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Détroit d’Ormuz : COSCO relance ses navires

L’Iran a bien indiqué le 24 mars 2026 que les navires « non hostiles » pouvaient transiter par le détroit d’Ormuz sous coordination avec ses autorités, et COSCO a repris le 25 mars ses réservations vers plusieurs ports du Golfe.

En revanche, Reuters a aussi rapporté que deux navires liés à COSCO ont fait demi-tour le 27 mars, preuve que le risque n’a pas disparu.

« Le détroit d’Ormuz n’est pas seulement un passage maritime stratégique. C’est aussi un levier géopolitique capable de déplacer instantanément les prix de l’énergie, les coûts du transport mondial et la perception du risque sur les marchés financiers. »

Comprendre ce mécanisme est essentiel, car lorsqu’Ormuz se bloque ou se rouvre partiellement, ce ne sont pas seulement les pétroliers qui sont concernés. Ce sont aussi les prix du pétrole, du gaz, du fret, de l’assurance maritime et, à terme, une partie du coût de nombreux biens dans l’économie mondiale. En mars 2026, l’annonce iranienne autorisant le passage des navires jugés « non hostiles » a été perçue comme un début d’assouplissement, immédiatement surveillé par les marchés.

Comment fonctionne réellement le levier du détroit d’Ormuz

Le détroit d’Ormuz est l’un des principaux goulets d’étranglement de l’économie mondiale. En temps normal, une part considérable des flux de pétrole et de gaz y transite. Lorsqu’un conflit perturbe cette route, la tension ne se limite pas au Moyen-Orient : elle se transmet aussitôt aux marchés de l’énergie, au commerce maritime et aux anticipations d’inflation. Reuters rappelle qu’au moment de la crise, ce passage concentrait environ un cinquième des flux mondiaux de pétrole et de gaz.

Source image : France 24

Mais ici, il ne s’agit pas d’une fermeture binaire, ouverte ou fermée. L’Iran semble plutôt chercher à instaurer un accès sélectif. Les navires considérés comme « non hostiles » peuvent, en théorie, passer à condition de se coordonner avec les autorités iraniennes. À l’inverse, les navires liés aux États-Unis, à Israël ou à des pays vus comme parties prenantes de l’agression restent exposés à un refus de passage.

Pourquoi ce n’est pas un simple retour à la normale

Ce type d’annonce peut donner l’impression d’une désescalade. En réalité, il s’agit plutôt d’une réouverture partielle, contrôlée et politiquement filtrée.

Autrement dit, le détroit ne redevient pas un espace neutre de circulation. Il tend à devenir un corridor conditionnel, où la liberté de navigation dépend de critères géopolitiques. Reuters Breakingviews souligne que le redémarrage de COSCO est un signal important, mais qu’il concerne surtout du fret conteneurisé ordinaire, pas les cargaisons énergétiques qui restent le cœur du rapport de force.

Cela change profondément la lecture économique de la crise : le sujet n’est plus seulement « le détroit est-il bloqué ? », mais aussi « pour qui est-il praticable, à quel prix, et avec quel niveau de risque ? ».

Qui sont les navires « non hostiles »

La formule est volontairement floue. Dans sa communication à l’ONU et à l’Organisation maritime internationale, l’Iran explique que peuvent bénéficier d’un passage sûr les navires qui ne participent pas à des actes d’agression contre lui et qui respectent ses règles de sûreté. Reuters a également rapporté qu’Abbas Araghchi avait cité des pays « amis » ou tolérés, dont la Chine, la Russie, l’Inde, l’Irak et le Pakistan.

Cette ambiguïté crée une asymétrie très forte. Certains armateurs disposent potentiellement d’un accès plus fluide, tandis que d’autres restent confrontés à des coûts d’escorte, à des surcoûts d’assurance ou à un risque d’immobilisation. Ce n’est donc pas seulement une question militaire : c’est aussi une nouvelle hiérarchie de compétitivité dans le transport maritime.

Pourquoi le retour de COSCO est autant observé

Dans ce contexte, la décision de COSCO de reprendre le 25 mars ses réservations vers les Émirats arabes unis, l’Arabie saoudite, Bahreïn, le Qatar, le Koweït et l’Irak a été interprétée comme un test grandeur nature du nouveau régime de circulation dans le Golfe. Reuters note que, pour les marchés, ce type de décision est très révélateur : les grands armateurs ne relancent pas leurs routes sans un minimum de visibilité sur le risque, l’assurance et la faisabilité opérationnelle.

Mais ce signal d’optimisme doit être tempéré. Le 27 mars, deux navires chinois liés à COSCO ont tenté de sortir du Golfe via Ormuz avant de faire demi-tour, ce qui a montré que même pour des navires supposés bénéficier d’un traitement plus favorable, le passage ne pouvait pas encore être considéré comme garanti.

Quand la géopolitique se transforme en prix de marché

Dès qu’un signal d’assouplissement apparaît sur Ormuz, les marchés de l’énergie réagissent presque instantanément. Reuters a rapporté qu’après l’annonce d’un possible apaisement, le Brent était repassé sous les 100 dollars, alors même que la situation restait extrêmement instable. Cela montre que la prime de risque incorporée dans les prix dépend autant des anticipations que des flux effectivement rétablis.

