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Nouvelles des matières premières

Informations actualisées sur les matières premières


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24/07/2026

L'administration Trump explore le nucléaire offshore pour répondre à la demande en électricité liée à l'IA

L'administration Trump étudie activement le déploiement de la production d'énergie nucléaire offshore, alors que la demande croissante en électricité du secteur de l'intelligence artificielle accentue la pression sur le réseau énergétique américain. La Marine Minerals Administration et la Nuclear Regulatory Commission ont convenu de coordonner leurs actions concernant tout futur développement nucléaire offshore, marquant ainsi une étape significative vers l'évaluation du potentiel commercial de cette technologie dans les eaux américaines.

Matt Giacona, directeur par intérim de la Marine Minerals Administration, a souligné la logique stratégique derrière cette initiative. « Les systèmes de réacteurs submergés ont été déployés en toute sécurité dans des applications navales pendant des décennies, démontrant leur potentiel en tant que source d'énergie fiable dans des environnements marins exigeants. Bien qu'aucun déploiement commercial sur le plateau continental extérieur ne soit actuellement prévu ou approuvé, cela pourrait considérablement renforcer la sécurité énergétique de l'Amérique à l'avenir », a-t-il déclaré.

Ce nouveau partenariat interagences s'inscrit dans une politique nucléaire plus ambitieuse menée par l'administration Trump. Selon Reuters, le président Trump s'est fixé pour objectif de quadrupler la capacité nucléaire américaine d'ici 2050. L'énergie nucléaire, qui était tombée en disgrâce en raison de coûts d'investissement initiaux élevés et d'une perception négative du risque par le public, connaît un regain notable, porté par son principe de fonctionnement sans émissions et son rôle de source d'énergie de base fiable.

Ce regain d'intérêt pour le nucléaire est particulièrement accéléré par l'appétit insatiable des grandes entreprises technologiques en matière d'énergie pour soutenir l'infrastructure dédiée à l'intelligence artificielle. Les opérateurs de centres de données requièrent une alimentation électrique continue et ininterrompue, vingt-quatre heures sur vingt-quatre, un besoin que la production éolienne et solaire combinée aux technologies actuelles de stockage par batteries ne peut pas encore satisfaire de manière fiable. Les caractéristiques de charge de base de l'énergie nucléaire en font une solution de plus en plus attrayante pour les charges de travail intensives en énergie liées à l'IA.

La production nucléaire flottante demeure cependant une technologie commerciale naissante et largement non éprouvée. La seule centrale nucléaire offshore actuellement en exploitation est l'Akademik Lomonosov russe, construite pour alimenter en électricité les régions reculées de la péninsule de Tchoukotka et de la Iakoutie, en Extrême-Orient. L'installation a débuté ses opérations commerciales en 2020 et aurait récemment généré son premier milliard de kilowattheures. Ses réacteurs sont basés sur des conceptions similaires à celles utilisées dans les brise-glaces nucléaires russes. Rosatom, la société nucléaire d'État russe qui a développé la centrale, prévoit de construire quatre unités supplémentaires et d'exporter la technologie, proposant une capacité d'installation de 100 MWe et une durée de vie de 60 ans.

La Chine fait également avancer ses ambitions nucléaires offshore, une entreprise nationale ayant récemment dévoilé des plans pour la construction d'une plateforme logistique offshore à propulsion nucléaire conçue pour fonctionner avec zéro émission, incluant l'utilisation du carburant nucléaire pour alimenter les navires.

L'activité du secteur privé aux États-Unis s'accélère également. Bluecore Energy, une startup américaine, développe des petits réacteurs modulaires (SMR) conçus pour être déployés sur des barges flottantes afin d'alimenter en électricité les ports et les infrastructures côtières, selon Baird Maritime. Dans un développement distinct rapporté cette semaine, Samsung Heavy Industries a signé un accord de partenariat avec le cabinet d'ingénierie américain Sargent & Lundy pour le codéveloppement de SMR destinés à des plateformes flottantes de production d'énergie offshore. Cet accord fait suite aux travaux antérieurs de Samsung Heavy sur une conception conceptuelle d'une telle installation, positionnant le géant industriel sud-coréen comme un acteur clé sur le marché émergent du nucléaire offshore.

