Newsletter · 2026-07-24 · Ashutosh Agarwal

Le pétrole franchit enfin les 100 dollars alors qu'un second point d'étranglement s'ouvre - Pétrole : OPEP+, schiste et géopolitique - Semaine du 24 juillet 2026

Pétrole : OPEP+, schiste et géopolitique pour la semaine du 24 juillet 2026. Le Brent a enfin franchi les 100 dollars alors que la guerre en Iran s'étendait à sa 21e semaine et que les forces houthies ouvraient un second point d'étranglement en mer Rouge, mais les podcasts de cette semaine convergent vers une histoire plus vaste : le monde manque de carburant raffiné, pas de brut, les marges de craquage du diesel et de l'essence atteignant plusieurs fois leur niveau normal.

Pétrole : OPEP+, schiste et géopolitique

Semaine du 24 juillet 2026 : le pétrole franchit enfin les 100 dollars alors qu'un second point d'étranglement s'ouvre

Pendant quatre mois, l'histoire de ce marché a été celle d'un pétrole qui bougeait peu, quelle que soit la gravité des gros titres en provenance du Moyen-Orient. Cette semaine, tout a basculé. Le référence mondiale, le Brent, a grimpé jusqu'à 100 dollars le baril pour la première fois depuis mai, couronnant un gain mensuel d'environ 30 à 35 %. Deux éléments l'y ont poussé. D'abord, la bataille pour le détroit d'Ormuz, l'étroite porte maritime à l'embouchure du golfe Persique par laquelle transite un cinquième du pétrole et du GNL mondiaux, a dégénéré en une véritable guerre américano-iranienne, désormais dans sa 21e semaine, avec des soldats américains tués et des installations énergétiques touchées. Ensuite, et c'est l'élément nouveau, les alliés houthis de l'Iran au Yémen ont ouvert un second front : une menace de blocus naval des navires saoudiens en mer Rouge, l'autre route qu'utilise l'Arabie saoudite pour exporter son pétrole. Soudain, le monde ne s'inquiète plus d'un seul point d'étranglement. Il s'inquiète de deux.

Et pourtant, voici le paradoxe qui a traversé presque toutes les conversations de la semaine : même à 100 dollars, le pétrole reste loin des 150-200 dollars qu'une fermeture d'Ormuz de quatre mois aurait « dû » produire. La raison tient à une série d'amortisseurs désormais visiblement mis à rude épreuve : une réduction délibérée et saisissante de la demande chinoise, du pétrole d'urgence puisé dans les stocks gouvernementaux, et des traders qui continuent de vendre dans la hausse plutôt que de la poursuivre. Sous le prix du brut, l'histoire la plus urgente continuait de se construire : le monde ne manque pas de pétrole brut, mais il manque dangereusement des carburants qui en sont issus, diesel, essence, kérosène, parce que les raffineries de Russie, du Moyen-Orient et de Chine s'éteignent les unes après les autres. Voici ce que ceux qui négocient, produisent, étudient et financent ce marché ont réellement dit cette semaine.

Ce qui s'est passé : la guerre s'est élargie, et un nouveau front s'est ouvert en mer

L'escalade a été régulière et sombre. Comme l'a rapporté Bloomberg Daybreak: US Edition, le commandement central américain a achevé « une neuvième soirée consécutive de frappes visant les centres de commandement iraniens, les capacités maritimes, les sites de lancement de missiles et de drones », tandis que des frappes iraniennes « ont tué 2 militaires américains supplémentaires en Jordanie, portant le bilan des morts américains à 17 depuis le début de la guerre ». Le président Trump, s'exprimant à la base conjointe d'Andrews, a présenté cela comme un changement d'objectif : « Nous faisions un petit travail pour les empêcher d'avoir une certaine capacité. Maintenant, on est en train d'en finir... on met fin à toute chance qu'ils aient un missile nucléaire. » Stephen Chepchinsky, de Bloomberg, a signalé le tournant inquiétant : « avant, c'était vraiment des frappes du berger à la bergère... mais maintenant on les voit commencer à viser des actifs énergétiques. Des installations koweïtiennes ont été visées ce week-end. » Son avertissement était que si cela se répétait comme au printemps, quand l'Iran avait endommagé raffineries et usines de gaz, « la question n'est plus de savoir combien de temps il faut pour que le trafic à Ormuz redevienne normal. La question est de savoir combien de temps il faudra pour réparer certains de ces actifs et installations de production vraiment importants. »