En d’autres termes, les marchés ne valorisent pas seulement le pétrole disponible aujourd’hui. Ils valorisent aussi la probabilité qu’il puisse continuer à circuler demain.

C’est pourquoi un simple message diplomatique, une reprise partielle des réservations maritimes ou le passage de quelques navires peut faire bouger les cours. Mais tant que la sécurité du transit reste sélective et réversible, cette détente reste précaire. Les derniers développements de Reuters montrent d’ailleurs qu’au 31 mars le marché pétrolier demeure très tendu, avec un Brent reparti au-dessus de 114 dollars.

Le vrai sujet : assurance, fret et chaînes d’approvisionnement

L’effet économique ne passe pas seulement par le pétrole brut. Il passe aussi par le coût du transport.

Quand une zone maritime bascule dans le risque de guerre, les primes d’assurance explosent, les itinéraires se compliquent, les délais augmentent et certaines compagnies suspendent purement et simplement leurs opérations. Le retour partiel d’armateurs comme COSCO peut donc être interprété comme un début d’allégement de cette contrainte, mais pas comme un effacement du risque.

À cela s’ajoute une autre évolution plus structurelle : selon AP, l’Iran semble avoir mis en place une forme de régime quasi tarifaire ou de « toll booth », avec vetting politique des navires, coordination obligatoire et, dans certains cas, paiement de frais de passage. Cela transforme un détroit stratégique en instrument de sélection économique et diplomatique.

Pourquoi cela change la finance mondiale

Cette crise montre que la circulation maritime n’est plus seulement une question logistique. Elle devient un actif géopolitique.

Pour les investisseurs, cela signifie plusieurs choses :

d’abord, que le risque maritime doit désormais être intégré durablement dans la valorisation des matières premières, des compagnies d’assurance, du fret et de certaines industries importatrices ; ensuite, que l’accès à une route stratégique peut dépendre d’alignements politiques et non plus uniquement du droit commercial international ; enfin, que la segmentation des flux mondiaux entre corridors « sûrs », « tolérés » ou « hostiles » peut devenir un facteur structurel de coût.

Ce que cela signifie pour l’Europe

Pour l’Europe, la leçon est claire : même lorsqu’elle n’est pas directement dépendante du brut du Golfe, elle reste exposée à la volatilité mondiale de l’énergie, aux tensions sur les produits raffinés, au renchérissement du fret et aux effets inflationnistes importés. Reuters a indiqué le 31 mars que l’Union européenne demandait à ses États membres de se préparer à une perturbation prolongée des marchés énergétiques liée à la guerre avec l’Iran. Autrement dit, Ormuz n’est pas un sujet lointain. C’est un point de transmission immédiat entre géopolitique, inflation, commerce mondial et souveraineté économique.

Conclusion

Le message envoyé par Téhéran et la reprise partielle de COSCO ne signifient pas un retour à la normale. Ils signalent plutôt l’émergence d’un nouvel équilibre, plus fragile, plus sélectif et plus politique.

Le détroit d’Ormuz ne fonctionne plus seulement comme une voie maritime. Il devient un filtre stratégique, capable de redistribuer les coûts, les avantages concurrentiels et les rapports de force entre puissances commerciales.

Et c’est précisément pour cela que les marchés le surveillent autant : parce qu’aujourd’hui, le prix de l’énergie, le coût du fret et une partie de la stabilité économique mondiale se jouent aussi dans cette zone grise entre sécurité, diplomatie et contrôle des flux.

Sources :

Iran war: See how tanker traffic collapsed in the Strait of Hormuz

Ships must coordinate with Iran’s navy to pass through Strait of Hormuz, foreign ministry says

China confirms three ships passed through Strait of Hormuz

Chinese ships halt attempt to exit Hormuz despite Iran safe passage assurances

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Actualité Economie Energie

Nucléaire : le Traité de non-prolifération est-il mort ?

Le nucléaire, symbole ultime de puissance stratégique depuis la Seconde Guerre mondiale, continue de structurer l’équilibre des relations internationales.

Entre dissuasion militaire, diplomatie internationale et enjeux énergétiques, l’atome reste au cœur des tensions géopolitiques.

Pour limiter la diffusion de l’arme nucléaire, la communauté internationale s’est dotée d’un cadre juridique central : le Traité de non-prolifération nucléaire. Signé en 1968 et entré en vigueur en 1970, ce traité constitue depuis plus de cinquante ans la base de la régulation nucléaire mondiale.

Le TNP : la base de l’équilibre nucléaire

Le principe du traité repose sur un compromis entre deux groupes d’États. D’un côté, les puissances officiellement dotées de l’arme nucléaire s’engagent à ne pas aider d’autres pays à l’acquérir et à poursuivre, à long terme, un objectif de désarmement. De l’autre, les États non dotés renoncent à développer l’arme nucléaire. En échange, ils conservent le droit d’accéder au nucléaire civil, notamment pour la production d’énergie, la médecine ou la recherche scientifique. En théorie, ce système devait limiter la prolifération nucléaire et conduire progressivement à un monde moins armé. En pratique, la situation est plus complexe.