Malgré l'intérêt commercial et gouvernemental croissant, la production nucléaire offshore fait face à des obstacles redoutables avant de pouvoir atteindre un déploiement à grande échelle. Au sein même du gouvernement fédéral américain, le Département de l'Intérieur a soulevé des préoccupations en matière de sécurité nationale, Reuters citant les inquiétudes spécifiques de l'agence concernant les interférences radar. Des groupes environnementaux ont également exprimé une vive opposition, soutenant que la production d'énergie nucléaire offshore poserait des risques inacceptables pour les écosystèmes marins.

Source : Oilprice.com, article rédigé par Irina Slav, le 23 juillet 2026.

24/07/2026

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"title": "Le paradoxe de l'IA : comment l'intelligence artificielle pèse sur la demande énergétique tout en révolutionnant la recherche sur les énergies propres",
"content": "L'intelligence artificielle présente un paradoxe profond pour le secteur énergétique mondial : la même technologie qui entraîne une croissance sans précédent de la demande d'électricité émerge simultanément comme l'un des outils les plus puissants disponibles pour accélérer les avancées dans les énergies propres et la recherche sur la décarbonisation.\n\nLa construction rapide de centres de données nécessaires pour soutenir l'intégration généralisée des grands modèles de langage dans pratiquement tous les secteurs économiques pousse les projections de croissance de la demande énergétique à des niveaux qui menacent de dépasser largement les capacités de production, soulevant de sérieuses préoccupations quant à la sécurité énergétique à l'échelle mondiale. Dans le même temps, l'IA recèle un énorme potentiel pour améliorer l'efficacité énergétique et pourrait se révéler déterminante dans le développement de technologies énergétiques propres de nouvelle génération, susceptibles d'ouvrir des voies de décarbonisation viables.\n\nDans le secteur des énergies propres, l'intelligence artificielle est déjà déployée pour améliorer les modèles de prévision, permettant des projections plus sophistiquées et précises de l'offre et de la demande d'énergie, contribuant ainsi à une plus grande stabilité du réseau à une époque où les infrastructures électriques n'ont jamais été soumises à une telle pression. Les chercheurs s'appuient également de plus en plus sur les grands modèles de langage pour mener ce que les scientifiques décrivent comme des recherches de « l'aiguille dans une botte de foin » — identifier les méthodes et matériaux optimaux pour des cas d'usage spécifiques en une fraction du temps auparavant nécessaire.\n\nComme l'a relevé le Financial Times : « Trouver de nouveaux matériaux, catalyseurs ou procédés capables de produire des choses plus efficacement est exactement le genre de problème de "l'aiguille dans une botte de foin" pour lequel l'IA est idéalement adaptée. »\n\nUn exemple convaincant du potentiel de l'IA dans la recherche sur les matériaux pour les énergies propres est apparu en Chine, où des scientifiques de l'Université Fudan ont utilisé l'apprentissage automatique pour identifier une nouvelle molécule, le trifluorométhanesulfinate de lithium (LiSO2CF3), capable de reconstituer les ions lithium dans les batteries de véhicules électriques usées pour des milliers de cycles de recharge supplémentaires, prolongeant significativement leur durée de vie opérationnelle. « Nous n'avions aucune idée du type de molécules pouvant accomplir cette tâche ni de leurs structures chimiques, nous avons donc utilisé l'apprentissage automatique pour nous aider », a déclaré le chercheur Chihao Zhao, cité par Scientific American.\n\nDans le domaine de la recherche sur la fusion nucléaire, des scientifiques de l'Ames National Laboratory à Ames, dans l'Iowa, ont développé un outil de modélisation propulsé par l'IA baptisé DuctGPT, conçu pour simuler rapidement la résistance de différents matériaux aux températures extrêmes impliquées dans la création et le maintien du plasma — un composant essentiel du processus de fusion. Selon Prashant Singh, scientifique à l'Ames Lab, cet outil a réduit un processus qui prenait autrefois plusieurs mois à quelques heures de calcul seulement, permettant aux chercheurs d'interroger le système pour identifier des combinaisons de matériaux répondant aux exigences spécifiques des réacteurs à fusion.\n\nDans une annonce faite ce mois-ci, des chercheurs de l'Université de Toronto Engineering ont indiqué avoir utilisé avec succès des grands modèles de langage pour développer six nouveaux alliages métalliques capables de résister à des environnements extrêmes, notamment dans les réacteurs à jet et les centrales nucléaires. Le système alimenté par l'IA a identifié l'ensemble des six alliages en quelques semaines seulement — un calendrier qui aurait nécessité des années avec les méthodes de recherche scientifique traditionnelles. « La demande est immense pour des matériaux capables de supporter d'énormes variations de température et de pression, comme celles que l'on trouve à l'intérieur d'un réacteur à jet ou dans les générateurs de vapeur des centrales nucléaires, partout où l'acier conventionnel ne peut tout simplement pas survivre », a déclaré Yu Zou, qui a dirigé le projet, dans des propos rapportés par Interesting Engineering.\n\nCes avancées, réalisées à une vitesse sans précédent, ont des implications considérables pour le déploiement des technologies énergétiques propres de nouvelle génération. En comprimant drastiquement les délais de recherche et en identifiant des matériaux qui améliorent les performances et la durabilité des infrastructures énergétiques propres, l'IA permet à des technologies expérimentales qui auraient autrefois été trop coûteuses à concevoir et à développer de devenir potentiellement évolutives et commercialement viables — une évolution d'une importance considérable alors que les échéances mondiales de décarbonisation se rapprochent.\n\nSource : Oilprice.com, par Haley Zaremba, 23 juillet 2026.",
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24/07/2026