Puis est arrivé le véritable développement nouveau. Sur Power Lunch, les animateurs ont noté que « les Houthis soutenus par l'Iran ont ouvert un nouveau front en déclarant un embargo maritime au détroit de Bab-el-Mandeb, un point d'étranglement critique de la mer Rouge pour les exportations pétrolières saoudiennes ». (Le Bab-el-Mandeb est la porte entre la mer Rouge et le golfe d'Aden, l'extrémité éloignée de la voie maritime que l'Arabie saoudite utilise pour contourner Ormuz.) Dès jeudi, la menace était bien réelle. Patrick Sykes, rédacteur en chef Moyen-Orient chez Bloomberg, a rapporté sur Bloomberg Daybreak: US Edition que les Houthis « revendiquent deux pétroliers, mais on sait qu'ils en ont touché au moins un transportant des produits raffinés dans le sud de la mer Rouge », confirmé par la marine britannique : « la première fois qu'ils réussissent à mettre en œuvre ce blocus des ports saoudiens ». Son point était que les traders font désormais face à un cauchemar géographique : « si vous vouliez aller du port saoudien de Yanbu en mer Rouge à un marché acheteur de brut en Asie... vous avez désormais le choix entre risquer le passage par ce détroit très étroit contrôlé par les Houthis, ou faire tout le tour par la Méditerranée et potentiellement contourner toute l'Afrique. » Trump, lors d'un rassemblement à Marietta, en Géorgie, s'est montré provocateur : « On n'a pas besoin du détroit d'Ormuz, mais on le fait parce qu'on doit le faire, parce qu'on ne peut pas laisser l'Iran avoir une arme nucléaire. »

En parallèle des combats, des tractations effrénées se déroulaient. L'administration Trump a approuvé un accord de coopération nucléaire avec l'Arabie saoudite (une décision signalée sur The Morning Market Briefing), et, comme l'a couvert The Smashi Business Show, le Premier ministre irakien est rentré de Washington avec 200 milliards de dollars d'accords énergétiques impliquant Chevron, Halliburton et HKN Energy pour développer certains des plus grands gisements d'Irak.

Le prix : de 90 dollars lundi à 100 dollars jeudi

La semaine a été une ascension régulière. Le pétrole a démarré autour de 90 dollars pour le Brent, 82 dollars pour le brut américain (Power Lunch, 20 juillet). En milieu de semaine, Squawk on the Street a noté que le Brent avait atteint 95 dollars « pour la première fois depuis le 11 juin ». Et dès jeudi, Squawk on the Street a affiché un Brent à « 100,03 dollars », une hausse d'environ 35 % sur le mois. Sur NAB Morning Call, l'économiste Ray Attrill l'a résumé simplement : le pétrole est « en hausse de 30 % ce mois-ci, s'approchant des 100 dollars le baril. » Chez J.P. Morgan, les stratèges Frida Infante et Harry Downie ont averti sur At Any Rate qu'une nouvelle perturbation pourrait pousser le Brent « vers les 100 dollars le baril », et que le choc rehaussait déjà les anticipations d'inflation aux États-Unis, en Europe et au Royaume-Uni.

Les automobilistes américains l'ont senti immédiatement. Sur Power Lunch, le prix moyen national de l'essence était « revenu à 4 dollars le gallon... on était à 3,79 il y a quelques semaines. » Bloomberg Daybreak: US Edition a chiffré la moyenne AAA à « 4,03 dollars », le secrétaire à l'Énergie Christopher Wright insistant sur le fait que l'essence est « plus d'un dollar le gallon moins chère que... il y a 4 ans » et que l'administration allait « la faire encore baisser. »

Pourquoi « seulement » 100 dollars et non 150 : la Chine, et un marché qui vend systématiquement dans la hausse

Le cadrage le plus frappant est venu de Luke Gromen, fondateur de la société de recherche Forest for the Trees, sur Macro Voices. Lui et l'animateur Erik Townsend avaient prédit correctement, il y a des mois, que la guerre se prolongerait au-delà de juillet et qu'Ormuz resterait fermé, mais ils s'étaient trompés sur le prix, et la raison en était la Chine. « Si on m'avait dit qu'Ormuz serait encore fermé, j'aurais pensé que les indices boursiers seraient plus bas, l'inflation plus élevée, et le pétrole plus cher », a déclaré Gromen. Ce qui l'a pris de court, c'est l'ampleur du régime auto-imposé par la Chine : « rien qu'au premier semestre 2026, ils ont déplacé 1,4 million de barils par jour de demande de pétrole vers les véhicules électriques. Ils ont réduit la demande globale de 3 à 4 millions de barils par jour. » Et la Chine a réussi cela sans douleur visible : « les exportations chinoises vers le monde ont augmenté de 27 % sur un an en mai. Les bénéfices des entreprises chinoises depuis le début de l'année sont en hausse de 19, 20 %. Ils ont bien mieux résisté que ce que moi, ou je pense n'importe qui d'autre, aurions pu penser. » Sa lecture de la trajectoire chinoise à venir est presque machiavélique : maintenir le pétrole « assez bas pour qu'il n'y ait pas de crise sévère, assez haut pour créer de l'inflation aux États-Unis et dans le monde », en faisant durer les conflits parce que la Chine est « vraiment la seule » à pouvoir vendre des armes et des composants à tous les camps.