Le traité reconnaît officiellement cinq puissances nucléaires : les États-Unis, la Russie, la Chine, la France et le Royaume-Uni. Ces pays forment ce que l’on appelle souvent le « club des cinq » et sont les seuls États autorisés par le traité à posséder officiellement l’arme nucléaire.

Cependant, malgré l’engagement théorique vers le désarmement, ces puissances ne réduisent plus réellement leurs arsenaux. Elles les modernisent. De nouveaux missiles, sous-marins nucléaires ou systèmes de dissuasion continuent d’être développés, montrant que l’arme nucléaire reste un élément central de la stratégie militaire.

En parallèle, plusieurs pays ont développé la bombe en dehors du cadre du traité. L’Inde et le Pakistan n’ont jamais signé le TNP et disposent aujourd’hui d’arsenaux nucléaires confirmés, alimentant une rivalité stratégique permanente. La Corée du Nord s’est retirée du traité en 2003 et a développé depuis un programme nucléaire et balistique de plus en plus avancé. Enfin, Israël n’a jamais signé le traité et maintient une politique d’ambiguïté stratégique : le pays ne confirme pas officiellement posséder l’arme nucléaire, mais il est largement considéré comme en disposant.

Le cas particulier de l’Iran

Les tensions autour du programme nucléaire de l’Iran illustrent les limites du système actuel. L’Iran est signataire du traité et affirme que son programme nucléaire est exclusivement civil. Cependant, plusieurs puissances occidentales soupçonnent le pays de chercher à atteindre le « seuil nucléaire », c’est-à-dire la capacité technique de fabriquer rapidement une arme atomique. Cette situation a entraîné des sanctions économiques internationales, des négociations diplomatiques et, à plusieurs reprises, des opérations militaires visant à ralentir ou empêcher le développement nucléaire iranien.

La logique de la dissuasion nucléaire crée un paradoxe. Un pays peut chercher à développer l’arme nucléaire pour garantir sa sécurité et éviter d’être attaqué par des adversaires plus puissants. L’arme nucléaire est perçue comme une assurance ultime contre une invasion. Mais cette même recherche peut être interprétée comme une menace majeure par les pays voisins ou les grandes puissances. Cela peut provoquer des sanctions, des pressions diplomatiques ou même des frappes préventives visant à empêcher l’acquisition de la bombe. Ce mécanisme alimente un cercle vicieux : plus un pays cherche à se protéger par l’arme nucléaire, plus ses adversaires peuvent être tentés de l’en empêcher par la force.

L’impact économique et financier

Les tensions nucléaires ne concernent pas seulement la sécurité internationale. Elles ont aussi un impact direct sur l’économie mondiale. Dans un environnement où le droit international est parfois dépassé par les rapports de force, le risque nucléaire devient un facteur d’incertitude pour les marchés financiers. Les crises géopolitiques impliquant des puissances nucléaires peuvent provoquer une forte volatilité des marchés de l’énergie, notamment du pétrole et du gaz, en raison des risques pesant sur les routes commerciales ou les infrastructures stratégiques.

Par ailleurs, les budgets militaires mondiaux connaissent une hausse importante, de nombreux États investissant massivement dans leurs capacités de défense, notamment dans la modernisation des forces nucléaires, les systèmes antimissiles ou les technologies militaires avancées.

Plus de cinquante ans après sa création, le Traité de non-prolifération nucléaire reste l’un des piliers de la sécurité internationale. Pourtant, face à la modernisation des arsenaux et à l’émergence de nouvelles puissances nucléaires, son efficacité est de plus en plus remise en question. La question centrale devient donc la suivante : le système international est-il encore capable de contenir la prolifération nucléaire, ou entre-t-il dans une nouvelle phase d’instabilité stratégique ?

Sources :

Accords internationaux relatifs aux armes nucléaires

Traité sur la non-prolifération des armes nucléaires (TNP)

Le TNP et les garanties de l’AIEA

Armes nucléaires dans le monde

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Economie Energie Macro

Comment se forment les prix du pétrole ?

Le pétrole, l’or noir convoité depuis la révolution industrielle, fait souvent rêver les financiers.

Entre trading à court et long terme, marchés de gré à gré, contrats spot ou futures, il existe de nombreuses façons de créer de la valeur avec le pétrole.

Le baril d’or noir échangé sur les marchés n’a pas qu’une valeur financière, il est aussi un facteur de tensions géopolitiques et économiques. D’autant plus qu’il est présent dans le monde entier, avec plus de 160 types de pétrole.

Sur les marchés financiers, le pétrole est représenté par trois indices majeurs :

  • Le Brent, pétrole de la mer du Nord, référence pour environ deux tiers des transactions mondiales
  • Le West Texas Intermediate (WTI), référence pour le pétrole américain
  • Le Dubai Light, référence pour le marché asiatique et le Moyen-Orient

Il n’existe donc pas un seul prix mondial du pétrole. Néanmoins, une organisation joue un rôle important dans la régulation du marché : l’Organisation des pays exportateurs de pétrole, plus connue sous le nom d’OPEP.

