Fermeture du détroit d’Hormuz : un coût pour l’Iran supérieur à ses achats

Le 28 février, des forces américaines et israéliennes ont lancé des frappes contre Téhéran qui ont fini par éliminer le Guide suprême de l’Iran. En quelques jours, l’Iran a annoncé la fermeture du détroit d’Ormuz, et environ 20 millions de barils par jour de pétrole brut et de liquides pétroliers, soit environ un cinquième de la consommation mondiale, ont cessé de circuler par ce canal mesurant 39 kilomètres de largeur à son point le plus étroit.

L’Iran avait menacé cela pendant quatre décennies et ne l’avait jamais réellement fait. La menace elle-même suffisait et elle avait fonctionné avec une constance telle que toute une génération d’analystes considérait le détroit comme une option permanente, non exercée, entre les mains de Téhéran. Cette option est désormais épuisée.

Ce que la fermeture a coûté au monde est considérable et a été largement rapporté. Le Brent brut est passé d’environ 65 dollars le baril à plus de 100 dollars. La question moins examinée est ce que la fermeture a coûté à l’Iran, et la réponse réside dans la menace elle-même.

Les contrats à terme sur le pétrole ne chiffrent pas le nombre de barils manquants. Au lieu de cela, les prix se déterminent en fonction de la durée pendant laquelle ces barils devraient rester manquants. Une menace non exécutée n’a pas de date de fin, ce qui explique pourquoi quatre décennies de menaces iraniennes déplaçaient les prix mondiaux tandis que les exportations iraniennes continuaient d’être chargées. Une fermeture exécutée possède une date de fin, et le marché l’a déjà anticipée. Le 7 août, le détroit restait fermé, et la courbe à terme des contrats ICE Futures Europe projetait un Brent autour de 69 dollars le baril d’ici 2030.

Les traders n’ont jamais jugé cette fermeture comme permanente. L’Iran a troqué une source de levier sans fin contre une source limitée dans le temps qui coupe sa propre voie d’exportation et laisse son client acheter 80 à 90 % de son pétrole. Et cela ne fonctionne qu’une seule fois. Avant février, aucune trajectoire de prix observable n’existait pour une fermeture réelle, seulement pour des menaces, si bien que le marché devait deviner ce qu’elle vaudrait. Depuis août, la courbe représente cette trajectoire. La prochaine menace se price par rapport à elle.

Les effets se font sentir bien au-delà de Téhéran. Comme la plupart du pétrole se négocie selon une décote par rapport à une référence plutôt que selon son prix propre, des troubles dans le canal réévaluent les cargaisons contraintes d’éviter ce couloir. Les raffineurs ont payé une prime Hormuz depuis quatre décennies sans qu’un baril soit réellement manquant pour la justifier. La peur est moins coûteuse que la force, et l’Iran vient de le démontrer en exécutant la menace à son propre coût. Pourquoi cela est vrai, et ce que mesure réellement un marché à terme quand il mesure la peur, se révèle dans la manière dont le pétrole est tarifié.

Un baril n’est pas un baril

Le brut n’est pas une marchandise unique. Il varie selon deux dimensions, et ces deux dimensions déterminent ce que paiera une raffinerie. Le premier critère est la densité, mesurée sur l’échelle de gravité API (American Petroleum Institute). Une gravité plus élevée signifie un pétrole plus léger, qui nécessite moins de traitement. Le brut plus lourd est plus coûteux à traiter. Le deuxième critère est le soufre, qui endommage les machines et est réglementé. La règle 2020 de l’Organisation maritime internationale a réduit la teneur en soufre autorisée dans les carburants marins de 3,5 % à 0,5 %, bouleversant sa demande à travers l’industrie.

Le brut sortant du Golfe est surtout de grade moyen et acide, et non les grades légers et doux sur lesquels les indices de référence reposent habituellement. Le moyen-acide se négocie normalement avec une décote pour cette raison. Depuis mars, il se négocie désormais à une prime. Deux mécanismes transforment ces deux variables en un chiffre unique que les acteurs citent.

