Après une période de relative accalmie, la reprise des frappes entre les Etats-Unis et l’Iran fait craindre un nouveau choc d’approvisionnement énergétique, massif et durable. Poussé par l’intensification des tensions, le pétrole a de nouveau franchi la barre des 100 dollars le baril de Brent le 9 septembre, pour la première fois depuis juillet. Le stratégique détroit d’Ormuz reste bloqué : une dizaine de navires au mieux parvenaient à le franchir chaque jour ces dernières semaines. Avant la crise, c’est un quart du pétrole mondial et 20% du gaz naturel liquéfié de la planète qui transitaient par ce passage de 40 km de large en son point le plus étroit entre la péninsule arabique et l’Iran. Plus de six mois après le début de la guerre, le monde s’est-il préparé à affronter une crise qui pourrait durer ? Des solutions alternatives aux hydrocarbures du Golfe se sont-elles déployées ? La rédaction de Warm fait le tour des sujets clés pour notre sécurité énergétique.
Le pétrole du Golfe a-t-il trouvé d’autres portes de sortie ?
« There is a new sheriff in town and that sheriff is energy security », c’est ainsi que Jakob Thomä, responsable de la recherche du Think tank Inevitable Policy Reponse, résume la nouvelle bataille mondiale pour l’énergie depuis le blocage du détroit d’Ormuz. Et de fait, États et compagnies pétrolières cherchent par tous les moyens des voies alternatives pour évacuer les millions de barils produits chaque jour dans le Golfe (20 millions en 2025). A ce stade, seuls deux pays, l’Arabie saoudite et les Emirats arabes unis (EAU), disposent de routes alternatives devenues stratégiques, mais encore insuffisantes : l’East West Pipeline pour Riyad, dont la capacité a été portée à 7 M b/j, et l’Abu Dhabi Crude Oil Pipeline (ADCOP, 1,8 M b/j). Ces oléoducs permettent de contourner le détroit en débouchant respectivement à Yanbu, sur la mer Rouge, et à Fujaïrah, sur la mer d’Oman, faisant de ces terminaux les nouvelles portes de sortie de l’or noir. Mais pour Riyad, deux obstacles demeurent : la capacité d’amarrage au port de Yanbu de l’ordre de 4 M b/j et surtout la menace des Houthis pour y accéder. Le royaume dispose néanmoins de l’option égyptienne avec l’oléoduc Sumed, qui relie la mer Rouge à la Méditerranée mais dont la capacité de transport se limite à 2,5 M b/j.
De son côté, Abu Dhabi accélère la construction d’un second oléoduc parallèle à l’ADCOP, ce qui lui permettrait de doubler ses exportations. Un projet à l’étude depuis 2023 qui devrait voir le jour en 2027. Mais là encore, cette solution ne lève pas les menaces sécuritaires qui pèsent sur Fujaïrah, à proximité immédiate du détroit.
L’Irak, autre grand producteur de pétrole (3,5 M de b/j), tente aussi de trouver des voies alternatives. En mars, Bagdad a annoncé la reprise de ses exportations de pétrole via l’oléoduc reliant Kirkouk à Ceyhan en Turquie à hauteur de 250 000 b/j. Début avril, un accord a été annoncé avec Damas pour acheminer du pétrole par voie terrestre jusqu’au terminal maritime de Baniyas. En juillet, un accord plus large a été signé à Washington pour la réhabilitation de l’oléoduc reliant Kirkouk à Baniyas, hors service depuis le début des années 2000. Côté iranien, seul l’oléoduc Goreh-Jask, permet à Téhéran de contourner Ormuz. Mais sa capacité ne dépasserait pas 300 000 b/j tandis que la limite de chargement au port de Jask se situerait autour de 70 000 b/j. Pour le Koweït et le Qatar, aucune alternative crédible et durable n’existe à ce stade.
