Énergie et inflation : un choc absorbable, sous conditions
Perspectives 2026-2027 pour l’économie mondiale
conjoncture
déficit public
politique budgétaire
politique monétaire
taux souverain
inflation
France
Europe
USA
Autrices, auteurs & résumé
Avant le déclenchement du conflit, le marché du pétrole était bien approvisionné. Malgré des tensions géopolitiques persistantes – guerre en Ukraine, sanctions contre les majors russes Rosneft et Lukoil –, les fondamentaux plaidaient pour une modération : l’offre mondiale était en excédent, et l’OPEP+1 manœuvrait prudemment pour éviter un effondrement des cours. En début d’année 2026, une légère remontée des prix s’était néanmoins dessinée, portée par les tensions entre l’Iran et les États-Unis, propulsant brièvement le Brent au-dessus de 70 dollars le baril. Du côté de l’offre, l’OPEP+ a augmenté sa production plus vite que prévu dès avril 2025, en supprimant progressivement ses coupes de 2,2 Mbj, avant de marquer une pause au premier trimestre 2026. Par ailleurs, en mars 2026, huit pays membres ont décidé de lever leurs coupes volontaires supplémentaires de 1,65 Mbj2, en s’accordant sur une hausse de 206 000 barils par jour à partir d’avril 2026.
1 L’OPEP+ est une coalition de 22 pays producteurs de pétrole (les 12 membres de l’OPEP auxquels s’ajoutent 10 États partenaires, dont la Russie) constituée fin 2016 dans le but de coordonner les niveaux de production afin de stabiliser les cours mondiaux du pétrole.
2 Ces coupes supplémentaires avaient été décidées en avril 2023.
Sur le marché du gaz, la situation avait elle aussi fini par se détendre. Le premier semestre 2025 avait pourtant été difficile : le TTF avait culminé autour de 47 euros/MWh début 2025, pénalisé par l’arrêt du transit russe via l’Ukraine. La montée en puissance rapide du GNL mondial, portée notamment par la nouvelle capacité américaine de Plaquemines, avait sensiblement soulagé les marchés au second semestre, ramenant les prix spot à la baisse, autour de 30 euros/ MWh, en Europe comme en Asie. À la veille du choc, le marché gazier européen se trouvait donc dans une phase de détente relative, avec des stocks en cours de reconstitution et une offre mondiale en forte croissance.
Notre scénario de référence : une flambée ponctuelle des prix du pétrole et du gaz naturel…
Pour évaluer l’impact de la crise énergétique sur l’inflation et la croissance, nous comparons un scénario « pré-crise » qui aurait prévalu hors conflit et notre scénario de référence, qui correspond à une désescalade rapide (graphique 2). À titre exploratoire, et sans que cela constitue notre scénario central, nous examinons également en encadré une variante envisageant une escalade des tensions (encadré 1).
Le scénario contrefactuel « pré-crise »
Ce scénario décrit la trajectoire fictive des prix du pétrole et du gaz naturel en l’absence de guerre en Iran. Le prix du baril de Brent aurait dû rester modéré (62 dollars en 2026 et 60 dollars en 2027) en raison d’un surplus d’offre sur toute la période de prévision. Quant au prix du gaz TTF, le contrefactuel prévoit une baisse, avec 30 euros/MWh en 2026, puis 27 euros/MWh en 2027. L’offre de GNL continuerait en effet de s’accroître (+7 % en 2026), tirée par les États-Unis, le Canada et le Qatar, alors que la demande progressait à un rythme plus modeste (+2 % en 2026).
Notre scénario de référence (désescalade rapide)
Sur le marché pétrolier, notre scénario de référence s’appuie sur le scénario décrit dans le Short term energy outlook de l’EIA du 10 mars 2026. Il repose sur l’hypothèse d’une désescalade rapide des tensions, avec la réouverture du détroit d’Ormuz dans un délai de quelques semaines, et une destruction limitée et ponctuelle des infrastructures énergétiques. Le choc de prix est temporaire: le Brent atteint 102 dollars en mars 2026, mais reviendrait rapidement vers 70 dollars au quatrième trimestre 2026 à mesure que le transit reprendrait dans dans le détroit d’Ormuz. La baisse de production atteindrait son pic début avril 2026, principalement en Irak, au Koweït, aux Émirats arabes unis et en Arabie saoudite. En mars 2026, la production mondiale de pétrole chuterait à 101,8 Mbj (contre 107,9 Mbj en février 2026), et elle progresserait ensuite graduellement pour revenir à 107 Mbj en juin 2026. Globalement, la production mondiale de pétrole continuerait, en moyenne, de dépasser la consommation au cours de notre période de prévision. En conséquence, le prix du baril baisserait pour s’établir en moyenne à 70 dollars au quatrième trimestre 2026, puis autour de 64 dollars en 2027, effaçant quasi-totalement la prime de risque fin 2027 (graphique 1).
Sur le marché du gaz naturel, notre hypothèse d’une désescalade rapide nous conduit à inscrire une augmentation du prix du gaz naturel TTF, autour de 50 euros le MWh au deuxième trimestre 2026, notamment après les attaques contre les infrastructures gazières du Qatar. Le prix reflue lentement pour atteindre 45 euros/MWh en fin d’année, puis retrouve son niveau de 2025 au cours de l’année 2027 (autour de 36 euros/MWh).
