreront l’attention des marchés au cours des prochains mois.

  • La première concerne l’évolution des stocks européens de gaz. Leur niveau à l’entrée de l’hiver conditionnera directement la prime de risque intégrée aux contrats hivernaux.
  • La deuxième est réglementaire. La révision du marché européen du carbone, la montée en puissance du Versement Nucléaire Universel (VNU) en France et plusieurs évolutions fiscales continueront de modifier progressivement les conditions d’achat de l’énergie.
  • Enfin, l’environnement macroéconomique redevient un facteur de volatilité. Le retour de l’inflation énergétique, la remontée des taux d’intérêt et l’évolution de la parité euro-dollar influencent désormais directement le coût des approvisionnements des entreprises européennes.

Il analyse l’ensemble des marchés de l’énergie sur le premier semestre 2026 (janvier à juin) : gaz naturel, électricité, pétrole, charbon, CO₂ et change €/$. Il documente le choc géopolitique du détroit d’Ormuz et ses effets sur les prix, la résilience du marché électrique français, puis dresse trois scénarios et un plan d’action d’achat pour le second semestre 2026 et 2027. Les données sont arrêtées au 30 juin 2026 et actualisées au 9 juillet 2026.

Entre le 2 janvier et le 30 juin 2026 : le gaz PEG cal+1 a augmenté de +38 % (de 24,5 à 33,8 €/MWh), le TTF a pris +35 %, l’électricité Cal+1 a bondi de +15,1 % (de 49,8 à 57,4 €/MWh), le Brent d’env. +21 % (d’env. 60 à 72,9 $/baril, avec des pics entre 110 et 120 $ en mars-avril).

Le CO₂ a reculé de 9,2 % à 80,2 €/t, et l’électricité France Cal+2 a légèrement baissé (−3,1 %), signe que le moyen terme est resté préservé.

Parce que la production française est décarbonée à plus de 96 % : au premier semestre 2026, le nucléaire a fourni 69 % de la production (197,4 TWh), l’hydraulique 12 %, l’éolien et le solaire près de 15 %, et le gaz moins de 3 %. La formation des prix à terme français est donc largement déconnectée du coût marginal du gaz — contrairement à l’Allemagne, dont plus d’un tiers de la production reste fossile.

Trois priorités : sécuriser le moyen terme 2028-2030 (gaz vers 26-27 €/MWh, électricité Cal+2/Cal+3 à 51-54 €/MWh) ; fractionner les achats de court terme sans fixer 100 % des volumes 2026-2027 ; intégrer le calendrier réglementaire et monétaire (révision de l’EU ETS le 15 juillet, décision BCE le 23 juillet, montée en charge du VNU, couverture du change €/$…).

OMNEGY est un cabinet de conseil pour les entreprises, spécialisé dans les achats d’énergie, le pilotage et l’optimisation des contrats d’énergie. OMNEGY est membre du Groupe EPSA. Le cabinet s’appuie sur une connaissance fine de la réglementation, de l’écosystème de la fourniture et sur un ancrage en temps réel sur les marchés de gros pour construire des stratégies d’achat sur mesure (entreprises, industriels, collectivités). En savoir plus sur OMNEGY.

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