Partout dans la région, le même impératif s’impose : trouver, dans l’urgence, des routes capables de contourner le détroit d’Ormuz, même provisoires et insuffisantes (lire aussi la tribune de Sandra Hahn Duraffourg). Mais les alternatives à ce goulot d’étranglement restent peu nombreuses, parfois inopérantes et toujours limitées. Le détroit peut être contourné, il ne peut pas être remplacé. Dernier paradoxe qui complique l’équation : les nouvelles routes de sortie du pétrole ne sont pas celles qui desservent ses principaux clients. Le pétrole peut sortir par l’Ouest ; la demande, elle, reste essentiellement à l’Est.
Quels fournisseurs de GNL pour remplacer le Qatar ?
Le blocage du détroit d’Ormuz a interrompu 20% des flux mondiaux de gaz naturel liquéfié (GNL) et devrait entraîner une baisse d’environ 35 millions de tonnes (Mt) des exportations du Qatar et des Emirats arabes unis (EAU) sur l’année 2026, selon les statistiques de S&P Global. Pour autant, pas de pénurie de gaz naturel. « Le jeu des fournisseurs alternatifs a fonctionné. Le GNL manquant a été remplacé en premier lieu par celui des Etats-Unis, mais aussi du Canada, et d’autres pays que l’on attendait moins comme la Mauritanie, le Nigéria et la Malaisie. Tous ont su prendre la place du GNL en provenance du Moyen-Orient. Une très bonne nouvelle pour les acheteurs de gaz », constate Anne-Sophie Corbeau, chercheuse au Center on Global Energy Policy à l’Université de Columbia, à New York.
Une analyse confirmée par les chiffres de l’Agence internationale de l’énergie (AIE). Dans son dernier rapport trimestriel (Q3 2026), elle estime que les nouvelles capacités mises en service et la hausse de la production des usines existantes ont permis de compenser plus de 25 Mds m3 sur les 35 Mds m3 de gaz affectés par le blocage du détroit. Si environ deux tiers du GNL est venu des Etats-Unis, l’Union européenne (UE) s’est aussi approvisionnée largement en GNL… russe (+11% par rapport à l’année précédente). Sur le seul premier trimestre, 97% des cargaisons du site emblématique de Yamal en Sibérie ont été achetées par l’UE. Une source d’approvisionnement qui n’existera plus l’année prochaine, la Commission européenne ayant formellement interdit le recours au GNL russe à partir du 1er janvier 2027.
A l’origine du conflit avec l’Iran, les Etats-Unis sortent grand gagnant d’un point de vue énergétique : ils détiennent près de 40% de part de marché mondial sur le GNL depuis le blocage du détroit. Les usines tournent à plein régime et certains opérateurs comme ExxonMobil ont opportunément mis en service de nouvelles installations ces derniers mois alors que d’autres devraient être opérationnelles dans les prochaines années. Signe du rôle désormais incontournable des Etats-Unis sur le marché, QatarEnergy lui‑même a dû acheter 33 cargaisons spot de GNL américain en 2026 (contre 4 en 2025), pour assumer ses obligations contractuelles vis-à-vis de ses clients asiatiques. Des volumes très importants mais qui représentent seulement un mois d’exportations pré‑conflit. Raison pour laquelle la compagnie qatarie a investi directement dans des projets américains, comme l’immense terminal méthanier de Sabine Pass au Texas.
L’Europe risque-t-elle une nouvelle crise du gaz ?
Corollaire de ce choc sur l’offre de GNL, les prix se sont rapidement élevés et ne semblent pas vouloir décroître. Les prix spot du GNL en Asie ont bondi de 143% depuis le début de la guerre, dépassant les 25 $/MMBtu et les incertitudes sur la résolution du conflit maintiennent la pression. « J’ai étudié plusieurs scénarios possibles : reprise du trafic, blocage persistant du détroit, etc. Celui que je redoute le plus est une incertitude persistante dans laquelle les flux de GNL restent très fluctuants, un peu comme aujourd’hui. C’est le pire des scénarios », estime Anne-Sophie Corbeau. Il complique en effet grandement la prise de décisions des acteurs économiques, en particulier des acheteurs de gaz. Avec des impacts concrets notamment en matière de stocks.
