Le monde après Hormuz
Quatre mois se sont écoulés depuis la fermeture du Détroit et le marché commence à saluer la réouverture du Détroit d'Ormuz, tandis que le système mondial doit encore absorber la production perdue, le volume des réserves stratégiques entamées, les dommages permanents subis par le GNL qatari et le coût d'une résilience énergétique qui demeurera bien au-delà de la crise militaire.
Lecture opérationnelle. Le prix spot du pétrole peut se normaliser rapidement si le Détroit reste ouvert conformément aux accords, mais le coût structurel de la sécurité énergétique, lui, ne le peut pas. Le blocus d'Ormuz a déjà transformé assurances, stockage, pipelines, terminaux, contrats à long terme et diversification des approvisionnements en nouveaux postes de dépenses permanents, tant publics que privés.
- Synthèse exécutive
- Une fermeture davantage économique que militaire
- Pétrole : choc et possible excédent
- Shipping et assurances
- GNL, là où personne ne regarde
- Réserves stratégiques
- Engrais et produits alimentaires
- Stagflation et banques centrales
- La crise redessine la géographie énergétique
- Un nouveau cycle d'investissements
- Carte de scénarios
- Perspectives d'investissement
Synthèse exécutive
Après la quasi-paralysie amorcée le 28 février, le Détroit d'Ormuz montre les premiers signes de réouverture. Ces derniers jours, quelques pétroliers et méthaniers ont recommencé à le traverser. Cette évolution fait suite aux négociations entre les États-Unis et l'Iran, qui ont abouti à une feuille de route de 60 jours ; en conséquence, le Brent a rapidement restitué une part substantielle de la prime géopolitique accumulée pendant la phase la plus aiguë de la crise.
Cette réaction est cohérente avec le fonctionnement des marchés financiers, qui, comme nous le savons, tendent à tout anticiper. C'est pourquoi le prix du pétrole n'attend pas que chaque navire ait repris sa route ou que chaque installation soit à nouveau opérationnelle, mais anticipe la probabilité que cela se produise. La reprise des négociations a donc suffi à ramener le Brent bien en deçà des sommets atteints pendant la crise.
L'économie réelle, en revanche, obéit à une logique différente. La production, les assurances, les terminaux, les réserves stratégiques, les contrats de GNL, les engrais et les chaînes logistiques ne se normalisent pas au gré d'une déclaration diplomatique. Les compagnies maritimes doivent vérifier la sécurité des routes, les assureurs doivent accepter à nouveau de couvrir les voyages à des conditions soutenables, les mines doivent être retirées des fonds marins et les installations endommagées doivent être reconstruites.
Pour un investisseur professionnel, la distinction décisive se situe entre le prix spot de l'énergie et le coût structurel de la sécurité : le premier peut baisser très rapidement à la faveur de simples déclarations, tandis que le second a déjà augmenté et restera ancré dans le système pendant des années.
Une fermeture davantage économique que militaire
Durant la crise, la fermeture n'a pas été absolue, car certains navires ont continué à transiter par des corridors sélectifs, des autorisations politiques ou des passages protégés. Sur le plan économique, toutefois, la distinction est marginale. Lorsque le trafic passe d'une moyenne de 129 navires par jour à seulement 6, la route n'est plus réellement disponible pour le commerce international.
La fermeture a donc été de facto, et non nécessairement formelle, car pendant près de quatre mois l'une des artères les plus importantes du système énergétique mondial est devenue imprévisible, coûteuse et, à certains moments, inutilisable. Avant le conflit, environ 14 millions de barils de brut et de condensats y transitaient chaque jour, auxquels s'ajoutaient 6 millions de barils de produits raffinés, et à cette composante pétrolière venait s'ajouter près d'un cinquième du GNL mondial, principalement exporté par le Qatar à destination de l'Asie.
Hormuz constitue un point névralgique des routes maritimes mondiales. L'Arabie saoudite et les Émirats arabes unis disposent de pipelines permettant d'acheminer une partie du brut respectivement vers la mer Rouge et le port de Fujairah, déjà situé au-delà du Détroit. La capacité supplémentaire réalistement mobilisable est toutefois comprise entre 3,5 et 5,5 millions de barils par jour, bien en deçà des volumes traités en conditions normales.