Le signal le plus clair de la fragilité de la hausse est venu du propre bureau de trading de Macro Voices, lisant les dernières données de positionnement sur les contrats à terme (le rapport hebdomadaire montrant si les grands traders parient à la hausse ou à la baisse). Alors même que le brut américain fonçait vers 88 dollars, « les grands spéculateurs ont en fait vendu dans la hausse, réduisant encore 13 000 contrats, et leur score de positionnement est tombé à seulement 12 points... Le prix flambe et les spéculateurs partent, ce qui signifie que ce mouvement repose sur des fondamentaux. Le marché continue donc de se resserrer, et il y a encore toute une foule sur la touche qui n'a même pas encore acheté. » En clair : ce n'est pas une bulle d'argent chaud. C'est une pénurie physique, et la foule spéculative qui se précipite habituellement pendant une guerre ne s'est même pas encore montrée.

L'examen le plus riche du tableau physique est venu de Rory Johnston, fondateur du service de recherche Commodity Context, sur Palisades Gold Radio. Il a décrit un marché qui oscille entre surabondance et pénurie « d'une manière que je n'ai jamais vue de ma carrière. » Après le cessez-le-feu de juin, un flot de pétrole immobilisé s'est déversé hors du Golfe : « certains jours, on a vu plus de 20 millions de barils franchir Ormuz, ce qui correspondait au niveau d'avant-guerre et plus », faisant momentanément basculer le marché en surplus même quatre mois après une fermeture. L'indice se trouvait dans la courbe des contrats à terme : les prix sont passés du « backwardation » (barils spot plus chers que les barils à terme, le signe classique de la pénurie) au « contango » (l'inverse, signe de surabondance), puis, en quelques semaines, sont violemment revenus en arrière. « Hier, on les a vus s'envoler... passer d'environ 20 cents le baril sur les écarts prompts à 2 dollars le baril... un marché sérieusement tendu. » Les prix de vente officiels de l'Arabie saoudite ont oscillé entre des primes à deux chiffres et « une décote d'un dollar cinquante par rapport au Brent », et sont revenus en arrière.

L'estimation de Johnston du trou sous-jacent est sobre. Les chargements au Moyen-Orient sont « toujours en baisse de 10 millions de barils par jour par rapport aux niveaux d'avant-guerre. » La réduction de la demande chinoise en comble environ la moitié, il évalue l'ampleur du basculement chinois à « 5 millions de barils par jour, soit environ 45 % du niveau d'avant-guerre entre février et juin », ce qui, note-t-il, « est un basculement d'équilibre plus important que l'ensemble de l'Occident réuni » puisant dans ses réserves d'urgence. En ajoutant un peu plus d'un million de barils par jour issus des réserves américaines et japonaises et d'autres prélèvements, « on se retrouve probablement toujours avec un déficit de quelques millions de barils par jour, même avec chaque système poussé au maximum pour compenser. » Son avertissement : ces compensations « finiront par s'arrêter », et si les flux à travers Ormuz restent où ils sont désormais, il situe le taux nominal le plus récent « à moins d'un million de barils par jour à nouveau, soit le niveau d'avant le cessez-le-feu » : « même avec tout cela tournant à plein régime, on va se retrouver dans de sérieux problèmes vers septembre. » Le scénario cauchemar est le retour de la Chine : « si... la Chine revenait sur le marché et qu'on passait d'un déficit de quelques millions de barils par jour à, disons, huit à dix, alors... on pourrait encore atteindre ces niveaux de 150, 200 dollars le baril. »

Les flux : Ormuz réduit à un filet, et tout le monde suit le même effondrement

Les chiffres sur le trafic physique racontaient tous la même histoire, sous des angles différents.

• Sur Power Lunch, Matt Smith de Kepler, la société d'intelligence sur les matières premières propriétaire de la plateforme de suivi des navires MarineTraffic, a indiqué que moins de 10 pétroliers avaient traversé au cours des trois jours précédents, et qu'il s'agissait « principalement de bateaux iraniens... des navires en lest. Ils sont vides. Donc, à toutes fins pratiques, le détroit est essentiellement fermé. » Il a expliqué la géographie : il existe une « route iranienne » au nord toujours contrôlée par l'Iran, une « route omanaise » au sud où les pétroliers sont visés, et l'option de « passer en mode furtif » (couper le transpondeur qui diffuse la position d'un navire, pour se faufiler sans être vu).
• Bloomberg Daybreak: US Edition a mis un chiffre précis sur la tendance : sur la semaine se terminant le 19 juillet, « les passages à Ormuz ont atteint en moyenne 7 pétroliers par jour, contre 16 par jour la semaine précédente », selon S&P Global Energy. La marine britannique a également signalé des frappes sur deux navires dans le détroit.
• Ziad Daoud, de Bloomberg, a cadré l'impasse elle-même : « les deux pays cherchent à contrôler Ormuz. L'Iran comprend qu'Ormuz est son principal levier et doit en garder le contrôle. Et les États-Unis cherchent à affaiblir le contrôle iranien... et à prévenir, voire même se préparer à, de futures fermetures. »

Matt Smith a également tracé la ligne cruciale entre brut et carburant qui explique tout le marché. Oui, environ « 10 millions de barils par jour de production » ont été perdus en moyenne sur quatre mois et demi, mais une bonne part de cela a été compensée par des raffineries qui, tout simplement, « ne tournent pas parce qu'elles n'ont pas le personnel pour le faire, ou qu'elles ont réduit la voilure. » Le résultat : le brut est resté « largement équilibré », mais « le problème se situe du côté des produits. Et c'est pourquoi on voit les prix des produits s'envoler... des marges de raffinage record. » Ses chiffres clés : un baril d'essence vaut désormais « plus de 140 dollars », le diesel « plus de 170 dollars ».