… et ses conséquences sur l’inflation
Le choc énergétique négatif alimentera l’inflation. Notons que l’incidence du choc dépend étroitement du mix énergétique des pays. A partir du modèle Emeraude et du modèle ThreeMe de l’OFCE, nous évaluons le choc énergétique lié à l’augmentation des prix du pétrole et de gaz sur l’économie française, sur la base des hypothèses présentées supra. Nous déterminons ensuite, pour plusieurs pays (Allemagne, Italie, Espagne, Royaume-Uni), l’impact des chocs sur l’inflation en multipliant le choc calculé sur la France par un coefficient d’intensité pétrolière et gazière, construit à partir du volume d’importations nettes d’énergies fossiles rapportées au PIB national en parité de pouvoir d’achat3. Cette méthode ne peut être appliquée aux États-Unis : d’une part, les États-Unis sont exportateurs nets de pétrole et de gaz, ce qui rend le solde des importations nettes peu représentatif de leur exposition réelle aux chocs de prix; d’autre part, le marché du gaz naturel américain (Henry Hub) est structurellement déconnecté du marché européen (TTF), les prix américains étant déterminés par la dynamique propre de la production intérieure de gaz de schiste. Pour les États-Unis, l’impact macroéconomique est donc estimé à partir du modèle FRB/US de la Réserve fédérale.
3 Cette évaluation repose sur l’hypothèse que les économies développées ont une structure productive similaire.
Les pays sont hétérogènes en matière d’intensité énergétique. Pour le pétrole, l’Espagne présente une intensité supérieure à celle de la France, tandis que le Royaume-Uni et l’Italie se situent en deçà. Pour le gaz naturel, l’Allemagne et l’Italie affichent une dépendance nettement plus élevée que la France, l’Espagne occupant une position intermédiaire.
En 2026, l’impact du choc énergétique sur l’inflation resterait contenu (graphique 2). L’impact inflationniste serait le plus marqué en Espagne, particulièrement exposée aux prix de l’énergie (+0,9 point, dont 0,7 point lié au choc pétrolier). Dans les autres pays de la zone euro, le choc serait de 0,7 point. Au Royaume-Uni, producteur d’hydrocarbures, le regain d’inflation serait moins marqué (0,5 point). Quant aux Etats-Unis, le choc serait quasi-nul (+0,1 point). Ainsi, le choc énergétique serait absorbable, l’inflation demeurant inférieure ou égale à 3 % dans l’ensemble des pays. En 2027, la décrue serait au rendez-vous dans le scénario central, avec des taux d’inflation repassant sous leurs niveaux d’avant-crise dans tous les pays.
Cette crise peut-elle être aussi forte qu’en 2022?
La crise énergétique déclenchée par la guerre contre l’Iran se distingue de celle de 2022. En 2021-2022, les prix de l’énergie avaient commencé à grimper dès le rebond post-Covid, en raison d’une demande plus forte que l’offre, puis la guerre en Ukraine n’avait fait qu’amplifier une hausse déjà enclenchée. Le point de départ était donc un marché déjà sous tension, avec des stocks bas et une demande qui repartait. En 2026, c’est l’inverse. L’année 2025 a été marquée par une baisse continue des prix du gaz et du pétrole (voir supra). Le choc intervient donc sur un marché qui était en phase de détente, voire de surabondance anticipée.
Par ailleurs, l’envolée des prix n’est pas totalement comparable, pour plusieurs raisons:
l’intensité : après la fermeture du détroit, les mouvements sur le pétrole ont été particulièrement violents. Même l’invasion russe de l’Ukraine, qui avait vu le baril grimper à 130 dollars en mars 2022, n’avait pas provoqué de mouvements aussi forts. Le prix du pétrole a bondi de plus de 50 % depuis le début de la guerre contre l’Iran, même si le niveau absolu reste inférieur au pic de 2022. Sur le gaz, le TTF a culminé à 61,8 €/MWh le 19 mars 2026 (soit un doublement par rapport au 27 février), après la frappe iranienne sur le site de Ras Laffan au Qatar. Par ailleurs, les stocks européens sont tombés à 28,1 % au 28 mars 2026 - soit 5,4 points de moins que l’an dernier. Cependant, le niveau des cours reste très inférieur à la crise de 2022: à titre de comparaison, le TTF avait culminé à près de 350 €/MWh en août 2022.
la durée : Le sevrage du gaz et du pétrole russe était rapidement apparu comme une contrainte structurelle, alors que la fermeture du détroit d’Ormuz est d’abord un événement conjoncturel. Si la circulation se normalise dans le détroit, que les tensions s’apaisent et que la production du Golfe redémarre, les prix du pétrole pourraient refluer, même si une prime de risque subsistera. Pour le gaz naturel, et en particulier le GNL, la situation est plus incertaine : 17 % des capacités d’exportation du Qatar ont été détruites lors des frappes sur Ras Laffan et ne seraient pas de nouveau opérationnelles avant trois à cinq ans.
le degré de dépendance : le marché pétrolier est mondial, de même que le marché du GNL. Toute rupture de l’offre se transmettra donc aux pays importateurs par le canal du prix. Mais rappelons que, pour les pays européens, la dépendance énergétique à la Russie était bien supérieure à la dépendance de l’Europe au Moyen-Orient. Ainsi, seulement 4 % du pétrole passant par le détroit d’Ormuz est à destination de l’Europe, contre 89 % à destination de l’Asie (EIA, 2025).