Pétrole et gaz : quand les risques deviennent réalité

Les tensions géopolitiques au Moyen-Orient se sont de nouveau fortement intensifiées ces dernières semaines et entraînent une incertitude exceptionnellement élevée sur les marchés de l’énergie. Cette publication adopte une approche large. Outre une analyse de la dynamique actuelle des marchés et des effets immédiats sur les prix, nous replaçons les développements en cours dans un cadre structurel. Nous examinons de quelle manière la durée des perturbations, leur impact sur les infrastructures et l’évolution des incitations à la constitution de stocks modifient en profondeur le mécanisme de formation des prix.

En combinant des facteurs à court terme et à long terme, cette analyse fournit un cadre de référence étayé pour interpréter la volatilité¹ actuelle et mieux comprendre les conséquences potentielles pour les marchés du pétrole et du gaz dans les années à venir.

Ces dernières semaines ont montré que les risques identifiés de longue date se matérialisent désormais en temps réel. Le marché pétrolier connaît actuellement l’une des plus importantes perturbations de flux jamais observées : l’ampleur n’est plus la seule variable déterminante, la durée devient désormais un facteur clé. Plus la perturbation se prolonge, plus elle passe d’un problème de timing et de stocks, avec des conséquences qui dépassent largement les seuls prix du pétrole pour affecter l’économie mondiale dans son ensemble.

Au départ, la perturbation était concentrée sur la logistique maritime : le détroit d’Ormuz constitue habituellement une voie de transit pour environ 20 millions de barils par jour de pétrole brut/condensats et de produits raffinés (soit environ 20% de la demande mondiale). Avec l’intensification du conflit, le problème s’est élargi. Les attaques et les risques accrus autour des infrastructures énergétiques limitent désormais la capacité du système à rétablir rapidement des flux normaux. Sans surprise, le Brent a enregistré en mars sa plus forte hausse mensuelle jamais observée, avec environ 63%, dépassant même la hausse de 46% enregistrée en septembre 1990 lors de la guerre du Golfe.

La pression exercée sur les stocks stratégiques et commerciaux est particulièrement visible en Asie, où plusieurs gouvernements sont déjà allés au-delà des mesures de soutien aux prix à la consommation pour mettre en place des dispositifs explicites visant à préserver - voire à rationner - les stocks de carburant. En Europe, en revanche, de telles mesures n’ont pas encore été mises en place. Cela s’explique en partie par une dépendance directe moindre aux importations transitant par le détroit d’Ormuz, mais aussi par les délais logistiques : les dernières cargaisons expédiées avant la perturbation n’atteignent en Europe qu’après plusieurs semaines de transport maritime.

Une partie du choc immédiat sur l’offre a été atténuée grâce à des routes alternatives, notamment : l’oléoduc Est-Ouest de l’Arabie saoudite (Abqaiq – Yanbu, mer Rouge) et l’oléoduc de pétrole brut d’Abou Dhabi (d’Habshan à Fujairah). Ces corridors permettent aux exportations d’éviter le détroit d’Ormuz, et les données disponibles suggèrent qu’environ 5,5 millions de barils par jour ont été réacheminés. Ce pétrole redirigé, combiné aux flux limités qui transitent encore par le détroit et à l’augmentation des exportations iraniennes, atténue la réduction globale de l’offre. Néanmoins, environ les trois quarts des flux passant par Ormuz avant le conflit restent bloqués. À ce rythme, une simple règle empirique met en évidence les limites des réponses politiques : la libération coordonnée de 400 millions de barils par l’AIE ne représente que quatre à cinq semaines de couverture. De plus, ces oléoducs fonctionnant probablement déjà à pleine capacité, les possibilités d’augmenter significativement les volumes réacheminés semblent limitées.

Cela ramène le marché à la question centrale qui déterminera l’évolution des prix : combien de temps la perturbation va-t-elle durer, et les dommages aux infrastructures permettront-ils un retour à la normale du transit dans le détroit ? Compte tenu de la nature multilatérale du conflit, un large éventail de scénarios reste possible.

Scénarios et perspectives pour le pétrole

Dans notre scénario central, nous anticipons une reprise partielle des flux au cours du trimestre en cours, avec une normalisation complète seulement attendue au second semestre. Dans ce contexte, nous ne prévoyons pas de baisse significative et durable des prix du pétrole à court terme.