Pour le gaz, la rigidité est encore plus marquée, car le pétrole peut être stocké, transféré ou partiellement réacheminé, tandis que le GNL qatari doit être chargé sur des méthaniers et doit traverser le Détroit. Il n'existe aucun pipeline terrestre capable de déplacer des volumes équivalents vers un terminal d'exportation situé en dehors du Golfe.
Ci-dessous, nous observons les alternatives existantes, qui ne peuvent toutefois pas se substituer à Hormuz.
La réouverture annoncée en juin n'élimine pas immédiatement ces contraintes. Les armateurs doivent vérifier que l'accord politique est stable, que les routes ont été sécurisées et que les couvertures d'assurance sont de nouveau disponibles. Une normalisation financière peut donc précéder la normalisation physique, mais il convient de ne pas commettre l'erreur de les confondre.
Pétrole : de la rareté record à un possible excédent
La fermeture d'Hormuz a provoqué une contraction de l'offre mondiale de 10,1 millions de barils par jour au seul mois de mars. L'AIE l'a qualifiée de plus grande interruption jamais enregistrée dans l'histoire du marché pétrolier. La production des pays de l'OPEP+ a diminué de 9,4 millions de barils par jour, tandis que les raffineurs et les consommateurs ont commencé à puiser dans les stocks disponibles pour compenser les cargaisons bloquées dans le Golfe.
En mai, les manques à livraison cumulés pour les producteurs du Golfe ont dépassé un milliard de barils. L'offre mondiale demeurait encore inférieure de 13,6 millions de barils par jour aux niveaux antérieurs au conflit.
La réponse des gouvernements a été immédiate et proportionnée à la gravité du choc. Les pays membres de l'AIE ont autorisé le déblocage de plus de 400 millions de barils issus des réserves d'urgence, constituant la plus grande intervention coordonnée de l'histoire de l'Agence. Les réserves publiques des pays de l'OCDE sont ainsi tombées à leurs niveaux les plus bas depuis 1990.
Ce déblocage a permis de limiter la pénurie immédiate, entraînant dans le même temps un report d'une partie de la demande vers le futur. Les barils utilisés devront en effet être rachetés, et il est probable que les gouvernements cherchent à reconstituer leurs stocks durant une phase de prix plus bas et d'offre plus abondante, créant ainsi une source de demande susceptible de soutenir le marché même après le retour de la production du Golfe.
La crise elle-même qui a engendré la pénurie peut préparer un excédent d'offre
L'AIE prévoit une contraction de la demande mondiale de 1,1 million de barils par jour en 2026, suivie d'une reprise d'environ 2 millions en 2027. L'offre devrait quant à elle diminuer de 3,9 millions en 2026 avant de rebondir d'environ 8 millions en 2027, pour atteindre 110,3 millions de barils par jour.
Le retour simultané des capacités du Golfe, dans un contexte de demande affaiblie par les prix élevés et par le ralentissement de l'activité économique, pourrait ainsi transformer la pénurie la plus sévère jamais enregistrée en une phase d'abondance dès l'année prochaine.
Ce scénario serait la conséquence naturelle de la remise en service de capacités de production précédemment bloquées, tandis que la demande continue de pâtir de prix élevés, de la faiblesse économique et de la substitution énergétique. La thèse de long terme ne saurait reposer sur l'hypothèse d'un Brent durablement au-dessus de 100 dollars, car la crise peut laisser une prime structurelle sans pour autant produire des prix structurellement élevés. Cette prime se manifestera à travers une volatilité accrue, une courbe des futures plus sensible aux risques physiques, un recours renforcé à la couverture, de nouvelles réserves stratégiques, des infrastructures dupliquées et des écarts plus importants entre zones géographiques et qualités de brut.
Fret maritime et assurances : la face invisible du choc
Ce qui saute immédiatement aux yeux, c'est la hausse du coût nécessaire pour acheminer l'énergie, ainsi que la façon dont la fermeture du Détroit a fait s'envoler les prix. Entre fin février et début avril, l'indice des taux de fret des dirty tankers a atteint 180, contre un niveau de 100 avant la crise. Pour les clean tankers, principalement utilisées pour les produits raffinés, l'indice est monté jusqu'à 215.