Les assureurs réduisent leurs primes jusqu'à 50 % pour les projets pétroliers hors Moyen-Orient, alors que le risque de guerre redessine l'investissement en amont

Les assureurs mondiaux se livrent une concurrence acharnée pour capter les activités pétrolières et gazières en amont hors du Moyen-Orient, réduisant leurs primes jusqu'à 50 %, tandis que le conflit en cours dans la région redessine fondamentalement la géographie de l'investissement énergétique et de la souscription des risques.

Selon un rapport de Tsvetana Paraskova publié sur OilPrice.com le 23 juillet 2026, le Moyen-Orient est devenu une zone de guerre active fin février 2026, déclenchant une réallocation spectaculaire des capitaux en amont et des couvertures d'assurance, au détriment de la région productrice d'hydrocarbures la moins coûteuse au monde.

Les primes d'assurance pour les activités énergétiques en amont hors du Moyen-Orient ont chuté d'environ 25 % depuis le début de l'année, selon des courtiers en assurance qui se sont confiés au Financial Times. Dans des cas exceptionnels, certains assureurs ont réduit leurs tarifs jusqu'à 50 %, quitte à enregistrer des pertes à court terme, tant la concurrence est vive pour s'approprier une part d'un marché mondial de projets en amont désormais limité aux zones situées en dehors d'un théâtre de guerre actif.

Rupert Mackenzie, courtier en assurance pour les ressources naturelles chez WTW, a déclaré au Financial Times que l'énergie en amont constitue depuis plusieurs années un secteur très rentable pour le marché, ajoutant que les assureurs le considèrent comme un secteur dans lequel ils souhaitent maintenir une exposition durable.

Le WTW Energy Market Review 2026, publié en avril, relève que les tarifs sont « au plancher », avec des réductions de 15 à 20 % disponibles pour les risques en amont de premier ordre présentant un historique de sinistres vierge, et des baisses de 40 % ou plus encore observées dans des cas exceptionnels. Le rapport conclut que « la tendance tarifaire générale est indéniable : même après une décennie d'assouplissement, le marché continue d'explorer de nouveaux territoires à la baisse ».