A leur niveau le plus bas depuis dix ans, la question des stocks européens de gaz et de leur capacité à passer l’hiver se pose. En raison de l’envolée des cours du gaz naturel, les cargaisons de GNL prennent ces derniers mois la direction de l’Asie, attirées par un spread de 2 $/MMBtu par rapport au Vieux Continent. Mais la saison de chauffe en Europe devrait progressivement attirer davantage de méthaniers, à condition d’y mettre le prix. Pour l’instant, les acheteurs européens se sont montrés peu pressés et les stocks de gaz peinent à se remplir. La France se montre plutôt bonne élève avec 72% des stocks remplis, si l’on compare avec la moyenne européenne de 66%. Interrogé par Warm, Engie assure que sa filiale dédiée Storengy parviendra à atteindre son objectif de 85% au 1er novembre.
L’Allemagne en revanche est particulièrement en retard sur les objectifs fixés par l’Union européenne avec seulement 54% de ses stocks remplis. « Les acheteurs allemands jouent la montre pour éviter de reproduire la situation de 2022 où les cours s’étaient envolés. Ils ne souhaitent pas à nouveau faire le jeu des traders », analyse Anne-Sophie Corbeau.
De fait, la conjonction de stocks bas avec un hiver rude associé à un certain nombre d’aléas pourrait pousser le système dans ses limites. « Je crains le scénario d’un hiver rigoureux avec un problème sur la disponibilité du nucléaire et/ou un nouveau problème d’approvisionnement gazier, par exemple en Norvège. Sans envisager la rupture d’approvisionnement, on finirait la saison avec des stocks très bas et un prix du GNL très élevé même avec des mesures de rationnement », redoute Anne-Sophie Corbeau.
Pour autant, les experts interrogés estiment tous que le GNL ne manquera pas. Le marché est conçu de telle manière que le méthanier se dirige vers le plus offrant et les Européens ont jusqu’à présent eu les moyens de les faire venir. Au détriment de pays comme le Pakistan, l’Inde ou le Bangladesh, qui sont alors contraints de se tourner vers le charbon, moins cher et plus accessible localement.
Les Etats ont-ils renforcé leur souveraineté énergétique ?
La crise d’Ormuz a provoqué un véritable électrochoc sur la pertinence de dépendre autant des hydrocarbures du Moyen-Orient. Depuis le début du conflit en février, les annonces se sont multipliées. En Europe, la priorité est à l’accélération des politiques de transition énergétique déjà entamées. Elles reposent sur deux piliers principaux : l’électrification des usages, avec en parallèle le développement des énergies bas carbone (EnR, nucléaire) d’une part, et la sobriété et efficacité énergétique d’autre part. Un choix logique, le Vieux Continent important de l’étranger près de 60% de ses consommations énergétiques. L’électrification vise aussi à réduire ce taux (lire plus bas).
La stratégie européenne est reprise par d’autres pays, notamment asiatiques à l’instar de la Thaïlande qui a annoncé sa volonté de développer davantage les énergies renouvelables, mais aussi de lancer ses premiers projets nucléaires. Début septembre, le secrétaire d’Etat à l’Energie a ainsi précisé la stratégie visant à atteindre 9 000 MW en 2050, avec un premier projet de 300 MW confié à l’Electricity Generating Authority of Thailand (EGAT). « Le choix de la Thaïlande n’est pas anodin pour le marché mondial du GNL car le pays était le plus gros importateur du sud-est derrière l’Inde », observe Anne-Sophie Corbeau.