L'histoire sous l'histoire : le monde manque de carburant, pas de brut

Ce fut le thème le plus important et le plus consensuel de la semaine. Il y a assez de pétrole brut. Ce qui manque réellement, c'est le produit raffiné, car une part sans précédent de la capacité mondiale de raffinage est hors service simultanément. L'indicateur à surveiller est le crack spread, la marge supplémentaire qu'une raffinerie réalise en transformant un baril de brut en carburant. Quand il explose, cela signifie que le carburant est rare par rapport au pétrole dont il est issu.

Rory Johnston a donné le tableau le plus limpide sur Palisades Gold Radio : une marge de craquage normale en été est « d'environ 20 dollars le baril. » En ce moment, « les marges de craquage du diesel dépassent 80 dollars le baril et celles de l'essence sont autour de 50 dollars le baril. Donc deux fois et demie la norme pour l'essence, plus de quatre fois pour le diesel. » Son modèle mental : imaginez « 100 unités de production de brut en amont... 100 unités de demande de produits en aval. Mais on n'a au milieu que... 80 ou 90 unités de capacité de raffinage. Dans cette situation, on a à la fois un excédent de brut et un déficit de produits raffinés. » Il a aussi signalé à quel point les réservoirs se sont vidés : les stocks américains d'essence sont à leur « niveau le plus bas depuis 12 ans en base saisonnière », le diesel au plus bas « depuis environ 30 ans », et le hub pétrolier de Cushing, dans l'Oklahoma, est tombé sous 20 millions de barils, proche du minimum opérationnel.

La cause principale n'est pas le Moyen-Orient, c'est la Russie. Johnston : « la montée en puissance massive et les attaques étonnamment réussies de l'Ukraine contre les raffineries russes ont plongé la Russie dans une véritable crise de raffinage. Entre un tiers et la moitié de la capacité de raffinage russe est actuellement hors service. » L'Ukraine « a frappé la plus grande raffinerie de Russie la semaine dernière... une raffinerie de plus de 400 000 barils par jour... soit 0,4 % de l'approvisionnement mondial total concentré dans une seule installation », et elle a été frappée au fin fond de la Sibérie, « à plus de 2 700 kilomètres du front ukrainien. Rien n'est en sécurité en Russie. » Les conséquences à l'intérieur de la Russie évoquent l'époque soviétique : des files d'attente à la pompe « pendant des jours », de l'essence locale atteignant « 10 dollars le gallon ou plus » en Crimée, et Moscou interdisant d'abord les exportations d'essence, puis de kérosène, « et maintenant, tout récemment... de diesel. » La Russie était « le deuxième plus grand exportateur de diesel par voie maritime au monde, plus d'un million de barils par jour » ; elle est désormais devenue importatrice d'essence indienne : « la Russie exporte désormais son brut vers l'Inde, puis importe l'essence qui en résulte parce qu'elle n'a plus de raffineries. »

En additionnant les arrêts, les animateurs de The Financial Exchange Show ont estimé qu'avec « quatre et demi à cinq millions de barils par jour de capacité de raffinage » hors service en Russie, « environ trois » au Moyen-Orient, et « quatre à cinq » en Chine, le monde compte « quelque part dans les 12 à 14 millions de barils par jour de capacité de raffinage hors service dans le monde. » Plus tôt dans la semaine, sur The Financial Exchange Show, ils avaient fait le point crucial pour les consommateurs : même si le brut « est passé de 68 à 81 » au cours du mois, « les marges de craquage se sont quand même élargies parce que cette capacité de raffinage est tellement tendue... même si les prix du brut redescendent, tant qu'il n'y a pas d'amélioration côté raffinage... on ne verra pas les prix de l'essence baisser de la même façon qu'ils le feraient normalement. » Les raffineries de la côte du golfe du Mexique tournent « à plus de 100 % de capacité depuis presque un mois », un rythme, ont-ils averti, pour lequel « les installations ne sont pas conçues pour tourner aussi chaud aussi longtemps. »

Un analyste du marché pétrolier sur EnergyCents a ajouté le détail crucial : le marché des produits n'a presque plus de filet de sécurité. Historiquement, il s'appuie sur cinq grands exportateurs, la côte du golfe des États-Unis, le Moyen-Orient, la Chine, la Russie (pour le diesel) et l'Inde/la Corée du Sud. Aujourd'hui « le Moyen-Orient est de nouveau soumis à de sévères restrictions... le flux russe est désormais quasiment totalement compromis... le flux chinois reste altéré par les restrictions à l'exportation. » La Russie est passée « d'environ un million de barils par jour de diesel » en début d'année à « 500 000 à 600 000 barils par jour » en juin, puis une interdiction totale d'exporter. Les marges de craquage du diesel sont « revenues au-dessus de 80 dollars le baril », et la marge large des trois carburants « constamment au-dessus de 60 dollars. » Sa phrase la plus marquante a résumé la fragilité : côté produits, « on est à un ouragan près, un choc près, de passer d'inquiétant à catastrophique. » Sur Facts vs Feelings, l'investisseur JC Parets a rattaché cela à Wall Street : des marges de craquage bien grasses « alimentent une forte performance de valeurs du raffinage comme Valero et Phillips 66 », et les marges de raffinage représentent environ un quart de ce que l'on paie à la pompe.

