Hormuz libère le pétrole, pas le gaz

Les pétroliers retraversent le détroit d’Ormuz depuis l’accord entre Washington et Téhéran. Mais le GNL qatari, sans route de contournement, reste contraint. Pour l’Europe, le risque n’est plus la pénurie immédiate : c’est le prix.

Le détroit d’Ormuz rouvre, mais pas de la même manière pour tous les hydrocarbures. Ce passage étroit du Golfe concentre environ un cinquième du pétrole échangé dans le monde. Selon S&P Global, le nombre de traversées quotidiennes est passé de moins de dix début mars à environ 35 le 22 juin. Plus de 20 pétroliers, transportant près de 35 millions de barils, ont franchi le détroit depuis l’accord américano-iranien (CNBC). Le pétrole retrouve donc une circulation. Le GNL, gaz naturel liquéfié refroidi pour être transporté par méthanier spécialisé, beaucoup moins.

Le pétrole a des détours. Le GNL, non.

La différence tient d’abord à la géographie. Une partie du brut du Golfe peut éviter Ormuz : l’Arabie saoudite dispose d’un oléoduc d’environ 5 millions de barils par jour de capacité d’exportation, et les Émirats arabes unis d’une route de 1,8 million de barils par jour qui contourne le détroit (EIA). Le pétrole est aussi plus interchangeable : si une cargaison tarde, une autre venue d’Afrique de l’Ouest ou des Amériques peut parfois la remplacer.

Le Qatar, lui, exporte son GNL depuis des terminaux situés derrière Ormuz, sans solution par pipeline. Au plus fort de la perturbation, aucun méthanier chargé n’a traversé le détroit entre le 1er mars et le 24 avril, retirant du marché plus de 10 milliards de pieds cubes par jour d’approvisionnement, un volume suffisant pour déplacer les prix mondiaux du GNL (EIA).

La reprise existe, mais elle reste partielle. Doha a commencé à faire revenir des navires vides par le détroit. Dans la semaine au 19 juin, le Qatar a chargé environ un cinquième de son rythme d’avant-guerre (Energy Connects). Le pays indique aussi qu’une installation endommagée restera à l’arrêt, même si d’autres unités redémarrent (Infobae/EFE).

Les prix du gaz n’ont donc pas suivi la détente du pétrole. Le contrat TTF à un mois, référence néerlandaise du gaz de gros qui sert de prix directeur en Europe, s’établissait à 40,90 €/MWh le 25 juin, presque inchangé, tandis que le Brent retombait à 72,75 dollars, effaçant ses gains liés à la guerre (Dawn/Reuters, CNBC). BNP Paribas parle d’une réaction du gaz « plus modérée » que celle du pétrole ; autrement dit, le marché gazier reste cher (BNP Paribas).

Pourquoi les navires passent, mais les coûts ne baissent pas

Un navire peut physiquement franchir Ormuz sans que l’opération redevienne normale. Les primes de risque de guerre, c’est-à-dire le supplément d’assurance exigé pour traverser une zone de conflit, restent autour de 3 à 4 % de la valeur du navire, contre environ 0,25 % avant la guerre (S&P Global, Allianz Commercial). Fin juin, environ 1 150 navires chargés, portant au total près de 125 milliards de dollars de marchandises, attendaient encore un passage dans le Golfe (Allianz Commercial). Maersk a fait sortir deux navires du détroit, mais en a laissé trois dans le Golfe : les compagnies arbitrent voyage par voyage, elles ne reviennent pas à des rotations régulières (The Copenhagen Post).

C’est ce différentiel d’assurance qui transforme une crise maritime en coût économique. L’assureur facture davantage à l’armateur, l’armateur renchérit le fret, puis l’acheteur paie plus cher son GNL livré, ses intrants pétrochimiques ou ses matières premières industrielles. Les acheteurs européens de gaz et l’industrie se retrouvent en bout de chaîne.

Amortis, exposés ou en construction

La facture n’est pas répartie également en Europe. L’Allemagne n’importe que 6,1 % de son brut du Moyen-Orient, mais dépend des importations pour 67 % de son énergie (Destatis). Le risque pour l’industrie allemande ne vient donc pas d’abord d’une rupture directe d’approvisionnement, mais du canal des prix mondiaux : les acheteurs ignorent quand les cargaisons arriveront et à quel coût. Les analystes de la chimie anticipent une normalisation lente des matières premières pétrochimiques, parfois pas avant 2027 (Chemie Technik).

L’Espagne paraît mieux protégée. Ses stocks de gaz dépassent 70 %, contre une moyenne européenne d’environ 46 %, et seulement 1,7 % de son approvisionnement est directement lié à Ormuz (Europa Press, Energy Aspects). Des réservoirs pleins amortissent un choc de volume. Ils ne neutralisent pas le risque de prix, puisque Madrid achète sur le même marché européen, où la cargaison marginale fixe les anticipations de tous.

La Pologne, elle, construit de la capacité. Le terminal de Świnoujście dispose de 8,3 milliards de mètres cubes par an de capacité GNL, et deux terminaux flottants sont prévus d’ici 2030 (GAZ-SYSTEM, gov.pl). Les infrastructures renforcent la résilience nationale. Elles ne créent pas pour autant du GNL lorsque les navires ne peuvent pas circuler normalement.

Le président d’Enagas a estimé auprès d’Ara que les marchés à terme du gaz ne signalent pas de normalisation complète avant la fin de 2027 ou le début de 2028. Ce calendrier reste une prévision de marché, pas une certitude. Mais il donne la mesure réelle de la « réouverture » : le pétrole a des itinéraires de secours ; pour le gaz, le goulet d’étranglement reste la route.