De fait, de nombreux observateurs et experts du secteur énergétique s’interrogent sur l’impact à long terme du blocage d’Ormuz. Le gaz naturel pourrait bien ne pas avoir le destin assuré que certains lui prédisaient. Notamment en raison de la stratégie chinoise. Historiquement grand importateur de GNL, Pékin s’efforce depuis des années de réduire sa dépendance énergétique en développant autant que possible les ressources locales à sa disposition. « Les importations chinoises de GNL ont atteint leur pic en 2021 et se sont depuis réduites. Cela s’explique notamment par la volonté de ne pas dépendre du premier fournisseur mondial que sont les Etats-Unis. En parallèle, Pékin a développé ses propres gisements de gaz non-conventionnel avec succès. La Chine sera cette année le 3e producteur mondial de gaz naturel, devant l’Iran ».
La volonté de moins dépendre des importations en développant davantage les ressources locales s’observe également dans d’autres pays comme l’Inde qui a récemment annoncé l’accélération de son programme de déploiement solaire en milieu agricole PM-KUSUM, ou encore le Brésil qui mise quant à lui plutôt sur le biodiesel. Les biocarburants y alimentent déjà plus de 40% de la flotte automobile légère.
Cette stratégie de production locale n’a pas que des avantages d’un point de vue climatique car elle devrait mécaniquement favoriser une autre énergie : le charbon. Abondant et peu cher, il constitue la principale alternative aux centrales électriques lorsque des perturbations surgissent sur le marché mondial du GNL. Le charbon constitue encore 61% du mix énergétique de la Chine et 46% de celui de l’Inde. Mais l’Asie n’est pas seule concernée. En raison de la crise d’Ormuz, l’Italie a fait voter une loi en avril dernier pour repousser l’arrêt définitif de ses centrales à charbon à 2038, soit treize ans après l’échéance initialement prévue.
Quelles solutions pour les produits raffinés (kérosène, engrais, hélium…) ?
Le blocage du détroit d’Ormuz impacte non seulement le transit de pétrole brut et de GNL, mais aussi les produits raffinés, le Moyen-Orient comptant de nombreuses raffineries modernes et à bas coûts. L’essence, le diesel, le kérosène, mais aussi les engrais azotés (urée, ammoniac, méthanol) et une partie du marché des gaz industriels ont été frappés de plein fouet par la guerre avec l’Iran. Le détroit concentre environ 27% du commerce maritime mondial de produits pétroliers et près d’un tiers du commerce mondial d’urée. Pour autant, malgré de sérieuses craintes en début d’année, aucune rupture d’approvisionnement majeure n’a eu lieu.
Des infrastructures de contournement ont été utilisées à plein pour éviter Ormuz, notamment par l’Arabie saoudite et les Émirats arabes unis. Les États‑Unis, le Canada, le Brésil et plusieurs pays d’Afrique de l’Ouest et du Nord ont par ailleurs augmenté leurs exportations de produits raffinés pour compenser une partie des volumes bloqués. Des experts du trading, cités par Reuters, insistent particulièrement sur le rôle de raffineries « agiles » en Europe et en Asie. Elles se sont montrées capables de modifier rapidement leurs paniers de brut et leurs schémas de production pour maximiser leur production sur les produits raffinés les plus demandés, en particulier le kérosène.
Si les producteurs de kérosène ont su éviter les ruptures d’approvisionnement, les prix sont en revanche très volatils passant d’environ 650 €/tonne avant la crise à 1 800 €/t en avril avant de refluer d’environ 40%, soit à un niveau encore bien plus élevé qu’en février.
Comme les produits raffinés, le marché mondial des engrais a également vécu un véritable stress test avec le blocage d’Ormuz. Le Centre du commerce international (ITC) a calculé que la baisse des exportations des pays limitrophes a atteint 54% en moyenne avec des chutes sévères pour des produits clés comme l’urée (-83%), le méthanol (-80%) ou encore l’ammoniac (-75%). Là encore, d’autres pays producteurs ont su prendre la place laissée par les raffineries moyen-orientales : principalement les États‑Unis et le Canada pour l’ammoniac et les engrais azotés, la Russie pour l’urée et l’ammoniac et l’Égypte, l’Algérie ou encore le Maroc pour l’urée et les engrais phosphatés. Les ports de Damiette en Égypte ou Novorossiisk en Russie ont joué un rôle clé en se positionnant comme des hubs de reroutage pour des cargaisons initialement destinées à l’Asie via le Golfe.