Elle regroupe une quinzaine de pays, dont l’Arabie saoudite, l’Iran, l’Irak ou encore le Venezuela, représentant environ 40 % de la production mondiale. Son objectif est de coordonner les politiques de production afin d’éviter une chute des prix et de préserver les revenus des pays producteurs. En 2016, son influence s’élargit avec la création de l’OPEP+, qui inclut d’autres producteurs majeurs comme la Russie, le Mexique ou la Malaisie.

Ces organisations influencent donc les exportations et, indirectement, le prix du pétrole qui dépend principalement de l’offre et de la demande, elles-mêmes influencées par des facteurs économiques, géopolitiques et financiers.

Comment l’offre de pétrole influence-t-elle les prix ?

La logique économique est simple : tout ce qui réduit la production mondiale tend à faire monter les prix.

Dans ce sens, les guerres ou les instabilités politiques dans des pays producteurs peuvent perturber la production ou les exportations, faisant grimper les prix, notamment lorsque le pétrole devient prioritaire pour la consommation intérieure du pays concerné. Les sanctions économiques peuvent produire le même effet, en limitant les exportations d’un pays producteur et en réduisant l’offre disponible sur le marché mondial.

Les catastrophes naturelles, comme les ouragans dans le golfe du Mexique, peuvent aussi endommager des plateformes ou des raffineries, réduisant temporairement la production et poussant les prix à la hausse.

Les quotas de production, notamment décidés par l’OPEP, jouent également un rôle clé. Si l’OPEP décide de réduire la production, l’offre mondiale diminue et les prix montent. Un exemple historique reste l’embargo pétrolier de 1973 mené par plusieurs pays producteurs contre les États-Unis et leurs alliés, événement que l’on appelle aujourd’hui le premier choc pétrolier.

À l’inverse, lorsque l’OPEP augmente ses quotas de production, l’offre mondiale progresse et les prix ont tendance à baisser. Cette baisse peut aussi être provoquée par l’exploitation de nouveaux gisements ou par l’amélioration des technologies d’extraction, qui augmentent la production disponible sur le marché.

Comment la demande de pétrole influence-t-elle les prix ?

La logique reste celle de l’offre et de la demande : lorsque la consommation mondiale augmente, les prix montent.

Une forte croissance économique entraîne une hausse de la production industrielle et des transports, ce qui augmente la consommation de pétrole. Une croissance démographique peut également accroître la demande énergétique globale, donc faire croître les prix du pétrole. Les périodes hivernales jouent aussi un rôle, car les besoins en chauffage augmentent la consommation d’énergie, donc la demande et le prix.

À l’inverse, des hivers doux réduisent les besoins énergétiques, entraînant une baisse de la demande et donc des prix. Les crises économiques peuvent produire un effet similaire. La crise financière de 2008, par exemple, a ralenti l’activité mondiale : moins de production, moins de transport, donc une baisse de la consommation de pétrole et une chute des prix.

La crise du Covid en 2020 illustre encore plus fortement ce phénomène. Les confinements ont provoqué un effondrement de la demande mondiale. Faute de capacités de stockage suffisantes, le prix du pétrole américain est même devenu temporairement négatif, les vendeurs payant pour se débarrasser de leurs stocks.

Enfin, le développement des énergies alternatives contribue aussi à réduire la demande de pétrole. Lorsque des pays utilisent davantage d’énergie nucléaire, solaire, éolienne ou développent les véhicules électriques, la consommation de pétrole diminue, ce qui pèse sur les prix.

Les facteurs financiers : des amplificateurs de prix

Le prix du pétrole ne dépend pas uniquement de l’offre et de la demande physique. Comme tout actif financier, il est aussi influencé par la spéculation.

Les investisseurs anticipent les évolutions futures du marché. Si l’on pense que la demande va diminuer, les prix peuvent baisser avant même que cette baisse ne se produise réellement. Par exemple, l’annonce de la construction de nombreuses centrales nucléaires ou le développement massif des énergies renouvelables peut pousser les investisseurs à anticiper une moindre consommation future de pétrole, ce qui entraîne une baisse des prix sur les marchés.

Les devises jouent également un rôle important, car le pétrole est coté en dollars américains. Lorsque le dollar baisse, le pétrole devient moins cher pour les pays utilisant d’autres monnaies, ce qui stimule la demande et peut entraîner une hausse des prix du pétrole.

Finalement, le prix du pétrole résulte d’un équilibre complexe entre offre, demande et anticipations financières, constamment influencé par l’économie mondiale et les événements géopolitiques.

Sources :

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Economie En vedette Géopolitique

Trump durcit la pression pétrolière sur Cuba

Pendant plus de vingt ans, le pétrole vénézuélien a constitué bien davantage qu’une simple source d’énergie pour Cuba. Il a été un amortisseur macroéconomique, un outil de stabilité sociale et un pilier géopolitique de l’architecture régionale anti-américaine construite autour de La Havane et Caracas.