La prime d'assurance pour risque de guerre est devenue une composante fixe de chaque voyage. À l'analyse des chiffres, une couverture équivalant à 0,25 % de la valeur d'un navire de 100 millions de dollars représente déjà une dépense de 250 000 dollars. Si la prime monte à 1 %, le coût atteint un million par voyage. Pour un méthanier de nouvelle génération, la valeur assurée peut être nettement supérieure.
Une chose est certaine : il sera difficile d'éliminer ces coûts dès le passage des premiers navires, car les assureurs ne réduiront leurs primes qu'une fois le risque observé significativement diminué. Une trêve temporaire, des passages intermittents et de nouvelles menaces peuvent maintenir la war-risk premium à un niveau élevé même avec le Détroit formellement ouvert.
L'effet se transfère ensuite aux entreprises qui n'opèrent pas directement dans le secteur énergétique, car des délais de livraison plus longs imposent des commandes anticipées. L'incertitude pousse à constituer des stocks plus importants, et la diversification des fournisseurs accroît la complexité opérationnelle. La chaîne d'approvisionnement devient plus résiliente, mais bien moins efficiente. On observe un net basculement du juste-à-temps vers une gestion plus préventive des stocks pour se prémunir des ruptures, ce qui réduit la rotation du fonds de roulement, comprime les rendements et produit un effet tangible sur l'économie.
GNL, là où personne ne regarde
Sur le marché du gaz, la réouverture du Détroit ne résout le problème qu'en partie. L'enjeu crucial concerne les attaques contre Ras Laffan, qui ont endommagé deux des quatorze trains de liquéfaction du Qatar ainsi qu'une installation gas-to-liquids. Un navire peut donc reprendre son transit dès que les conditions de sécurité le permettent. Une installation de liquéfaction détruite, en revanche, ne peut pas reprendre sa production par le biais d'un accord diplomatique.
Les conséquences dépassent le seul prix du gaz. Du processus de liquéfaction et des activités connexes dépendent les condensats, le GPL, l'hélium, le naphta, le soufre et d'autres produits utilisés dans les secteurs chimique, manufacturier et technologique. La perte de capacité qatarie engendre donc une pénurie bien plus large que la seule molécule de GNL.
Le pouvoir de négociation au sein du marché se modifie, car les importateurs asiatiques auront davantage intérêt à sécuriser des approvisionnements par le biais de contrats pluriannuels, réduisant ainsi leur dépendance au marché spot. Les États-Unis, l'Australie et les autres exportateurs extérieurs au Golfe acquièrent dès lors une importance accrue. L'Europe se trouve donc contrainte de rivaliser avec l'Asie pour une offre plus limitée, ce qui risque de consolider davantage sa propre dépendance au GNL américain.
Les stocks deviennent un instrument de politique économique
La Chine a traversé la phase la plus critique de la crise dans une position relativement favorable, grâce aux réserves constituées au cours des années précédentes. Pékin a pu réduire ses achats lors des pics de prix, évitant ainsi de concurrencer agressivement chaque cargaison disponible sur le marché.
La fonction des stocks stratégiques s'est ainsi révélée plus large que la simple protection contre une pénurie physique, car un pays disposant de réserves peut choisir le moment opportun pour entrer sur le marché, tandis qu'un pays dépourvu de couvertures doit acheter même lorsque les prix, les frets et les assurances atteignent des niveaux extrêmes et insoutenables.
L'Inde, le Japon, la Corée du Sud, les pays d'Asie du Sud-Est et les économies européennes auront désormais une incitation à augmenter leurs jours de couverture via leurs propres réserves. Cela nécessitera de nouveaux réservoirs, terminaux, cavités souterraines, connexions logistiques et ressources financières pour les remplir. Le phénomène s'étendra probablement au-delà du pétrole : le gaz, les produits raffinés, les composants industriels et les matières premières jugées stratégiques figureront de plus en plus souvent dans les programmes de sécurité économique.