Pourquoi cette crise pourrait durer, et empirer avant de s'améliorer

Plusieurs initiés se sont vigoureusement opposés à l'espoir du marché d'une résolution rapide. L'avertissement le plus frappant est venu du Drone Wars Podcast de Matthew Walther, ancien technicien du déminage de la Marine américaine pendant 21 ans, aujourd'hui responsable de la fabrication et de la logistique chez le sous-traitant de défense Firestorm. Son propos concernait les mines marines, des explosifs flottants, bon marché et rudimentaires, et le peu qu'il faut pour paralyser le détroit : « littéralement, il suffit d'une seule pour refermer le détroit... pas seulement pour des jours ou des semaines, mais on parle de mois. » La raison en est la peur et l'assurance : « les compagnies d'assurance dirigent le monde. Alors comment allez-vous assurer quelque chose qui passe par ce détroit ?... vous allez payer une fortune pour ça. » Pire, la tactique se généralise trivialement : « le génie serait d'en poser une, d'en faire un grand événement médiatique, et de dire : au fait, on en a mis cent là-bas, et les cent autres, ce ne sont que des fûts de pétrole. Peu importe. Il faut retrouver chacune d'entre elles. » Comme il l'a dit, « vous et moi pourrions aller chez Home Depot cet après-midi et, demain matin, on serait dans le business des mines marines. » Les équipes de contre-minage de la Marine, a-t-il noté, sont « extrêmement sollicitées en ce moment. »

L'analyste du marché pétrolier sur EnergyCents a expliqué pourquoi le timing est dangereux. Il estime que le cessez-le-feu de juin a injecté « quelque part, disons 200 à 250 millions de barils de pétrole » dans le système, lorsque les pétroliers immobilisés ont enfin repris la mer : « un peu comme un déstockage stratégique », ce qui explique pourquoi la crise a semblé gérable jusqu'ici. Mais cet amortisseur est désormais largement épuisé, et le calendrier se retourne contre tout le monde : le deuxième trimestre était « aussi propice que possible pour affronter ce vrai défi sur les marchés des produits, parce que c'était... une saison creuse. » Maintenant, en approchant de la saison de conduite estivale américaine, puis des fêtes américaines et du chauffage hivernal européen, « on crée de vrais risques de hausse significative des marges de craquage. » Sur les « 400 millions de barils annoncés pour être libérés de façon coordonnée », l'Agence internationale de l'énergie estime que « 240, 250 millions de barils » ont déjà été utilisés, et les États-Unis sont proches de leur plancher opérationnel. Les animateurs de The Financial Exchange Show ont été sans détour sur le calcul politique : la seule façon pour les États-Unis de faire plier l'Iran sur Ormuz prendra « probablement des années, des milliards de dollars et des centaines de milliers de soldats américains. Je ne pense pas qu'on puisse changer d'avis les Iraniens à coups de frappes aériennes. »

Un conseiller en énergie sur Closing Market Report a chiffré précisément le scénario baissier : Goldman Sachs a dit à ses clients que « le pétrole brut... pourrait atteindre 120 sur le marché du Brent d'ici le quatrième trimestre si le détroit reste... en péril » - une hausse de 30 dollars par rapport à aujourd'hui (un scénario également relayé sur Bloomberg Daybreak). Il a averti que si la mer Rouge se fermait également, « on parlerait de six à sept millions de barils par jour qui pourraient potentiellement être bloqués... en plus de peut-être... un demi-million de barils par jour d'exportations de carburant diesel. » Et le filet de sécurité américain est presque épuisé : la Réserve stratégique de pétrole des États-Unis, le stock d'urgence pétrolier du gouvernement, est « à son plus bas niveau en 43 ans... comme en 1983. » Les contrats à terme sur le diesel sont passés d'un pic à mi-mars de « 4,83 dollars » à « 3,05 dollars » à la mi-juin après le cessez-le-feu, avant de remonter vers « 4,20, 4,30 dollars. »

Le contexte politique n'offrait aucun réconfort. Sur Bloomberg Daybreak: US Edition, le sénateur démocrate Chris Murphy a qualifié la guerre de « désastre de politique étrangère le plus important des 20 dernières années », arguant que « l'Iran contrôle désormais effectivement le détroit... sur le long terme », et que sa réouverture coûtera aux États-Unis « des milliards de dollars... en allègements de sanctions » ainsi que des pressions pour qu'Israël mette fin à sa campagne au Liban.