Cette relation s’enracine dans l’arrivée au pouvoir de Hugo Chávez en 1999. Proche de Fidel Castro, Chávez transforme le pétrole en instrument de solidarité idéologique. En 2000, un accord de coopération énergétique prévoit que le Venezuela fournisse du brut à des conditions concessionnelles, tandis que Cuba envoie des milliers de médecins, enseignants et conseillers.

En 2004, la création de l’Alliance bolivarienne pour les peuples de notre Amérique (ALBA) institutionnalise cette alliance comme contrepoids à l’influence américaine en Amérique latine. Entre 2005 et 2013, Caracas livre jusqu’à 115 000 barils par jour à Cuba, couvrant près de 60 % des besoins énergétiques de l’île. Le pétrole devient alors une véritable subvention extérieure, permettant à l’économie cubaine de fonctionner malgré une faible productivité et un accès restreint aux marchés financiers.

Au-delà de l’économie, l’échange consolide une alliance politique. Après la tentative de coup d’État de 2002 contre Chávez, Cuba renforce l’appareil sécuritaire vénézuélien. Chaque baril contribue indirectement à la stabilité des deux régimes.

L’érosion du modèle sous Nicolás Maduro (2014-2024)

La mort de Chávez en 2013 marque un tournant. Sous Nicolás Maduro, le Venezuela entre dans une crise profonde : effondrement des prix du pétrole en 2014, sous-investissement chronique de PDVSA, sanctions américaines.

La production vénézuélienne chute drastiquement, réduisant les livraisons à Cuba de plus de 100 000 barils par jour à environ 35 000 ces dernières années. Cette baisse révèle la fragilité structurelle du système énergétique cubain.

Cuba consomme environ 110 000 barils par jour, mais n’en produit qu’environ 40 000, un brut lourd et soufré principalement destiné aux centrales thermiques vieillissantes. La production domestique, stable entre 50 000 et 60 000 barils par jour entre 2003 et 2014, est tombée à environ 33 000 barils en 2023, alors que la consommation restait supérieure à 118 000 barils par jour. Ce déficit structurel ne peut être absorbé ni en volume ni en qualité.

Des alternatives insuffisantes : Mexique et Russie

Face au recul vénézuélien, Cuba s’est tournée vers le Mexique et la Russie. En 2025, les livraisons mexicaines atteignaient environ 20 000 barils par jour, et la Russie fournissait près de 10 000 barils quotidiens.

Cependant, ces flux ne bénéficient ni des mêmes conditions financières concessionnelles ni du même degré d’intégration politique que l’accord chaviste. Exposées aux pressions américaines et aux risques commerciaux, ces alternatives se sont révélées précaires. La suspension des livraisons mexicaines et le durcissement des contrôles maritimes ont conduit début 2026 à des périodes où l’île ne recevait pratiquement plus de pétrole.

Le choc énergétique de 2026 : rupture de continuité

L’intervention américaine au Venezuela et la chute de Maduro désarticulent l’axe énergétique régional qui soutenait Cuba depuis deux décennies. Il ne s’agit plus seulement de sanctions bilatérales classiques, mais d’une stratégie en réseau : frapper un nœud le Venezuela pour affaiblir un autre Cuba.

Le système électrique cubain, dépendant à 95 % du fuel importé, s’effondre rapidement. Les coupures atteignent parfois vingt heures par jour dans certaines régions. L’économie fonctionne par à-coups : usines à l’arrêt, commerces fermés, services publics réduits.

Le canal logistique est également touché : pénuries de diesel, transports publics réduits, chaînes du froid rompues, agriculture mécanisée au ralenti. Les pénuries deviennent physiques autant que monétaires, alimentant inflation et marchés parallèles.

L’effet multiplicateur sur l’économie

Le tourisme, représentant environ 10 % du PIB, est directement frappé. Déjà affaibli par la pandémie et les sanctions, il n’a attiré que 1,8 million de visiteurs l’an dernier contre 4,7 millions en 2018. Les pannes d’électricité et les difficultés d’avitaillement en kérosène aggravent les annulations de vols et la chute des recettes en devises.

La crise devient circulaire : moins d’énergie signifie moins de tourisme, donc moins de devises, donc moins de capacité à importer du carburant.

Selon le Centre d’études de l’économie cubaine, le PIB se serait contracté d’environ 5 % en 2025, prolongeant une chute cumulée supérieure à 15 % depuis 2020. L’inflation dépasse 30 %, le déficit commercial demeure élevé et les recettes extérieures tourisme, missions médicales, exportations traditionnelles sont en déclin.

Le président Miguel Díaz-Canel a instauré des mesures d’urgence : rationnement accru, semaine de travail réduite dans les entreprises d’État, priorisation énergétique pour la santé et l’alimentation.

Une crise sociale et politique

Les ménages subissent une triple pression : absence d’électricité et d’eau, inflation de pénurie, destruction d’emplois dans le tourisme et les services. Des manifestations sporadiques ont été signalées, tandis que les autorités renforcent les dispositifs de sécurité et mobilisent les structures de surveillance locales.

L’énergie agit comme un multiplicateur de fragilités : chaque baril manquant signifie moins de transport, moins de production, plus d’inflation et davantage de mécontentement social.