Enfin, certains produits associés comme l’hélium, qui sert notamment l’industrie, le secteur médical (IRM) ou encore l’électronique, ont failli manquer. Mais là encore, la combinaison des fournisseurs alternatifs, la libération de stocks publics et privés et l’adaptation des usines de GNL situées hors du Moyen-Orient ont permis d’éviter les ruptures d’approvisionnement.
L’électrification est-elle le nouveau Graal de l’Europe ?
Présenté le 17 juillet après des mois de tensions sur les approvisionnements en hydrocarbures, le plan d’action européen pour l’électrification était très attendu. Il surprend par son objectif ambitieux : pousser la part de l’électricité dans notre consommation finale d’énergie à 46 % d’ici 2040, contre 23% actuellement. Une part qui stagne depuis dix ans et qui révèle les difficultés à électrifier nos usages. Pour Arthur Daemers, responsable des politiques européennes de l’énergie et du climat à l’Institut français des relations internationales (Ifri), la crise d’Ormuz a constitué « un boost politique énorme en faveur de l’électrification », en rappelant « notre vulnérabilité économique et sécuritaire induite par notre dépendance aux énergies fossiles ».
L’objectif proposé constitue donc « un signal fort de la Commission européenne » mais le plan européen souffre d’un paradoxe : il affiche à la fois une cible particulièrement ambitieuse tout en étant insuffisant sur la mise en œuvre avec ses mesures non contraignantes. L’enjeu est donc de pouvoir le décliner en plans nationaux en prenant exemple sur la France ou la Suède, pays appelés à jouer un rôle moteur dans ce secteur. Mais pour réellement accélérer l’électrification, deux problèmes majeurs doivent être résolus : le prix de l’électricité et la faiblesse de la demande.
L’électricité est globalement en Europe plus chère que le gaz, c’est là le principal frein. Un différentiel qui pèse directement sur les décisions d’investissement que ce soit pour les entreprises ou les ménages. Pour l’instant, le secteur de la mobilité est celui où l’électrification démarre le plus rapidement (lire plus bas), notamment du côté des particuliers. Dans le bâtiment ou l’industrie, les rénovations et les changements de process ou d’équipements relèvent de décisions plus lentes : on n’investit pas dans un four ou une chaudière chaque année.
Toutefois, selon le chercheur de l’Ifri, « il y a un mythe à abattre pour ces secteurs : qu’il n’est techniquement pas possible de s’électrifier ». Dans l’industrie notamment, une large part des besoins pourrait déjà être couverte par l’électricité, avec la production de chauffage basse température. Le véritable verrou est davantage économique et politique que technologique. Pour Arthur Daemers, « on connait à la fois les solutions techniques et réglementaires. Il convient désormais de les mettre en œuvre ». Le plan européen propose ainsi d’instaurer des conditions de concurrence équitables entre l’électricité et le gaz ou encore de baisser les coûts initiaux lors du passage à des solutions électriques pour l’industrie, les transports et le bâtiment. Sur le papier, l’Europe dispose des leviers nécessaires pour s’électrifier. Reste à savoir si la crise d’Ormuz a créé un choc suffisant pour les activer.
Les véhicules électriques ont-ils réussi à se substituer aux thermiques ?