En conséquence, une partie de la demande future ne proviendra pas de la consommation courante, mais de la crainte d'une nouvelle crise et de la nécessité de reconstituer les réserves et de financer un système mieux protégé.
Une grille de lecture des engrais aux denrées alimentaires
Hormuz est également l'une des principales artères mondiales du commerce des engrais. On observe qu'en 2024, environ 16 millions de tonnes ont été acheminées par voie maritime depuis la région du Golfe, un volume représentant près d'un tiers du commerce maritime mondial. Environ 60 % de ces volumes étaient constitués d'urée.
La crise agit sur le secteur agricole par trois canaux simultanés. La réduction des exportations limite la disponibilité physique, la hausse du gaz naturel accroît les coûts de production des engrais azotés, tandis que le fret et les assurances renchérissent la livraison même lorsque le produit est disponible.
L'indice des engrais de la Banque mondiale a progressé de plus de 12 % au premier trimestre 2026. En avril, on observe que l'urée a dépassé 850 dollars par tonne, soit une hausse de 80 % par rapport à février. Pour l'ensemble de l'année, la Banque mondiale anticipe une augmentation moyenne des engrais supérieure à 30 % et une hausse proche de 60 % pour l'urée.
L'impact sur les prix alimentaires ne se manifeste pas immédiatement, car de nombreux agriculteurs de l'hémisphère nord avaient déjà acheté une partie des intrants nécessaires à la campagne en cours. Les effets les plus significatifs apparaîtront donc lors des campagnes suivantes, lorsque le coût plus élevé pourra réduire les quantités appliquées, modifier le choix des cultures ou comprimer les marges au point de rendre certaines productions économiquement non viables.
Cette réduction ne générera pas d'inflation de manière immédiate, car elle affaiblira d'abord les rendements, puis limitera l'offre agricole, avant d'atteindre finalement le consommateur. Lorsque la deuxième vague se répercutera sur les prix alimentaires, le Brent pourrait déjà être revenu à des niveaux nettement inférieurs.
Stagflation et banques centrales
La Banque mondiale prévoit que la croissance mondiale ralentisse de 2,9 % en 2025 à 2,5 % en 2026, tandis que l'inflation devrait remonter de 3,3 % à 4,0 %. Il s'agit donc d'une combinaison défavorable, qualifiée de stagflation, associant une inflation plus élevée à une croissance plus faible.
La hausse des taux ne résoudra certainement pas le problème de la production pétrolière, de la réparation d'un train de GNL ou de la tentative de déminage du détroit d'Hormuz. Elle peut uniquement empêcher que la hausse initiale des coûts soit incorporée dans les salaires, les marges des entreprises et les anticipations. Une politique trop restrictive amplifierait donc le ralentissement économique, tandis qu'une politique trop accommodante augmenterait le risque que le choc temporaire devienne persistant.
La BCE prévoit que l'inflation énergétique de la zone euro atteindra 12,5 % au troisième trimestre 2026. La transition vers les carburants sera rapide, tandis que les effets de second tour sur les biens industriels, les services et l'alimentation continueront de se propager jusqu'en 2027. Dans les projections de l'Eurosystème, l'inflation alimentaire n'atteint son pic qu'au deuxième trimestre de l'année prochaine, soit au T2 2027.
La zone euro demeure particulièrement vulnérable car elle importe la majeure partie de l'énergie qu'elle consomme et participe au marché mondial du GNL en tant que price taker, tandis que les États-Unis disposent d'une production domestique plus importante et peuvent bénéficier de leurs exportations de pétrole brut et de gaz. Toutefois, l'économie américaine subira elle aussi l'effet de carburants plus onéreux, qui se répercutera sur la consommation et les anticipations.
La pression la plus sévère pèsera sur les pays importateurs à monnaie faible, car la combinaison d'une énergie libellée en dollars et de la hausse consécutive des matières premières peut provoquer la dépréciation de la monnaie nationale, renchérissant ainsi le coût des importations, l'inflation domestique et le service de la dette extérieure. Pour certaines économies émergentes, le choc énergétique pourrait se transformer en risque budgétaire et souverain.