Une dépendance réduite… mais plus dangereuse

Paradoxalement, Cuba dépend aujourd’hui moins du Venezuela en valeur absolue qu’au pic des années 2000. Mais cette dépendance résiduelle est devenue plus périlleuse : le pétrole vénézuélien était historiquement intégré au système cubain et fourni à des conditions concessionnelles.

Sa disparition transforme une relation stabilisatrice en talon d’Achille économique. La crise actuelle n’est pas conjoncturelle, mais systémique. Dans une économie insulaire fortement dépendante des importations énergétiques, un choc pétrolier se transforme mécaniquement en crise économique, puis sociale.

Tant que cette dépendance structurelle ne sera pas réduite ce qui suppose investissements, réformes et accès durable aux devises chaque rupture énergétique restera une menace existentielle pour l’île.

Sources :

https://www.bbc.com/news/world-latin-america-11147157

Comisión Económica para América Latina y el Caribe

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Energie Monde

Le Japon achète du pétrole russe à des prix supérieurs au plafond au grand dam des alliés occidentaux

Le Japon a commencé à acheter du pétrole russe à des prix supérieurs au plafond fixé par les États-Unis et ses alliés occidentaux, ce qui montre que Tokyo continue de renforcer ses liens avec Moscou malgré la pression internationale pour isoler la Russie.

Alors que de nombreux pays européens se sont passés du pétrole russe en réponse à l’invasion de l’Ukraine, le Japon a augmenté ses achats de gaz naturel russe.

En effet, le Japon ne possède pratiquement pas de combustibles fossiles, et dépend fortement des importations pour la plupart de ses besoins énergétiques. Certains analystes estiment que cette dépendance a fortement influencé l’hésitation du Japon à soutenir pleinement l’Ukraine contre la Russie. À ce jour, le Japon est le seul membre du Groupe des Sept à ne pas avoir fourni d’armes létales à l’Ukraine.

Malgré cette concession, les importations de gaz naturel russe vers le Japon sont relativement faibles, représentant environ un dixième de l’approvisionnement du Japon et une fraction de la production russe, selon le Wall Street Journal. La majeure partie des importations russes vers le Japon provient du projet Sakhaline-2, dans l’Extrême-Orient russe.

Les pays du G7 et l’Australie se sont mis d’accord sur un plafond de 60 dollars par baril pour le pétrole brut russe transporté par mer, afin de réduire les revenus de la Russie provenant de la vente de pétrole tout en évitant une flambée des prix du pétrole sur le marché mondial.

Ce plafond permet aux pays non membres de l’UE de continuer à importer du pétrole brut russe, mais interdit aux compagnies de transport maritime, d’assurance et de réassurance de manutentionner des cargaisons de pétrole brut russe dans le monde entier, à moins qu’elles ne soient vendues à un prix inférieur au plafond.

Les pays ont accordé une exception au plafond de 60 dollars le baril jusqu’en septembre pour le pétrole acheté par le Japon. Au cours des deux premiers mois de l’année, le Japon a acheté environ 748 000 barils de pétrole russe pour environ 70 dollars le baril.

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Energie

Une première mondiale pour la Danemark qui va construire une île énergétique !

Le Danemark a l’ambition de monter en puissance sur la scène énergétique mondiale !

L’idée derrière est de construire la première île énergétique dans la mer du Nord, qui produira et stockera assez d’énergie verte pour couvrir les besoins en électricité de 3 millions de ménages européens.

L’île artificielle, d’une superficie de l’équivalent de 18 terrains de football, sera reliée à des plusieurs centaines d’éoliennes offshore et fournira de l’électricité domestique et de l’hydrogène vert pour la navigation, l’aviation, l’industrie et les transports lourds.

L’objectif est ambitieux mais sera d’atteindre une capacité de 10 gigawatts, ce qui permettra d’assurer la consommation énergétique de 10 millions de ménages.

Le coût de l’opération est électrisant et est évalué à près de 210 milliards de couronnes danoises soit 28,25 milliards d’euros.

Ce projet représente une avancée majeure vers  l’objectif du Danemark de réduire les émissions de gaz à effet de serre de 70% d’ici 2030 par rapport aux niveaux de 1990, l’un des plus ambitieux au monde.

Pour rappel, le Danemark abrite le fabricant d’éoliennes Vestaset le géant constructeur de parcs éoliens offshore Orsted qui bénéficient d’un environnement météorologique propice à la réussite de ce type d’activités.

Petite pause financière, Vestas a enregistré des résultats nets en hausse de 10% en 2020 en dégageant un bénéfice net de 771 millions d’euros, malgré la crise sanitaire. Son chiffre d’affaires a atteint un pic avec 14,82 milliards d’euros, soit un bond de 22%.

En décembre, le pays a pris la décision difficile mais nécessaire d’arrêter la recherche de pétrole et de gaz dans la partie danoise de la mer du Nord et espère lui permettre de devenir un incontournable pour les énergies renouvelables et le stockage du carbone.

A noter que le ministre compétent Dan Jørgensen a précisé la mise en terre de cette île est le plus grand projet de construction de l’histoire du Danemark…

Par NAQI Hamza.