Gaz naturel et GNL : le coin le plus calme du monde est le plus tendu

Loin du brut, le marché du gaz naturel liquéfié (le gaz refroidi à l'état liquide pour être transporté par bateau) est celui où la fermeture d'Ormuz frappe le plus fort, car environ un cinquième du GNL mondial, majoritairement en provenance du Qatar, passe par le même détroit. Sur le podcast de S&P Global Commodities Focus, l'équipe a passé en revue un marché complètement bouleversé. Le référence asiatique, le JKM, « a bondi jusqu'à... environ 25 dollars le MMBtu, son plus haut niveau depuis décembre 2022. » James Taverner, qui dirige la recherche gaz et GNL, a livré le chiffre qui compte le plus : avant la guerre, l'offre mondiale de GNL devait croître d'environ « 11 % sur un an en 2026 » avec la montée en puissance des nouveaux projets américains et canadiens. Aujourd'hui, avec l'offre qatarie et émiratie hors service, « on pense désormais qu'elle n'augmentera que d'environ 1 % sur un an. Donc un très gros changement. » Son scénario de base suppose que les flux qataris reviennent « autour du début août » et prennent « environ 2 mois » à monter en puissance, mais avec une réserve cruciale : deux unités de production de GNL qataries endommagées sont exclues car elles « prendront plus longtemps, peut-être 3 ou 4 ans, à réparer. »

La douleur retombe sur des acheteurs asiatiques sensibles aux prix. Comme « l'an dernier, 90 % du GNL transitant par le détroit d'Ormuz allait vers l'Asie », les coupes d'importations ont été sévères : les importations de GNL du Pakistan sont en baisse de « trois quarts », celles de la Corée du Sud « d'environ 10 % », et celles de la Chine « de 8 % sur un an », une bonne partie via la bascule des centrales électriques du gaz vers le charbon. L'Europe, de son côté, a abordé cette année avec des stocks « environ 15 points de pourcentage en dessous des moyennes habituelles », et doit donc importer massivement cet été juste pour reconstituer ses réserves - un étau des deux côtés.

Le gaz naturel domestique : le paradoxe du gaz bon marché dans un monde tendu

Voici le retournement qui donne à ce bulletin son thème « schiste ». Alors que le gaz mondial est pris de panique, le gaz américain est bon marché, et le devient encore plus. Sur NGI's Hub & Flow, la rédactrice en chef Andrew Baker a détaillé le paradoxe estival : les centrales américaines brûlent une prévision de « 42,2 milliards de pieds cubes par jour cet été », avec de nombreux jours récents « au-dessus de 50 milliards de pieds cubes par jour », une demande proche des records lors d'une vague de chaleur : « et pourtant, les prix du Henry Hub ne font que patauger », avec trois semaines consécutives de baisse des contrats à terme. Pourquoi ? Les renouvelables et le gaz sous-produit du schiste. Dans un exemple révélateur, la semaine la plus chaude de l'été a produit une constitution de stocks plus importante (davantage de gaz restant) qu'une semaine plus fraîche, « largement due à la croissance rapide et impressionnante... des énergies renouvelables, en particulier l'éolien et le solaire », qui sont utilisées en priorité. En plus de cela, « le gaz associé issu de bassins riches en pétrole comme le Permien... continue de couler indépendamment du prix au Henry Hub. » Avec des prix du pétrole élevés, « il est difficile d'imaginer les producteurs de pétrole ralentir » - le nombre de plateformes orientées pétrole vient d'augmenter de sept, « dont trois dans le Permien » -, donc plus de pétrole signifie plus de ce gaz sous-produit, que le marché du gaz le veuille ou non, plafonnant le prix « de façon catégorique ».

Ce gaz sous-produit du Permien a eu sa propre bonne nouvelle sur le RBN Energy Blogcast. L'analyste Lindsay Schneider a expliqué que les prix du gaz du Permien (au hub de Waha, dans l'ouest du Texas) ont passé quasiment tout le premier semestre dans le rouge, positifs seulement « 11 jours », parce que tant de gaz remonte avec le pétrole qu'il n'y a nulle part où le mettre (la région « produit des volumes massifs de gaz, mais il n'y a presque pas de marché local »). À la mi-juin, Kinder Morgan a activé une extension de pipeline ajoutant « 570 millions de pieds cubes par jour » de capacité d'évacuation, et les prix à Waha sont repassés au-dessus de zéro, « se stabilisant surtout autour de 1,50 dollar par million de BTU. » Deux autres grands pipelines, Blackcomb et Hugh Brinson, ajouteront « 4 milliards de pieds cubes par jour de capacité plus tard cette année », avec un total de plus de 11 milliards de pieds cubes par jour de nouvelle capacité d'ici la fin de la décennie, la majeure partie construite pour alimenter les usines d'exportation de GNL en pleine croissance de la côte du golfe.