La crise redessine la géographie énergétique
On observe un changement marqué concernant la qualité des réserves énergétiques : contrairement à la situation antérieure, seule la taille ne suffit plus ; ce qui compte également, c'est la capacité à les acheminer vers le marché sans emprunter de point d'étranglement.
L'Arabie Saoudite et les Émirats Arabes Unis se trouvent relativement mieux protégés grâce à l'East-West Pipeline vers Yanbu et à la ligne d'Abou Dhabi. Ces infrastructures ne se substituent pas à Hormuz, mais permettent aux deux pays de continuer à exporter une part significative de leur production même en cas de fermeture du détroit.
Le Qatar, le Koweït et l'Irak restent beaucoup plus exposés. Pour le Qatar, la situation est aggravée par la dépendance au GNL et l'absence d'une véritable alternative logistique. Le Koweït se situe dans la partie la plus enclavée du Golfe, tandis que l'Irak dépend dans une large mesure de ses exportations méridionales et des recettes pétrolières pour financer le budget public.
La Chine dispose de réserves, de capacités financières et d'un tissu industriel suffisamment large pour mieux absorber le choc. L'Inde et l'Asie du Sud-Est présentent une vulnérabilité plus grande : elles importent une part élevée de leur énergie consommée, ont recours à des subventions pour limiter le coût intérieur des carburants et sont plus sensibles aux pressions sur les devises et la balance commerciale.
L'Europe importe directement une part moindre des barils transitant par Hormuz, mais acquitte le prix marginal mondial. Lorsque l'Asie se dispute les approvisionnements alternatifs en GNL et en brut du Moyen-Orient, le coût supporté par les entreprises européennes augmente également.
Les États-Unis partent d'une position relativement plus solide. La production domestique, les exportations de GNL et l'accès aux ressources canadiennes limitent l'exposition physique. Les raffineries, les terminaux et les producteurs du bassin atlantique bénéficient en outre de la nécessité de substituer une partie des flux en provenance du Golfe.
La crise génère ainsi une dispersion croissante entre importateurs et exportateurs, économies dotées de stocks stratégiques et pays contraints d'acheter sur le marché spot, producteurs connectés à des routes alternatives et producteurs enclavés dans le détroit.
Un nouveau cycle d'investissements
La crise d'Ormuz rendra économiquement viables même des projets qui, dans des conditions normales, auraient été jugés redondants ou peu rentables. L'Arabie saoudite et les Émirats arabes unis peuvent accroître la capacité des pipelines existants et des terminaux situés en aval du Détroit, tandis qu'Oman et le port de Duqm sont susceptibles de jouer un rôle plus important en tant que plateformes logistiques orientées vers l'océan Indien. Le Qatar, le Koweït et l'Irak seront quant à eux incités à réexaminer des projets transfrontaliers capables de relier la production à des routes alternatives, réduisant ainsi une dépendance qui, au cours de la crise, a révélé toute sa fragilité.
Le même processus concernera les pays importateurs, qui devront consacrer davantage de ressources au stockage, aux terminaux de regazéification, aux terminaux pétroliers, aux réseaux électriques, aux interconnexions et aux systèmes de substitution de combustibles. S'ouvre ainsi un cycle de dépenses favorable aux sociétés actives dans l'ingénierie, les infrastructures, les services énergétiques, la terminalisation et le stockage. La sécurité accrue aura toutefois un coût, car les installations et les liaisons alternatives devront être financées et maintenues même durant les périodes où elles resteront partiellement inutilisées. Le capital mobilisé sera donc moins efficient, mais le système pourra faire face avec une plus grande solidité à une nouvelle interruption des approvisionnements.
Ce changement soutiendra simultanément les investissements dans les énergies fossiles et dans les technologies propres. À court terme, les gouvernements pourront augmenter la production domestique, la consommation de charbon, les importations de GNL et l'utilisation des produits pétroliers. Sur un horizon plus long, cependant, la vulnérabilité des routes maritimes renforcera la valeur économique des énergies renouvelables, du nucléaire, des batteries, des réseaux électriques et de l'efficacité énergétique. Produire davantage d'énergie à l'intérieur des frontières nationales, électrifier les transports et élargir les systèmes de stockage revient à réduire l'exposition aux combustibles importés. La transition énergétique revêt donc également une fonction stratégique : limiter la dépendance à l'égard de routes susceptibles d'être interrompues ou contrôlées militairement.