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Energie Nos analyses

L’éolien offshore: le futur des compagnies pétrolières ?

Avec un cours du pétrole de moins en moins stable (avec une chute sous la barre des 40 dollars le baril WTI le 9 septembre), une consommation mondiale d’or noir qui ne devrait plus augmenter et une énergie qui est « en déclin » selon le géant pétrolier BP, tous les acteurs du secteur pétrolier préparent leurs transitions énergétiques !

Pour le moment, la technologie qui attire le plus les compagnies pétrolières est l’éolien en mer. La production de cette énergie devrait exploser d’ici 2040 dans le monde et pourrait permettre d’atteindre la neutralité carbone en se hissant à la première place concernant les sources d’électricité dans l’Union européenne, actuellement leader de la technologie éolienne en mer.

Ce marché, très prometteur, peut compter sur ses perspectives de croissance et sur la constance des rendements de certains projets en mer pour attirer les plus grands groupes pétroliers à investir en elle.

En effet, on a pu voir, par exemple, BP racheter la moitié de la participation du norvégien Equinor dans 2 projets éoliens aux large des côtes New-Yorkaises pour près de 1,1 milliards de dollars ou encore l’acquisition de 51% par Total du plus grand parc d’éolien offshore en mer d’Écosse dont les coûts de construction devraient s’élever à 3 milliards de livres !

Même si « les montants de ces opérations ne sont pas majeurs à l’échelle de l’industrie du pétrole » comme le dit Simon Redmond (directeur senior chez S & P Global), au niveau du marché de l’éolien offshore, ces montants sont énormes ! « Chaque année, le leader du secteur Orsted investit environ 3 milliards d’euros », rajoute le directeur.

Toutefois, malgré l’attrait et l’investissement massif des grandes entreprises pétrolières dans ce marché, ce dernier reste toutefois dominé par des spécialistes du secteur: avec l’entreprise danoise Orsted en leader de marché, suivi de l’entreprise allemande RWE et de la compagnie suédoise Vattenfall.

C’est seulement en quatrième place du secteur que l’on trouve une entreprise pétrolière: Equinor (Norvège).

De plus, s’installer dans ce marché va devenir de plus en plus complexe notamment à cause du nombre limité de projets et des énergéticiens déjà bien installés. On pourrait donc assister à plusieurs projets de fusions dans les prochaines années selon les experts du secteur.

Cependant, cette technologie possède un autre point fort : elle fait partie des valeurs « vertes » sur le marché boursier.

L’éolien offshore bénéficie donc de « l’euphorie » des investisseurs boursiers quant aux perspectives de croissance futures du marché mais aussi du fait qu’il s’agisse d’une technologie du secteur des énergies renouvelables.

Comme l’explique Massimo Schiavo, analyste senior chez S&P Global: « Aujourd’hui l’éolien offshore ne génère qu’à peine 1% du mix énergétique européen. Mais ce marché sera sans aucun doute celui qui affichera la croissance la plus importante dans les années à venir. Il y a un gâteau de plus en plus gros à se partager ».

Par Rayane Zerrad

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Energie

Un plan à 7,2 milliards visant à faire de la France un grand acteur mondial de l’hydrogène !

Il y a quelques jours, la France a annoncé son envie de devenir plus verte et plus précisément de devenir un acteur majeur de l’hydrogène au niveau mondial dans avant 2030 !

Mais c’est seulement ce mardi que le gouvernement français a détaillé son plan pour atteindre cet objectif d’ici 2030. Ce plan à 7 milliards d’euros a pour but de faire de ce gaz la source d’énergie principale du pays.

  • Dans un premier temps, ce plan essayera de rendre cette énergie plus « écolo » en utilisant l’hydrogène provenant d’électricité décarbonée par électrolyse de l’eau (renouvelables) au lieu de la prélever dans les hydrocarbures (comme c’est fait aujourd’hui).
  • La deuxième partie de ce plan consistera à réduire les coûts pour rendre cette énergie rentable. En effet, la technologie nécessaire à la décarbonation de l’hydrogène est onéreuse et le gouvernement aurait ainsi détaillé dans ce plan que 1,5 millards d’euros serait consacré à la fabrication d’électrolyseurs (d’une capacité de 6,5 gigawatts) dans le but de réduire les coûts et d’augmenter les volumes de fabrication.

Le gouvernement explique que par la suite le but serait d’utiliser cette énergie dans la mobilité lourde notamment et de permettre aux bus, trains et autres de rouler à l’hydrogène. Toutefois, la technologie permettant de transformer l’hydrogène en électricité dans une pile à combustion est encore loin d’être rentable.

Un milliard d’euros sera utilisé d’ici 2023 dans le but de trouver une solution permettant de rendre cette pile à combustible rentable.

Bruno Le Maire, ministre de l’économie a même insiter sur le fait qu’il croyait en ce projet: « Nous (la France) avons les entreprises, les champions industriels pour le faire » citant au passage Safra (bus), Alstom et la SNCF (train), Faurecia (réservoirs), Symbio (piles à combustible), Air Liquide, Schlumberger ou encore McPhy (production d’hydrogène vert).