Le premier est constitué par les contrats à terme. Un contrat à terme fixe un prix aujourd’hui pour une marchandise qui sera livrée ultérieurement, et les marchés à terme du brut se négocient sur le NYMEX à New York et sur l’ICE à Londres. Ce qui fait bouger ces contrats, ce n’est pas l’offre réalisée mais l’offre attendue. Les sanctions le démontrent clairement: elles retirent rarement des barils; elles les réoriente et les réévaluent, et les prix évoluent sur les attentes bien avant que les flux ne changent réellement. Par exemple, un cargo quittant le Golfe porte un prix que la bourse fixe avant même qu’il ne soit affrété. Le deuxième mécanisme est la tarification différentielle. Chaque grade ne peut pas être tarifié indépendamment, de sorte qu’un grade sert de référence et les autres se tarent par rapport à lui.

Trois types de pétrole dominent le marché: le Brent de la mer du Nord, léger et doux, qui sert de référence pour la plupart des bruts échangés dans le monde; le West Texas Intermediate (WTI), repère intérieur américain, encore plus léger et plus doux; et le Dubai et Oman, les repères du Moyen-Orient plus acides que les acheteurs asiatiques utilisent. La fermeture ne les a pas tous déplacés ensemble. Les grades acides du Golfe, ceux qui franchissent réellement le détroit, ont cessé de se négocier à leur décote habituelle par rapport au léger doux et ont commencé à se négocier à une prime. Le WTI, soutenu par l’offre domestique qui ne s’approche jamais d’Hormuz, a bougé le moins des trois.

Ce qui fait bouger les prix de référence

Deux variables font évoluer eux-mêmes les prix de référence. Les quotas de l’OPEP+ et la croissance de la demande fixent le niveau de référence, et les deux évoluent trop lentement pour que les traders ne puissent les modéliser. Ce qu’ils ne peuvent pas modéliser, en revanche, c’est la prime de risque géopolitique. Lorsqu’un choc semble possible, les acheteurs achètent des contrats à terme avec une prime afin de garantir l’approvisionnement s’il s’accentue, plutôt que d’attendre la résolution.

Un deuxième canal attire moins l’attention et mesure la même peur avec plus de précision: l’assurance contre les risques de guerre. Les assureurs couvrent les navires pétroliers contre les pertes et exigent une prime supplémentaire pour chaque traversée d’une zone jugée à haut risque. Le Joint War Committee, qui représente les assureurs des coques en marché de Londres, décide quelles eaux portent ce drapeau. Lorsqu’il élargit une zone listée, les assureurs réévaluent les traversées dans la journée. Les primes de risque de guerre ont bondi à environ 3–10 % de la valeur de la coque, contre 0,25 % avant le conflit. Un pétrolier de 100 millions de dollars se voit désormais coûter entre 3 et 10 millions de dollars par voyage, contre environ 250 000 dollars en temps de paix. Le directeur mondial marine de Marsh a déclaré au National que les tarifs de guerre ont été en montagne russe, reflétant le cours du pétrole. Ces coûts se répercutent directement dans le prix livré du brut.

Le schéma qui a pris fin en février

Avant la fermeture, la prime de risque plus élevée ne nécessitait pas qu’un événement se produise réellement. L’Arabie Saoudite, l’Irak et les Émirats arabes unis expédiaient 13,1 millions de barils par jour à travers le détroit en 2025. Les pipelines ne peuvent absorber qu’environ 4,2 millions de barils par jour de cette production, laissant près de neuf millions sans débouché.

La démonstration la plus nette remonte à quatre semaines avant la fermeture. Le 3 février 2026, des vedettes de la marine iranienne et un drone ont interpellé l’Stena Imperative, pétrolier américain dans le détroit, et l’ont invité à s’arrêter pour être abordé. Un destroyer de la US Navy a escorté le navire hors de la zone; rien n’a été saisi et l’épisode s’est conclu en quelques heures. Quoi qu’il en soit, le prix du Brent a augmenté.