Une désescalade plus rapide - avec un retour à la normale en quelques semaines – pourrait réduire la prime de risque actuelle et entraîner une baisse des prix. Cependant, même dans ce scénario, un retour aux niveaux de prix d’avant-crise semble peu probable : la reconstitution des stocks et le maintien d’une prime de risque plaident pour des prix moyens supérieurs à ceux observés en début d’année.

À l’inverse, un scénario dans lequel le détroit resterait de facto fermé jusqu’au second semestre impliquerait des pertes d’approvisionnement suffisamment importantes pour propulser les prix au-delà de leurs précédents sommets. À ces niveaux, la destruction de la demande deviendrait un mécanisme d’ajustement majeur, potentiellement déstabilisant.

Comme pour le pétrole, le message clé pour le gaz européen est le clair  : la durée est déterminante. À court terme, la sensibilité est élevée car le GNL est directement exposé aux perturbations dans le détroit d’Ormuz. Les flux de GNL y représentent environ 80 millions de tonnes par an (soit près de 19% de l’offre mondiale). Contrairement au pétrole brut, il n’existe ni infrastructures de contournement comparables à grande échelle, ni réserves stratégiques significatives détenues par les États.

Le marché du gaz est en outre confronté à un choc d’offre plus durable : environ 13 millions de tonnes par an de capacités de GNL qataries pourraient être indisponibles pendant 3 à 5 ans, soit :

• près de 17% de la capacité de GNL du Qatar
• 3% de la capacité mondiale

Cela affecte non seulement l’équilibre à court terme, mais aussi les perspectives à moyen terme.

Pour l’Europe, l’enjeu principal n’est pas tant la disponibilité immédiate que la capacité à sécuriser suffisamment de GNL durant l’été, afin de reconstituer les stocks avant l’hiver, tout en étant en concurrence avec l’Asie. Ce processus d’accumulation des stocks est progressif et cumulatif : les stocks se remplissent tout au long de la saison d’injection et ne peuvent être compensés par une vague d’achats tardive.

Dans ce contexte, la réaction rationnelle du marché consiste à acheter plus tôt. Des prix plus élevés en Europe sont perçus comme nécessaires pour attirer les flux de GNL, compte tenu de la forte dépendance économique de la région à cette ressource.

Implications selon les scénarios

Scénario central

Dans notre scénario central, caractérisé par un rétablissement partiel des flux au cours du trimestre et une normalisation complète attendue au second semestre, les prix devraient rester durablement élevés afin de sécuriser les approvisionnements de GNL durant l’été et de garantir une trajectoire de reconstitution des stocks.

Désescalade rapide

En cas de désescalade plus rapide, la prime de risque actuellement intégrée dans les prix du gaz devrait progressivement s’atténuer, même si le marché continuerait probablement d’intégrer un certain niveau de prudence en raison des impératifs de stockage.

Scénario défavorable (perturbation prolongée)

Dans un scénario défavorable marqué par une perturbation prolongée jusqu’au second semestre, le mécanisme d’ajustement deviendrait plus contraignant, les prix devant jouer un rôle plus important en augmentant significativement afin d’attirer les flux de GNL, jusqu’à inciter les pays concurrents soit à se tourner vers des sources d’énergie alternatives telles que le charbon, soit à accepter une destruction de la demande.

Impacts à plus long terme

Les dommages aux infrastructures pourraient avoir des conséquences allant au-delà de 2026. Avant le conflit, un excédent d’offre était anticipé grâce aux nouvelles capacités aux États-Unis, au Canada et au Qatar. Il est probable qu’une partie des capacités à venir au Qatar sera retardée, en particulier dans le cadre du projet d’extension du champ gazier North Field, qui devait porter la production qatarie d’environ 77 millions de tonnes par an en 2025 à près de 127 millions de tonnes par an d’ici 2027. Dès lors, il existe un risque que les niveaux inférieurs à 20 EUR/MWh, évoqués comme une possibilité pour 2027, ne se matérialisent pas.

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¹ La volatilité fait référence à l’ampleur et à la rapidité avec lesquelles le prix d’une action, d’une obligation, d’un fonds ou d’un indice évolue au fil du temps.