Il a toutefois aussi rappelé qu’il comptait aussi sur ces entreprises pour accroître le nombre d’emploi (il en espère 50.000 à 150.000) et d’usines sur le territoire français.

Par Rayane Zerrad

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La fin d’une longue histoire entre Engie et Suez qui coûte 3 milliards à Veolia !

Le géant de l’énergie français Engie va officiellement vendre les dernières parts qu’il lui restait dans Suez. C’est la fin d’une longue histoire…

Leur histoire commence en 2008 lorsque le groupe énergétique français spécialisé dans le transport et la distribution de gaz naturel GDF (Gaz De France) a fusionné avec la société Suez, l’un des leaders mondiaux d’énergie et de l’environnement. Cette fusion donna naissance au groupe « GDF Suez ».

En 2013, GDF SUEZ met fin à son pacte d’actionnaire avec « SUEZ Environnement » (qui s’occupe de la gestion de l’eau et des déchets) mais reste actionnaire de référence du groupe mondial (32%). En 2015, GDF Suez devient « Engie » et Suez environnement devient « SUEZ ».

Depuis lors, tout le secteur énergétique spéculait sur le sort des 32% de part que détient Engie dans Suez. Toutefois, le président du conseil d’administration d’Engie, Jean-Pierre Clamadieu, a affirmé, fin juillet 2020, que les parts étaient à vendre.

« Il faut simplifier le groupe, faire des choix, céder certaines activités et nous concentrer sur nos priorités », explique un des dirigeants d’Engie.

Veolia, la multinationale française spécialisée dans la gestion optimisée des ressources (c’est à dire gestion du cycle de l’eau,de la valorisation des déchets,…), a directement fait une offre de 3 milliards d’euros à Engie pour récupérer ces parts.

Engie a évidement accepté à cause du peu d’offre reçue, notamment dû aux conséquences du contexte sanitaire actuel.

« Engie aurait du mal à trouver un autre acquéreur pour l’intégralité de la participation […] Le prix proposé est tout à fait honnête étant donné le contexte. » explique un analyste chez Bryan Garnier & Co

Jean-Pierre Clamadieu a expliqué qu’Engie compte réinvestir totalement ce montant dans l’énergie renouvelable et espère accélérer ses projets (notamment celui d’installer 4 gigawatts par an de capacités de génération d’électricité éolienne et solaire) afin de ne pas se faire distancer par les autres acteurs de l’Énergie comme BP, Shell ou encore Total qui investissent de grandes sommes d’argent pour leurs transitions énergétiques.

Il est à noter que Engie est actuellement gérée par un quatuor formé par le président du conseil, Jean-Pierre Clamadieu, et trois autres personnes à la direction intérimaire (Claire Waysand, Judith Hartmann et Paulo Almirante) et recherche encore un CEO.

Par Rayane Zerrad

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L’industrie pétrolière américaine en deuil !

Alors que nous savions déjà en début de pandémie que des dizaines d’exploitants risquaient la faillite suite à une demande mondiale historiquement basse, nous apprenons qu’une 2ème grosse entreprise du secteur est en faillite !

Avec un baril qui ne se vend pas plus cher que 50 dollars, la production de pétrole de schiste aux Etats-Unis n’est pas rentable et cela peut causer des dommages considérables. 

En effet, la guerre des prix sur le marché du pétrole entre la Russie et l’Arabie Saoudite a impacté les prix qui se sont vu fondre rapidement et qui a fini par causer la faillite d’une société américaine de forage, le groupe texan Diamond Offshore, spécialisé dans les forages en eaux profondes.

Progression du prix du pétrole WTI. Source: Agence internationale de l’énergie

Ce qui illustre bien les difficultés de l’industrie de l’énergie puisque le groupe a déposé le bilan sous la pression de la « guerre des prix » du pétrole et de la pandémie de coronavirus.

Le groupe, qui revendique 5,8 milliards de dollars d’actifs et 2,6 milliards de dettes, s’est placé sous la protection de la loi des faillites, qui aux Etats-Unis permet de se protéger de ses créditeurs en attendant une éventuelle restructuration.

Les principaux pays producteurs de pétrole ont finalement convenus début avril de réduire leurs extractions de près de 10 millions de barils par jour en mai et en juin. Mais, coronavirus et récession à l’horizon obligent, les prix ne sont pas remontés.
Whiting Petroleum Corporation, spécialisée dans les gisements de schiste dans le Dakota du Nord et dans le Colorado (ouest), avait déjà déposé le bilan fin mars. Et plusieurs grandes majors pétrolières ont drastiquement révisé à la baisse leurs dépenses.

Le président américain, Donald Trump, a demandé à son administration de mettre sur pied un plan d’aide d’urgence à l’industrie du gaz et du pétrole.

Son objectif: sauver les centaines de producteurs américains de pétrole de schiste, pour la plupart basés au Texas, et qui soutiennent le Parti républicain.

D’ailleurs, l’Agence internationale de l’énergie précise que 2020 sera la pire année de l’histoire du secteur…

Par Hamza NAQI