La même signature est apparue le 12 mai 2019, lorsque des saboteurs ont endommagé quatre navires commerciaux au large de Fujairah, juste en dehors du détroit: deux pétroliers saoudiens, un pétrolier norvégien et un navire d’approvisionnement émirati. Une évaluation américaine a détecté des trous explosifs près de la ligne de flottaison, mais il n’y a pas eu de pertes humaines, pas de pollution et Fujairah a poursuivi ses activités normalement.

Un mois plus tard, des assaquants ont frappé deux pétroliers dans le Golfe d’Oman, laissant l’un en flamme et à la dérive. Le prix du Brent a atteint 62,64 dollars sur les marchés londoniens en début de séance et 1,44 dollar au-dessus de la clôture précédente. Le Joint War Committee a élargi ses zones listées en couvrant toute la région.

L’offre mondiale n’a pas été affectée par ces incidents. Comparée à 20 millions de barils par jour, la perte physique était négligeable. La seule variable affectée était la prime de risque de guerre, et avec elle le prix de chaque cargaison assurée pour traverser cette mer.

Cette mécanisme a été remplacé par une fermeture dotée d’une date, que la courbe à terme a déjà estimée comme temporaire. Comprendre pourquoi passe par le détour par le seul cas qui semble contredire l’argument général.

Le cas qui devrait ébranler cet argument

Si les menaces font bouger les prix parce qu’elles signalent une perte d’offre, une perte réelle d’offre devrait, elle, faire bouger les prix davantage et plus longtemps. De nombreux exemples historiques le démontrent.

Le 14 septembre 2019, la centrale de traitement d’Aramco à Abqaiq et le champ pétrolier Khurais ont été frappés par des drones et des missiles. L’attaque a retiré 5,7 millions de barils par jour, soit plus de la moitié de la production totale et environ 5 % de l’offre mondiale. L’Institut Baker l’a qualifiée de la plus grande coupure de volume de l’histoire moderne du pétrole.

La réaction des prix a été proportionnelle à l’ampleur de la perte. Le Brent brut a ouvert 19,5 % plus haut à 71,95 dollars le baril, la plus forte hausse enregistrée, et a clôturé en hausse de 14,6 % à 69,02 dollars. L’EIA américaine a enregistré cette hausse comme la plus importante augmentation d’une seule journée depuis une décennie. Elle s’est rapidement évaporée lorsque Aramco a fait en sorte qu’Abqaiq produise deux millions de barils par jour pendant trois jours et qu’on prévoyait une restauration complète d’ici la fin du mois. Environ deux semaines plus tard, l’Institut Baker confirmait que l’urgence avait cessé.

La plus grande perturbation physique jamais enregistrée a produit une prime qui a disparaît en quinze jours, tandis que des incidents où personne ne perd un seul baril n’ont fait bouger les prix que marginalement. Cela montre que le volume ne peut pas être la variable; c’est la durée qui compte.

Abqaiq a terrifié les traders aussi longtemps que les délais de réparation saoudiens restaient incertains, et les a rassurés dès que ces délais sont devenus crédibles. Une menace contre Hormouz n’a retiré physiquement aucun baril, et elle a tout de même surpassé Abqaiq pour une raison: l’absence de date limite.

À quoi ressemble désormais la fermeture

La fermeture de février a montré que l’influence de l’Iran réside dans sa capacité à prolonger les perturbations du détroit, et non dans sa capacité à détruire l’offre. Sans signal, l’Iran a fermé la voie et le trafic transfrontier s’est presque arrêté, laissant des centaines de navires et des milliers de marins bloqués dans le Golfe Persique. Le centre UK Maritime Trade Operations a compté au maximum cinq traversées par jour contre 138 avant la guerre, et au moins 16 navires commerciaux ont été pris pour cible. Une analyse parle de la secousse d’approvisionnement en énergie la plus sévère de l’histoire des marchés modernes, et la société étatique saoudienne ne prévoit pas de rétablissement complet des flux avant 2027. L’AIE a puisé 400 millions de barils dans ses stocks d’urgence pour faire face à un déficit quotidien estimé entre 15 et 20 millions, et les traders n’ont guère sourcillé.

