Le pronostic de Fereidun Fesharaki du 31 mars 2026 selon lequel le pétrole pourrait grimper à 150–200 $/bbl en quelques semaines si le détroit d'Ormuz restait en état de « quasi‑fermeture » a recentré l'attention des marchés sur le risque lié aux goulots d'étranglement et la sécurité énergétique mondiale (Bloomberg, 31 mars 2026). La projection, exposée dans « Insight with Haslinda Amin », est directe quant à son immédiateté : une interruption soutenue des exportations via le corridor d'Ormuz — qui transporte historiquement près de 20–21 millions de barils par jour de flux pétroliers maritimes (U.S. EIA, 2024) — resserrerait sensiblement des marchés physiques déjà contraints. Une flambée à 150–200 $ représenterait un changement d'échelle par rapport aux fourchettes de négociation récentes et aurait des implications fiscales et macroéconomiques prononcées pour les pays importateurs de pétrole, les marchés et les portefeuilles. Cet article dissèque les dynamiques d'approvisionnement sous‑jacentes, quantifie la réponse potentielle du marché en utilisant les données disponibles, et expose des considérations pratiques pour les investisseurs institutionnels et les acteurs du marché.
Contexte
Le détroit d'Ormuz est au centre de la logistique mondiale du pétrole : selon des rapports récents, l'Energy Information Administration des États‑Unis estimait qu'environ 20–21 millions de barils par jour de brut et de liquides transitent par ce goulot en 2023–24, soit l'équivalent d'environ 20 % des flux pétroliers mondiaux et près de 20 % de la consommation mondiale de carburants liquides (EIA, 2024). Les scénarios de perturbation varient selon la durée et l'ampleur : une fermeture de 48 heures provoque des retards de transport et des effets de marge à court terme, tandis qu'une quasi‑fermeture de plusieurs semaines comprime les exportations maritimes et force le rationnement en aval ainsi que des réductions de la cadence des raffineries. Les décideurs et les teneurs de marché intègrent à la fois la contrainte physique et la volatilité financière ; les courbes à terme, les indices de volatilité et les taux de fret s'ajustent tous rapidement dès qu'une interruption d'approvisionnement crédible est perçue. L'appel de Fesharaki est notable parce qu'il superpose une projection de prix agressive sur un mécanisme historiquement validé — les pénuries induites par les goulots d'étranglement — plutôt que de se fonder uniquement sur des récits centrés sur la demande.
Le contexte macroéconomique plus large amplifie le choc potentiel. La consommation mondiale de liquides s'est redressée depuis la pandémie et, selon l'Agence internationale de l'énergie, a atteint en moyenne environ 101 millions de barils par jour en 2024 (IEA, 2025), laissant une capacité de substitution relativement limitée pour absorber une perte soudaine d'exportations. La capacité excédentaire de production de brut d'OPEC+ au cours des derniers trimestres a été maigre par rapport aux standards historiques ; les rapports de l'AIE et de l'OPEP en 2025–26 indiquaient une capacité excédentaire collective concentrée chez quelques producteurs et souvent inférieure à 3–4 mb/j, contre une marge de 6–10 mb/j observée lors de cycles plus calmes (OPEC Monthly Oil Market Report, 2025). En bref : le système manque d'un mécanisme de substitution profond et rapide pour une perturbation de plusieurs millions de barils par jour provenant du Golfe.
Le précédent historique est instructif. Des pics de prix liés à des ruptures de voies d'approvisionnement se sont produits auparavant : la révolution iranienne de 1979 et l'invasion de l'Irak en 1990 ont toutes deux engendré des chocs de plusieurs mois et des perturbations économiques, et le Brent a brièvement dépassé la barre des 147 $/bbl en 2008 durant une période de forte demande et de capacité excédentaire limitée (série historique des prix Bloomberg). Ces épisodes différèrent en élasticité de la demande, en tampons d'inventaire mondiaux et en structure des marchés financiers ; toutefois, le coût économique de pics courts mais sévères s'est manifesté par l'inflation, le resserrement des politiques et la destruction de la demande. Les investisseurs et comités de risque devraient donc considérer la projection de Fesharaki comme un scénario digne d'une planification de contingence plutôt que comme une prévision probabiliste.
Analyse des données
La fourchette de 150–200 $/bbl avancée par Fesharaki s'ancre dans un scénario où les exportations maritimes via Ormuz chutent sensiblement en dessous de la base d'environ 20–21 mb/j rapportée par l'EIA (2024) pour une période prolongée. Si, par exemple, 8–10 mb/j de flux étaient réduits pendant plusieurs semaines, le marché à court terme observerait des pénuries physiques immédiates par rapport aux besoins d'alimentation des raffineries ; cette ampleur de perturbation est cohérente avec des mouvements de prix qui poussent les courbes à terme bien au‑delà des structures actuelles de backwardation ou de contango. Sur le plan financier, les contrats à terme Brent et WTI du mois de devant enregistreraient probablement un gap haussier brutal, la volatilité implicite monterait en flèche (comme observé lors d'incidents antérieurs où l'indice de volatilité du pétrole brut CBOE a bondi de plusieurs centaines de pourcents intra‑semaine), et les différentiels prompt s'élargiraient de plusieurs dizaines de dollars par baril.
Quantification des élasticités : avec une demande mondiale d'environ 101 mb/j et des stocks commerciaux de l'OCDE proches des moyennes sur cinq ans à la fin de 2025 (AIE et agences nationales), un déficit de 8 mb/j ne peut être remplacé de façon triviale. Historiquement, les réponses de prix à des chocs d'offre de 5–10 mb/j ont varié — par exemple, le pic de 2008 reflétait non seulement des pertes d'approvisionnement mais aussi des flux spéculatifs et une capacité de raffinage contrainte — mais sur un marché à capacité excédentaire réduite, la réponse de premier ordre des prix est importante. Les indicateurs du transport corroborent la gravité sous‑jacente : les délais de transit du détroit augmentent les jours‑de‑navigation des pétroliers et les taux d'affrètement ; les indices Baltic Clean et Dirty ont historiquement bondi de 30 à 200 % lors de perturbations aiguës, augmentant encore les coûts livrés pour les importateurs.
Les variables politiques comptent aussi numériquement. La réserve stratégique de pétrole américaine en 2025 s'établissait à environ 340 millions de barils (rapports U.S. DOE/EIA), un stock susceptible d'atténuer un choc de courte durée si des libérations coordonnées avaient lieu, mais ces libérations restent limitées par rapport aux flux journaliers mondiaux et ne compenseraient que partiellement un effondrement des exportations sur plusieurs semaines. De même, les pools de libération internationaux (par ex., libérations coordonnées de l'AIE) sont plafonnés par des limites conventionnelles et la volonté politique ; une libération coordonnée de 60 jours à hauteur notionnelle de 3 mb/j retirerait ~180 millions de barils des réserves, laissant néanmoins une tension structurelle si les flux maritimes restaient restreints. Ainsi, l'arithmétique des réserves par rapport aux flux perdus renforce la plausibilité — sans en assurer la certitude — du scénario haut de gamme de Fesharaki.
Implications par secteur
Une hausse des prix vers 150–200 $/bbl créerait asy