Pour la vision à long terme, un spécialiste du gaz naturel sur Invest Like the Best a soutenu que le gaz bon marché d'aujourd'hui est un piège. Les États-Unis se sont engagés à faire croître les exportations de GNL « d'environ 15 à 35 milliards de pieds cubes par jour... d'ici fin 2030 », alors que le pays ne peut ajouter que « environ 20 milliards de pieds cubes par jour » de production de gaz supplémentaire. Même avant l'IA, « les sources et les usages [étaient] tout juste équilibrés. » Ajoutez l'informatique IA : un scénario de base d'environ « 5 milliards de pieds cubes par jour » de nouvelle demande gaz pour l'alimentation des centres de données, et un scénario extrême de « 12 à 15 milliards de pieds cubes par jour au début des années 2030. » Sa conclusion est que « la complaisance » - un prix du gaz figé à « 3,50, 3,60 dollars » jusqu'en 2030 - « nous mènera juste jusqu'au point où il sera trop tard », et qu'à partir d'environ 2028, les prélèvements sur les stocks pourraient pousser les prix à « 8, 9, 10 dollars » et au-delà. Ses gagnants favoris : les producteurs de gaz Expand Energy (qui contrôle « 70 % des puits Haynesville de cœur restants », est actuellement sans PDG et « se négocie à 4 fois l'EBITDA ») et Range Resources, ainsi que des opérateurs solaires à grande échelle comme XPLR (ticker XIFR) et Clearway qui profiteraient d'une manne sur les prix de l'électricité sans coût supplémentaire. Il a noté qu'EQT « ferme actuellement du gaz naturel parce qu'ils pensent qu'il aura plus de valeur plus tard. »

OPEP, sanctions et la course pour remplacer les barils perdus

La politique côté offre a également bougé cette semaine. Sur The Smashi Business Show, le ministre irakien du Pétrole, Basim Mohamed Khudair, a déclaré que Bagdad menait des « discussions sérieuses et constructives avec l'OPEP... pour obtenir un quota de production pétrolière plus élevé », la capacité irakienne ayant « déjà dépassé 4,8 millions de barils par jour. » L'émission a également noté en passant que les Émirats arabes unis avaient « récemment quitté » l'OPEP, une affirmation frappante si elle se confirme, étant donné que les Émirats ont été l'un des producteurs qui ont le plus poussé leur production pour combler l'écart. L'Irak construit également des oléoducs vers le port turc de Ceyhan et le terminal syrien de Baniyas pour réduire sa dépendance au corridor d'Ormuz.

Côté russe, The Journal a présenté le sénateur Richard Blumenthal évoquant un projet de loi sur les sanctions, coécrit avec feu le sénateur Lindsey Graham et soutenu par plus de 60 sénateurs, qui autoriserait des tarifs douaniers « allant jusqu'à 100 % sur les cinq premiers acheteurs de pétrole et de gaz russes, la Chine et l'Inde en tête. » Il a argué que les sanctions existantes ont coûté à la Russie « environ 450 milliards de dollars » sans arrêter son économie, et que l'objectif du nouveau projet de loi « est d'arrêter les achats massifs de pétrole et de gaz russes. » N'importe quel pays peut échapper au tarif, a-t-il noté, avec « un moyen simple de les éviter... arrêter d'acheter du pétrole et du gaz russes. »

Du côté de ceux qui ont du capital et des barils en jeu

En séparant les gestionnaires d'actifs et les opérateurs des commentateurs : la communauté des investisseurs a été inhabituellement constructive et précise cette semaine.

La thèse haussière la plus claire est venue du vétéran investisseur en ressources Rick Rule sur Thoughtful Money. Son point de départ est que la hausse actuelle des prix est portée par « la menace d'une pénurie plutôt que par une pénurie réelle », et que si une véritable pénurie survient et que le pétrole se rationne par le prix, « ce sera bien plus élevé. » Il a soutenu que des années de sous-investissement (en Iran, au Venezuela et au Mexique, tous utilisant une technologie vieille de plusieurs décennies) allaient « revenir hanter le marché », et qu'un monde désormais méfiant vis-à-vis du Golfe s'appuiera sur les producteurs nord-américains, dont « l'économie et la domination technologique... ont fait leurs preuves. » Ses choix, par ordre croissant de risque : « pour la plupart des investisseurs... achetez Exxon. Achetez le meilleur du meilleur », citant sa découverte au Guyana de « 19 milliards de barils » ; puis Chevron ; puis, pour ceux qui peuvent supporter un risque de bilan, Occidental Petroleum, encore disponible « en dessous du prix moyen de Buffett. » Pour le gaz, il a cité Devon (qui a fusionné avec Coterra pour devenir « le plus grand producteur indépendant de gaz aux États-Unis ») et Range. Et pour l'« alpha », il a pointé vers le nord, vers des noms canadiens - Cenovus (à « une décote tellement folle »), Canadian Natural Resources (« presque un fonds commun de placement de la production pétrolière et gazière canadienne »), Freehold Royalty (son « favori restant »), Tourmaline, Birchcliff, Peyto et le producteur de pétrole lourd International Petroleum, tout en signalant un risque politique réel sous un premier ministre qu'il juge « toujours anti-hydrocarbures. » Une façon plus propre de jouer l'ensemble de la reconstruction, a-t-il ajouté, ce sont les géants des services pétroliers : « Schlumberger, Halliburton et RIG. »