Carte des scénarios
| Scénario | Conditions | Énergie | Macro et marchés |
|---|---|---|---|
| Normalisation maîtrisée | Accord respecté, déminage des routes et retour progressif des transits. | Pression baissière sur le Brent ; GNL encore soutenu par les dommages subis par le Qatar ; le remplissage des stocks limite la baisse. | Désinflation énergétique, redressement des pays importateurs et compression de la prime géopolitique. |
| Réouverture instable | Passages intermittents, autorisations sélectives et assurances encore onéreuses. | Forte volatilité du pétrole ; prime persistante sur le GNL, le shipping et les produits raffinés. | Inflation plus persistante, pression sur les marges industrielles, sur les devises des pays importateurs et sur le crédit. |
| Nouvelle fermeture | Échec des négociations, nouvelles attaques ou blocage des routes. | Retour du Brent vers ses niveaux maximaux, pénurie physique de GNL et de produits raffinés. | Nouveau choc inflationniste, risk-off mondial et détérioration budgétaire des économies vulnérables. |
Perspectives d'investissement
| Segment | Évaluation | Raisonnement | Variables déterminantes |
|---|---|---|---|
| Brent spot | Neutre / volatile | La réouverture réduit la prime géopolitique, mais la production et les stocks restent fragiles. | Transits, production du Golfe, backwardation et spreads temporels. |
| Pétrole 2027 | Risque baissier | Le retour de l'offre peut nettement dépasser le rebond de la demande. | OPEC+, croissance des Amériques et discipline des réductions de production. |
| GNL mondial | Constructive | Dommages qataris, retards dans l'expansion et offre moins élastique. | Réparations, North Field, TTF et JKM. |
| Producteurs du bassin Atlantique | Sélectivement constructive | Demande accrue pour des approvisionnements extérieurs au Golfe. | Export USA, Canada, Brésil et Guyane. |
| Tankers et shipping | Constructif à haut risque | Taux de fret élevés, routes plus longues et prime d'assurance persistante. | Utilisation de la flotte et war-risk premium. |
| Stockages et infrastructures | Structurel | Nouvelles réserves, terminaux, pipelines et capacités redondantes. | Capex public, autorisations et utilisation. |
| Engrais hors Golfe | Sélectivement constructif | Pouvoir de fixation des prix accru, notamment sur les produits azotés. | Gaz en tant que matière première, demande agricole et destruction de la demande. |
| Agriculture | Risque différé | Une moindre accessibilité des engrais pourrait réduire les rendements futurs. | Applications, surfaces cultivées, météo et stocks. |
| Importateurs asiatiques | Prudent | Pression sur l'inflation, la devise, les subventions et la balance commerciale. | INR, KRW, JPY, réserves et politiques budgétaires. |
| Europe | Prudent | Dépendance accrue au GNL mondial et retard de la désinflation. | TTF, stockages, industrie et BCE. |
| Inflation breakeven | Constructif tactique | Le pass-through sur la logistique et l'alimentaire peut durer au-delà du recul de l'énergie. | Anticipations, salaires et politiques budgétaires. |
| Duration | Sélective | Une croissance faible et une inflation par l'offre génèrent des signaux contradictoires. | Inflation sous-jacente et forward guidance des banques centrales. |
Le brut présente un risque symétrique, car une réouverture crédible peut provoquer une correction significative, tandis qu'un nouvel incident peut rapidement reconstituer la prime sur la partie courte de la courbe.
La thèse de long terme concerne les actifs bénéficiant d'une résilience accrue, à savoir le GNL hors Golfe, les pipelines, les terminaux, les stockages, les infrastructures énergétiques, les services de sécurité, le transport maritime et les engrais produits en dehors des zones les plus vulnérables.
