Énergie : tanker contre tanker

Retour à la case départ. Alors que les investisseurs avaient soufflé un ouf de soulagement au moment de la signature du protocole d’accord entre les deux belligérants, les escarmouches sont reparties de plus belle dans le détroit d’Ormuz. Et au pays de l'or noir comme ailleurs, la règle du chimiste Lavoisier est de rigueur : la contrainte d’offre se transforme en problèmes divers tout au long de la chaîne de valeur énergétique qu'il semble nécessaire d'analyser.

Encore faudrait-il savoir à quel niveau de pénurie les marchés pétroliers sont confrontés. Le 2 septembre, Chris Wright, le secrétaire américain à l’Énergie a déclaré que 17 mbj avaient traversé le détroit deux jours plus tôt, le lundi 31 août. En parallèle, il ressort du dernier rapport mensuel que l'Agence internationale de l’énergie estime en moyenne à 7,6 millions le nombre de barils qui ont traversé chaque jour ce bras de mer au mois d'août, soit environ 13 mbj de moins que lors de la période précédant le conflit.

Qui dit vrai ? La réalité se situe probablement entre ces deux estimations en raison du dark crossing, ces bateaux traversant le détroit tous feux et transpondeurs éteints. Pour tenter d’y voir plus clair, la banque d'affaires américaine Goldman Sachs a effectué une étude combinant les données du cabinet spécialisé Kepler avec des estimations passées, pour gommer les biais méthodologiques. Résultat, les analystes considèrent que les exportations sont remontées à 15 mbj fin août.

Mais la situation s'est largement dégradée début septembre, les deux protagonistes appliquant la loi du talion dans une version pétrolière, tanker contre tanker. Face à ce regain de tension, le Brent « daté », reflet des échanges physiques, atteint les 125 $/b au moment de la rédaction de ces lignes, suivi par le « baril papier* » à 103 $/b. Et les deux coussins de sécurité qui avaient permis de limiter la casse lors de la première phase du conflit ne sont pas réplicables : les stocks stratégiques américains sont au plus bas de quarante-quatre ans et les importations chinoises sont 20 % sous les niveaux d'août 2025, au moment où les Houthis gagnent du terrain dans l’autre détroit, celui de Bab el-Mandeb.

La hausse des prix du Brent n'est que la partie émergée de l'iceberg : les bateaux fantômes transportant principalement du brut, les exportations de GNL restent désespérément au plus bas à environ 20 % de la moyenne pré-conflit, toujours selon Goldman Sachs. Et l'extension du cas de force majeure par le Qatar crée une compétition acharnée entre les acheteurs de gaz européens et asiatiques avec comme seule variable d'ajustement les prix. Celui-ci avoisine les 80 €/MWh en Europe pour attirer les méthaniers, au moment où les cuves européennes peinent à se remplir : au dernier comptage, celles-ci sont à 64% de leur maximum, soit 18 points sous la moyenne sur cinq ans à cette période de l'année.

La palme des tensions physiques revient aux produits raffinés, qui, en plus du blocage du détroit d’Ormuz, subissent aussi le contrecoup des attaques des capacités de production russes. Le raffinage, activité cyclique par excellence, présente en conséquence des marges jamais vues dans le passé, de l'ordre de 40 $/b des deux côtés de l'Atlantique. Et au sein du complexe aval, c'est le diesel qui présente les stocks les plus bas, provoquant une hausse spectaculaire du prix à plus de 6 $ le gallon** aux États-Unis, au-delà du précédent record datant de 2023.

Face à son incapacité à débloquer la situation par la force, l'administration américaine a décidé d'ajuster sa stratégie en utilisant l'arme financière. Scott Bessent a parlé d'un « D Day économique » le 24 août, considérant que la banqueroute de l'Iran est « dans une phase d'accélération ». Dans le détail, les États-Unis menace de sanctions dites secondaires les entités partenaires de son adversaire. Dans ce cadre, tous les yeux se tournent naturellement vers la Chine, dont les petites raffineries privées consomment la majorité du brut iranien, alors que les deux dirigeants doivent se rencontrer le 24 septembre.

De leur côté, même si elles sont mal équipées en cas de choc d'offre, les banques centrales ne peuvent rester les bras croisés face à l’impact des prix des hydrocarbures sur l'inflation. C'est dans ce contexte que la BCE puis la Fed ont tour à tour monté leurs taux directeurs, et relevé leurs prévisions d'inflation***. Le nerf de la guerre pour ces institutions monétaires reste les effets de second tour et, in fine, le désencrage des anticipations d'inflation. À ce titre, les forwards d’inflation 5 ans dans 5 ans, indicateurs de marché largement suivis par les investisseurs, montent de 10 bp a 2,15 % en Europe et sont stable à 2,4 % aux États-Unis depuis le début de l'année.

En attendant un hypothétique effet indirect de la hausse des taux directeurs sur le prix des hydrocarbures, la Commission européenne a opportunément publié cet été un plan d'électrification des usages, afin d'augmenter le poids des électrons face aux molécules. Celui-ci ne fait pas uniquement référence à la décarbonation mais aussi à la sécurité d'approvisionnement.

Cette résilience énergétique est devenue, sans surprise, un thème central pour les gouvernements de la zone et fait écho au rapport Draghi publié il y a deux ans. Cette initiative est un soutien structurel à l'investissement, qui s’établira sur plusieurs années et couvrira de nombreux secteurs connexes (infrastructures, génération, stockage…). De quoi créer un nouveau champ d'opportunités pour les investisseurs souhaitant diversifier leur exposition au secteur technologique, qui est devenu on ne peut plus consensuel****…

*Futur Brent, échéance novembre ;

**Crack diesel de 100 $/b ;

***2,6 % en Europe en 2027 pour le core HICP, 2,5 % aux États-Unis pour le PCE core ;

****Selon le dernier sondage de Bank of America, l’exposition au secteur des semi-conducteurs est la position la plus commune.

Texte achevé de rédiger le 18 septembre 2026 par Pierre Pincemaille, Secrétaire général de la Gestion.

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