Sur Market Call de BNN Bloomberg, John Stephenson de Granite Point Research a adopté un ton plus prudent sur les marchés dans l'ensemble - le PER de Shiller « proche de ses plus hauts historiques », le rendement américain à 10 ans « juste au-dessus de 4,6 % » - mais a dit que la guerre « est bonne pour les prix du pétrole... c'est bon pour les entreprises que je couvre. » Il « surpondérerait un producteur de pétrole à ce stade du cycle », a noté Whitecap Resources à l'achat vers « le milieu des 20 » et a distingué Cenovus comme achat pour sa branche raffinage (issue de son acquisition de Husky), qui lui permet de « profiter de cette marge de craquage. » Il a également signalé un thème structurel canadien : les acheteurs asiatiques veulent les qualités de brut plus lourdes que produit le Canada, pas la référence légère américaine, à des prix « six ou sept fois » ce que le gaz obtient en Amérique du Nord, un argument pour que le GNL et le pétrole canadiens atteignent enfin les eaux profondes.

Et venant d'un opérateur bien réel, Shabam Garg, président et directeur général du petit producteur de pétrole lourd saskatchewanais Prospera Energy, a décrit l'économie sur Company Interviews. Sa stratégie consiste à réactiver des puits de pétrole lourd « à l'arrêt depuis plus de 20 ans » pour « 150 000 dollars » par projet avec « six à huit mois de retour sur investissement. » Il a dit que le deuxième trimestre 2026 avait été « le meilleur trimestre de l'histoire de l'entreprise », avec un netback (l'argent qu'un producteur conserve par baril après les coûts d'exploitation et les redevances) d'environ « 30 dollars le baril », aidé par des coûts d'exploitation de « 36 à 40 dollars le baril » et, élément crucial, un dollar canadien faible à « 1,41, 1,42... pour un dollar américain. » Son verdict sur le moment : « des vents porteurs vraiment, vraiment forts dans l'environnement global des prix des matières premières pétrolières, et on s'attend à ce que cela dure avec l'escalade en cours. »

En résumé

Après quatre mois de marché qui haussait les épaules à chaque gros titre, cette semaine a marqué la fin du haussement d'épaules. La guerre s'est élargie, des soldats américains ont été tués, des installations énergétiques touchées, une 21e semaine et ça continue, et un danger véritablement nouveau s'est ouvert lorsque les alliés houthis de l'Iran ont frappé un pétrolier en mer Rouge, offrant au monde un second point d'étranglement à craindre en plus d'un détroit d'Ormuz désormais, de l'avis général, effectivement fermé (sept traversées de pétroliers par jour, contre seize une semaine plus tôt). Le Brent a enfin franchi les 100 dollars pour la première fois depuis mai. Et pourtant, ce qui est stupéfiant, c'est à quel point même cela reste contenu : la réduction délibérée de 3 à 5 millions de barils par jour de la demande chinoise, des prélèvements massifs sur les réserves stratégiques désormais proches de leur plancher, et des spéculateurs qui continuent de vendre dans la hausse ont empêché une fermeture de quatre mois de se transformer en explosion à 150-200 dollars.

Les initiés dotés de capital et de barils en jeu, Rory Johnston, Rick Rule, John Stephenson, les bureaux de S&P Global et J.P. Morgan, l'opérateur de Prospera, pointent tous vers les mêmes signaux. Les amortisseurs qui ont acheté le calme sont largement épuisés : 240 à 250 des 400 millions de barils de libérations coordonnées de réserves ont disparu, et la réserve américaine se situe à son plus bas niveau en 43 ans. La véritable pénurie s'est déplacée du brut vers le carburant - des marges de craquage du diesel dépassant 80 dollars le baril, quatre fois la normale, avec 12 à 14 millions de barils par jour de capacité de raffinage hors service sur trois continents, un tiers à la moitié en Russie, qui en est réduite à importer de l'essence indienne. L'essence est repassée à 4 dollars le gallon aux États-Unis.

Quatre choses à surveiller à partir de maintenant. Si le nouveau front en mer Rouge tient - une seule mine ou une seule frappe réussie, a prévenu un intervenant, pourrait geler le transport maritime pendant des mois par la seule peur et l'inassurabilité. Si les marges de craquage record continuent de soutenir les raffineurs (Valero, Phillips 66) et les prix à la pompe même si le brut reste « seulement » autour de 100 dollars. Si les drones ukrainiens continuent de mettre hors service le diesel russe, plus d'un dixième de l'approvisionnement maritime mondial, jusqu'à l'automne. Et, le facteur pivot au-dessus de tout, si les raffineries chinoises reviennent affamées, comme plusieurs le prévoient, juste au moment où le coussin de stocks du monde s'assèche. Le marché du brut a enfin remarqué la guerre. Le marché du carburant crie depuis des mois, et, comme plus d'un intervenant l'a formulé cette semaine, il pourrait ne plus rien rester en réserve d'ici septembre pour le faire taire.