#OilPricesRise

Le marché pétrolier en 2025 a entamé l’année avec le poids d’un problème d’excédent structurel qui s’était construit au fil des années grâce à une croissance disciplinée du schiste américain, à une expansion agressive hors OPEP en Guyana, au Brésil et en Argentine, et à une coalition OPEP+ visiblement fracturée sous la pression des budgets nationaux concurrents et des inquiétudes concernant la part de marché. Le WTI a chuté d’environ 20 % tout au long de l’année, et le Brent a avoisiné en moyenne $69 dollars le baril alors que le surplus mondial atteignait des niveaux jamais vus depuis les premiers jours de la pandémie. La demande n’a offert aucun salut : la reprise de la Chine est restée irrégulière et stratégiquement orientée vers le stockage plutôt que la dépense axée sur la consommation, tandis que les frictions commerciales entre les États-Unis et la Chine érodaient systématiquement la confiance dans les projections de croissance future.
Ce récit s’est entièrement effondré dans les premières semaines de 2026.
Ce qui s’est déroulé n’a pas été une réévaluation progressive. C’était une discontinuité violente. Des frappes coordonnées sur le territoire iranien à partir de fin février ont déclenché une série de mesures de représailles qui ont atteint le point de passage stratégique le plus sensible du système énergétique mondial : le détroit d’Hormuz. Environ un cinquième des flux quotidiens de pétrole et de GNL mondiaux transitent par ce corridor. Lorsqu’il a été effectivement fermé, la réalité mathématique a frappé chaque bureau d’approvisionnement en raffinerie simultanément. Le Brent a bondi, passant de la moyenne $70s à plus de $107 dollars le baril en quelques semaines, avec des lectures intra-mois approchant les 120 $. L’Irak a réduit sa production d’au moins 1,5 million de barils par jour. Le Qatar a suspendu ses expéditions de GNL. Les assureurs ont retiré leur couverture sur les routes du Golfe, et les taux de fret ont explosé, ce qui s’est immédiatement répercuté sur le coût du carburant pour les utilisateurs finaux.
La prime de risque géopolitique, qui durant la majeure partie de la décennie précédente était un concept théorique doucement superposé aux fondamentaux de l’offre et de la demande, est devenue le principal mécanisme de fixation des prix du jour au lendemain.
Ce que cet épisode révèle, c’est une vulnérabilité structurelle que des années d’optimisme sur la transition énergétique avaient discrètement dissimulée. Le monde s’était convaincu que l’approvisionnement diversifié — schiste américain, offshore au Brésil, sables bitumineux canadiens — avait efficacement neutralisé l’effet de levier d’un seul point de passage. Cet argument n’est valable que dans un monde où la logistique mondiale reste intacte. Dès qu’un conflit militaire met en danger la viabilité de l’assurance maritime et la disponibilité des routes de tankers, la géographie de la production diversifiée offre peu de soulagement à court terme, car l’infrastructure permettant de transporter le pétrole du puits à la raffinerie passe encore par une poignée de corridors irremplaçables.
Les conséquences économiques précèdent de loin la plupart des modèles. Le fait que le prix de l’essence aux États-Unis dépasse $4 dollars le gallon n’est pas simplement une question de coût pour le consommateur. C’est un choc inflationniste avec un décalage intégré que les banques centrales ne peuvent pas traiter avec des instruments de taux sans étouffer simultanément les conditions de crédit pour les entreprises déjà confrontées à un ralentissement induit par la guerre commerciale. La Réserve fédérale se trouve dans une position extrêmement inconfortable : l’impulsion inflationniste provenant de l’énergie est d’origine supply et géopolitiquement alimentée, ce qui signifie que des hausses de taux entraîneraient une destruction de la demande sans traiter le mécanisme de fixation des prix réel. L’AIE a déjà revu à la baisse la croissance de la demande mondiale en 2026 à environ 640 000 barils par jour, reconnaissant implicitement que les prix élevés commencent à rationner la consommation même avant que les cycles de demande hivernale n’ajoutent une pression supplémentaire.
Pour les secteurs à forte intensité énergétique — compagnies aériennes, pétrochimie, producteurs d’engrais, fret longue distance — la compression des marges est immédiate et structurelle plutôt que cyclique. Les compagnies aériennes font face à une base de coûts qui ne peut pas être suffisamment couverte par les niveaux actuels de la courbe à terme. Les coûts des matières premières pétrochimiques restructurent la dynamique concurrentielle dans la fabrication asiatique, déjà perturbée par les régimes tarifaires.
La dimension géopolitique ajoute une couche d’incertitude qui rend l’évaluation des scénarios standard inadéquate. La durée et l’intensité du conflit déterminent si le Brent se consolide près des niveaux actuels, dépasse durablement 110 $, ou s’inverse brusquement si des canaux diplomatiques s’ouvrent de manière inattendue. Un scénario de campagne prolongée de quatre à cinq semaines intègre suffisamment de perturbations d’approvisionnement pour faire basculer les prix dans une zone qui menacerait réellement la croissance du PIB mondial dans la seconde moitié de 2026. Une résolution rapide exposerait à quel point les prix récents ont intégré une prime de guerre qui disparaît plus vite qu’elle ne s’est accumulée.
Ce que le marché ne peut pas encore évaluer clairement, c’est le changement géopolitique de second ordre : dans quelle mesure ce conflit accélère la tendance de la Chine et de l’Inde vers des arrangements énergétiques bilatéraux qui évitent la tarification en dollars et les systèmes d’assurance contrôlés par l’Occident. Chaque disruption de ce type renforce le cas politique en faveur de ces arrangements et affaiblit l’universalité de la référence Brent comme indicateur de prix mondial. Il s’agit d’un changement structurel lent, mais des disruptions comme celle-ci compressent le calendrier.
L’équilibre fondamental entre l’offre et la demande, qui était baissier en entrant en 2025, n’a pas fondamentalement changé. La croissance de la production hors OPEP continue. La thèse de l’excédent structurel reste valable pour un monde en paix. Mais les marchés de l’énergie ne sont pas uniquement évalués sur la base des fondamentaux ; ils sont évalués sur la distribution de probabilité des fondamentaux conditionnels à la stabilité géopolitique, et cette distribution vient de se revaloriser de manière spectaculaire. Le risque n’est pas que le pétrole reste à 107 $. Le risque, c’est que le marché oscille violemment entre des niveaux de prime de guerre et des niveaux de plancher fondamental, alors que le flux d’informations évolue plus vite que les ajustements du marché physique.
Dans cet environnement, la volatilité devient elle-même la caractéristique dominante du marché, et les acteurs les mieux placés sont ceux qui ont la flexibilité de réagir aux signaux de prix en temps réel plutôt que ceux qui sont enfermés dans des engagements à terme conclus lorsque le monde semblait beaucoup plus stable.