En juin 2026, pour la première fois en Europe, les ventes de véhicules électriques ont dépassé celles des véhicules thermiques. Un basculement symbolique qui confirme une tendance de fond : la mobilité électrique accélère à grande vitesse sur le Vieux Continent. Au 1er semestre 2026, 1,24 million de véhicules électriques ont été immatriculés en Europe, en hausse de 33,7 % par rapport au 1er semestre 2025 (selon des données agrégées fournies par E-Mobility Europe, New Automotive et Fier Automotive). La crise d’Ormuz aurait-elle permis de faire sauter le plafond de verre de la mobilité électrique européenne ? Pour Julien Belliato, co-fondateur et directeur des opérations d’Electra, entreprise française spécialisée dans la recharge rapide pour véhicules électriques, elle y a clairement contribué : « la hausse du prix du pétrole provoquée par la fermeture d’Ormuz a joué un rôle d’accélérateur car les utilisateurs ne se projettent plus à cinq ans mais sur leur prochain plein d’essence ».
Sur un an, le taux de pénétration des véhicules électriques a ainsi bondi de 81% en France, de 46% en Allemagne ou encore de 43% au Royaume-Uni, boosté par la flambée des prix à la pompe et une offre plus étoffée de modèles. Un autre argument de poids joue : le retour ou l’élargissement des aides gouvernementales pour l’achat des véhicules. Des soutiens qui se cumulent à un écart de prix de plus en plus faible avec celui des véhicules thermiques.
Avec cette explosion des ventes en Europe, se pose la question de l’impact sur les infrastructures de recharge. Un sujet qui n’en est plus un pour Julien Belliato, qui estime que le développement du réseau de charge est aussi l’un des facteurs de la croissance de la mobilité électrique : à titre d’exemple, la France compte plus de 200 000 points de charge publics [1]. Electra, qui opère 800 stations et 5 000 points de charge à travers dix pays européens, vise, à l’horizon 2030, 2 300 stations et 15 000 points de charge en Europe.
Après des années de croissance laborieuse dans la plupart des pays européens, l’essor des ventes de véhicules électriques semble appelé à se poursuivre d’autant que 98% des utilisateurs qui sont passés à l’électrique veulent y rester [2]. Entre pression sur le prix des carburants, amélioration de l’offre et déploiement des infrastructures de charge, l’électrique semble avoir enclenché une dynamique solide.
Les investissements dans la transition sont-ils impactés ?
Le blocage d’Ormuz a-t-il impacté les investissements en matière de transition énergétique ? Selon de récentes études de la société américaine Morningstar, spécialisée dans les services financiers, les fonds durables européens ont connu une forte croissance au 1er semestre 2026 avec 11,7 Mds$ collectés. Une hausse qui a principalement bénéficié aux réseaux et infrastructures électriques, mais qui s’explique surtout par les besoins exponentiels en électricité liés à l’intelligence artificielle. Un constat que confirme Mathias Dantin, associé du cabinet d’avocats Herbert Smith Freehills Kramer : « en France comme dans l’Union européenne, l’attrait porte plutôt sur les réseaux comme secteur d’investissement. Il y a un intérêt stratégique, notamment en raison des data centers qui posent d’importants défis en termes de renforcement des réseaux ».
En Europe, les investissements en faveur de la transition ont atteint 534 Mds€ en 2025 (+2,4% par rapport à 2024 mais toujours en deçà de 2023), actant cependant d’un déficit d’investissement de 344 Mds€ pour atteindre l’objectif climat de 2030, selon le think tank I4CE. Les collectes des fonds durables ont également crû aux Etats-Unis, mais ils ont baissé au Canada, Japon, en Australie, Nouvelle-Zélande et Asie (hors Chine, les données n’étant pas encore disponibles).
Par ailleurs selon l’AIE [3], les récents surcoûts mondiaux payés pour les importations de combustibles fossiles, chiffrés à 55 Mds$/mois depuis la crise d’Ormuz, se rapprochent des investissements mondiaux réalisés dans les énergies renouvelables en 2025 (58 Mds$/mois). Un constat qui devrait inciter à davantage financer la transition mais qui pourrait justifier moins de financements verts pour cause de budget insuffisant… Ainsi, l’apparent rebond après trois années difficiles reste fragile et très hétérogène selon les technologies et régions concernées.