Ce qui détermine la validité de la thèse
La variable à surveiller reste le trafic réel, car les annonces politiques doivent se traduire par une augmentation stable du nombre et de la nature des navires franchissant le Détroit. Seule une réduction nette et claire des primes d'assurance offrira une confirmation encore plus fiable, car elle signalera la disposition du secteur privé à reprendre le risque.
La production du Golfe devra ensuite redevenir disponible, car la restauration des routes et des exportations qui en découlent n'indiquera pas une réactivation immédiate des puits, terminaux et raffineries. S'agissant du pétrole, il conviendra d'observer la structure de la courbe des futures et la vitesse de reconstitution des réserves stratégiques. Sur le gaz, les variables déterminantes seront le calendrier communiqué par QatarEnergy, l'évolution de la North Field Expansion et les spreads entre Henry Hub, TTF et JKM.
Le suivi devra enfin se déplacer vers les engrais. L'urée, l'ammoniac, le DAP et le MAP anticiperont l'éventuel transfert du choc aux récoltes et à l'inflation alimentaire. La crise ne pourra être considérée comme réellement surmontée que lorsque le trafic, les assurances, la production et les stocks reviendront simultanément vers la normale.
Conclusion opérationnelle
La réouverture du Détroit d'Ormuz peut influer de manière plus immédiate sur le prix du pétrole, car une reprise des exportations et un retour à la normale peuvent accroître l'offre à court terme et faire baisser rapidement le prix.
En ce qui concerne le gaz, en revanche, le système ne retrouvera pas immédiatement son fonctionnement normal. Les installations GNL qataries ont subi des dommages significatifs, dont les effets resteront visibles pendant des années. À cela s'ajoute la volonté politique des différents pays de reconstituer et d'élargir leurs réserves stratégiques, afin de mieux gérer une éventuelle nouvelle crise.
Les agriculteurs devront absorber le surcoût des engrais. En conséquence, les banques centrales continueront de gérer des effets inflationnistes qui se répercuteront sur les économies à des moments différents. Le marché nous livrera ainsi l'évolution des développements diplomatiques à travers le prix du Brent.
Ce qui change après la crise d'Hormuz, c'est assurément la perception et la gestion de l'énergie. Les nations accroîtront leurs investissements dans les infrastructures, les installations nucléaires et les énergies renouvelables, car la crise a démontré la fragilité du commerce mondial. La fermeture d'un Détroit par lequel transite une part importante de l'énergie mondiale peut alimenter l'inflation et les crises, propulsant les prix à des niveaux insoutenables pour les entreprises et les consommateurs.
Le monde post-Hormuz sera un monde différent, caractérisé par des couvertures d'assurance plus étendues pour le transport énergétique, des contrats à plus long terme et, surtout, des capacités de stockage accrues.
Notre vision opérationnelle est que le prix du pétrole pourrait renouer avec la baisse dans les mois suivants si les États-Unis et l'Iran parviennent à un accord, tandis que le prix du gaz restera élevé plus longtemps. Le retour aux niveaux de production antérieurs à la fermeture du Détroit ne sera pas immédiat. Nous anticipons donc une demande soutenue par la reconstitution des réserves et la création de nouvelles capacités de stockage, tandis que l'offre reprendra sa croissance progressivement.
Principales sources consultées
- Agence internationale de l'énergie, Strait of Hormuz: oil security and alternative routes.
- UN Trade and Development, Strait of Hormuz disruptions: implications for global trade and development.
- UN Trade and Development, Growth and financial implications.
- Agence internationale de l'énergie, Oil Market Report, juin 2026.
- QatarEnergy, Mise à jour officielle sur les dommages à Ras Laffan.
- Agence internationale de l'énergie, Gas Market Report T2 2026, résumé exécutif.
- Banque mondiale, Fertilizer prices surge as Strait of Hormuz disruptions tighten supply.
- Banque centrale européenne, Projections macroéconomiques de l'Eurosystème, juin 2026.
- Banque mondiale, Global Economic Prospects, juin 2026.
- Reuters, Mises à jour sur les négociations et la réouverture du Détroit.
The Financial Spectator · Macro Strategy · 24 juin 2026Contenuto (testo e/o immagini) realizzato con l’ausilio dell’intelligenza artificiale, sotto responsabilità editoriale della redazione.