En regardant au-delà du mois qui vient, on voit combien les traders estiment que cela peut durer. Le 7 août 2026, avec le détroit encore fermé, ICE Futures Europe a fixé le Brent pour octobre 2026 à 82,38 dollars le baril. Celui de décembre 2026 s’est établi à 79,05 dollars, celui de décembre 2027 à 72,76 dollars, celui de décembre 2029 à 69,97 dollars et celui de décembre 2030 à 69,35 dollars. Cela montre une forte et continue baisse sur quatre ans, ce qui signifie que les traders paieront une grosse prime pour un baril au cours du trimestre en cours et, pour chaque trimestre suivant, une prime décroissante. Ils n’ont jamais jugé cette fermeture comme permanente. Même en l’absence d’ouverture, la courbe reste normale jusqu’à la fin de la décennie.

Le mois rapproché a été plus chaotique. Les prix tournaient autour de 65 dollars le baril avant la guerre, ont culminé près de 99 dollars en mai, puis sont retombés vers 72 dollars début juillet, avant de remonter à 94 dollars à la mi-juillet et à 82 dollars en août. Le prix spot a crié, mais la courbe est restée calme. Le prix au mois rapproché a été révisé chaque fois que la date estimée d’échéance avançait, mais la courbe a peu bougé parce que la vision finale des marchés n’avait pas changé.

Depuis, l’Iran a laissé passer quelques navires, en imposant des péages allant jusqu’à deux millions de dollars par navire et en proposant son propre contrôle de portions du détroit avec un système par paliers permettant le passage de navires de pays spécifiques, parfois moyennant des frais. L’Iran a conservé cette option pendant quatre décennies et l’a exercée en février, prouvant que la menace valait plus que l’acte lui-même.

Le prix de la dépendance

La menace non exécutée ne coûte rien, se répète à l’infini et n’a pas de fin. Pendant quarante ans, elle a fait monter les prix mondiaux du pétrole sans coûter un baril à l’Iran, tandis que la fermeture exécutée du détroit d’Ormuz coûtait à l’Iran ses propres exportations, qui quittent par le même passage. Elle coûte aussi la Chine, qui achète 80 à 90 % des exportations iraniennes.

Pour l’Inde, rien de tout cela n’est une querelle étrangère, mais une exposition structurelle, et sa forme a changé plus qu’on ne le croit généralement. L’Inde importe environ 85 % du pétrole brut qu’elle raffine, et la sensibilité est bien établie: le budget annuel des importations bouge de 1 à 2 milliards de dollars pour chaque dollar de variation par baril.

Mais une dépendance à 85 % pour les importations n’équivaut pas à 85 % d’exposition à Hormuz. En 2025, 41 % du brut indien passait par le détroit. À l’aube de la fermeture, ce chiffre était monté à 52 %, les raffineurs se détournant des barils russes. Six semaines plus tard, l’Inde se fournissait à 70 % en brut provenant de sources extérieures à Hormuz. L’exposition a culminé à la moitié et est retombée à moins d’un tiers.

La réserve stratégique dédiée de l’Inde équivaut à environ neuf jours et demi d’importations en plein régime, et elle n’a pas été remplie à fond. Les stocks commerciaux des raffineurs couvrent environ deux mois. Dans tous les cas, il s’agit d’une assurance dimensionnée pour une perturbation mesurée en semaines.

Cette année, l’Iran a fermé le détroit d’Ormuz, affectant 20 millions de barils par jour pendant des mois. L’enseignement évident est la rapidité avec laquelle le marché a décidé qu’il pouvait vivre avec cela. Le mois rapproché a fluctué tout le printemps, tandis que l’extrémité de la courbe a peu bougé.

Pendant quarante ans, l’Iran a encaissé une taxe imposée par l’attente, et la percevoir ne coûtait rien parce que la menace de fermetures supplémentaires n’avait pas de date limite. L’exécution de cette menace en février a démontré que la voie était d’une valeur supérieure lorsque tout le monde n’avait peur que cela.

[Lora Karch a édité ce texte.]