Cette hétérogénéité s’explique aussi par une fragmentation en matière de « profitabilité [4] » selon Jennifer Anderson, directrice Sustainable Investment & ESG chez Lazard Asset Management, prenant l’exemple du solaire ou des véhicules électriques, dont le niveau de saturation sur certains marchés entraîne une compression des marges et limite l’attractivité des investissements.
D’autres technologies de la transition ne bénéficient pas de fonds supplémentaires : « le soufflé est un peu retombé pour les carburants durables et l’hydrogène (…) Tous les acteurs qui s’étaient mis sur l’hydrogène mobilité terrestre & poids lourds sont en train de refermer cette porte », signale Mathias Dantin, qui pointe également la crise que traverse l’industrie des renouvelables en France. « L’année 2026 est très dure pour les développeurs, plusieurs sont en souffrance financière et recherchent des liquidités ».
Quels sont les autres points névralgiques à surveiller dans le monde ?
En dehors d’Ormuz, d’autres détroits et passages stratégiques peuvent fortement perturber les chaînes d’approvisionnement en cas de blocage, même s’ils peuvent en théorie être contournés d’une manière ou d’une autre. Pour autant, les routes alternatives sont toujours plus longues, donc plus chères et s’avèrent elles-mêmes vulnérables à des menaces géopolitiques ou climatiques. Tour d’horizon des points chauds du globe.
Les détroits turcs du Bosphore et des Dardanelles sont le seul et unique passage maritime pour les flux en provenance de la mer Noire. A l’instar du détroit d’Ormuz, aucune voie maritime alternative n’existe en cas de blocage. Ils sont stratégiques pour l’exportation du pétrole et produits raffinés russes mais aussi pour les exportations agricoles (notamment le blé) ukrainiennes. Pour autant, le volume de pétrole y transitant est sans commune mesure avec Ormuz : entre 3,2 et 3,7 Mb/j dans les années 2020–2025 selon l’AIE.
Le détroit de Malacca est un point de passage vital pour l’Asie, en particulier la Chine, le Japon et la Corée du Sud car il constitue la principale route du pétrole vers l’Asie (25 Mb/j selon l’AIE, soit un quart de la consommation mondiale) et voit passer environ un quart du commerce maritime mondial. Le détroit de Malacca a déjà connu des phénomènes de piraterie, particulièrement dans les années 2000, conduisant à une hausse des coûts d’assurance de +300%. Un véritable blocage, en cas par exemple de blocus américain pour faire pression sur la Chine, provoquerait une rupture immédiate des chaînes électroniques asiatiques, avec un impact estimé à plusieurs milliers de milliards de dollars par Bloomberg Economics.
Le détroit de Bab el‑Mandeb est l’autre point névralgique du Moyen-Orient sur lequel l’Iran a une capacité de nuisance grâce notamment à ses alliés Houthis du Yémen. Ce détroit, qui relie l’océan Indien à la mer Rouge, voit passer entre 6 et 8 Mb/j de pétrole et produits raffinés. Il a également fait l’objet d’attaques en 2026 obligeant les armateurs à détourner certains navires pour les faire passer par le cap de Bonne‑Espérance, rallongeant les trajets de 10 à 15 jours et augmentant sensiblement les coûts logistiques, d’assurances et les émissions de CO2.
Le canal de Suez reste particulièrement important pour l’Europe. Entre 5,5 et 8,5 Mb/j de pétrole y transitent, essentiellement pour les importations du Vieux Continent, ainsi que 12% du commerce mondial. Lorsque le porte-conteneurs Ever Given s’est immobilisé en travers du canal en mars 2021, entraînant son blocage pendant six jours, les chaînes logistiques ont subi des retards de plusieurs semaines, impactant tout le commerce mondial.
[1] Points de recharge ouverts au public au 31 juillet 2026 selon les données d’Avere France
[2] étude Toluna-Harris Interactive pour DRIVECO
[3] World Energy Investment 2026
[4] Dans le cadre d’un webinaire en date du 30 juin pour le think tank Inevitable Policy Response