Ce mouvement sur le marché de l'assurance reflète un pivot stratégique parallèle opéré par les grandes compagnies pétrolières. Les grands groupes énergétiques internationaux accélèrent l'exploration et le développement dans des bassins éloignés du détroit d'Ormuz et de la zone de conflit au Moyen-Orient. Parmi les destinations qui attirent de nouveaux capitaux figurent notamment le Guyana, le Suriname, la Namibie, le Brésil, la Turquie, Chypre et le Nigeria.

Exxon et Chevron redoublent d'efforts sur les découvertes offshore au Guyana. Chevron étend également son empreinte au Venezuela, où l'administration Trump a exprimé l'espoir que les entreprises américaines augmenteraient leur production et leurs exportations vers les États-Unis.

Exxon fait avancer le projet en eaux profondes Owowo, au large du Nigeria, évalué entre 7 et 8 milliards de dollars, avec une potentielle Décision Finale d'Investissement dès l'année prochaine, selon Hunter Farris, vice-président senior pour les eaux profondes chez ExxonMobil Upstream Company. Plus tôt ce mois-ci, la filiale nigériane d'ExxonMobil et ses partenaires ont engagé 1 milliard de dollars dans le projet Usan Infill dans le bloc OML 138, un développement qui devrait débloquer 40 000 barils supplémentaires de pétrole brut par jour dans un délai de 18 mois. La Commission nigériane de régulation du secteur pétrolier en amont a qualifié cet engagement de signal d'un regain d'intérêt pour le Nigeria, qu'elle décrit comme le premier grand projet en eaux profondes d'Esso dans le pays depuis 2016.

BP a acquis en avril des participations dans trois blocs d'exploration offshore en Namibie, l'une des destinations d'exploration frontière les plus actives au monde, où Shell, TotalEnergies et Galp ont déjà annoncé des découvertes significatives. TotalEnergies a également signé en avril un protocole d'accord avec Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı afin d'évaluer des opportunités d'exploration dans la région de la mer Noire.

Au-delà des développements offshore, les compagnies lorgnent de plus en plus sur des opportunités de schiste en dehors des États-Unis, l'Argentine, la Chine, la Turquie et l'Australie suscitant un intérêt croissant pour le développement potentiel de ressources onshore.

La logique financière qui sous-tend cette vague d'exploration est convaincante. Selon une analyse publiée en avril par le cabinet de conseil en énergie Wood Mackenzie, le secteur a créé 54 milliards de dollars de valeur entre 2021 et 2025, après déduction de 97 milliards de dollars de dépenses d'exploration, sur la base d'une hypothèse de prix du Brent à long terme de 65 dollars le baril. À 85 dollars le baril de Brent, la création de valeur plus que double pour atteindre 120 milliards de dollars, selon Wood Mackenzie.

La conjonction de prix du pétrole élevés, de perturbations géopolitiques au Moyen-Orient et d'une tarification agressive de l'assurance hors de la zone de guerre ouvre un nouveau chapitre de l'investissement mondial en amont, redessinant rapidement la carte des régions où sera façonné l'avenir énergétique de la planète.

Source : OilPrice.com, Tsvetana Paraskova, 23 juillet 2026. Parmi les sources complémentaires citées figurent le Financial Times, le WTW Energy Market Review 2026, des communiqués d'ExxonMobil et de la NUPRC, un communiqué de presse de BP, une annonce de TotalEnergies et une analyse de Wood Mackenzie.

24/07/2026

Les matières premières surpassent la tech cette décennie alors que Wall Street reste chroniquement sous-exposée à cette classe d'actifs

La classe d'actifs la plus performante de cette décennie demeure paradoxalement la moins détenue. Selon une analyse publiée par City A.M. sur OilPrice.com, depuis octobre 2020, les grands indices de matières premières tels que le S&P GSCI ont progressé de 200 pour cent, tandis que l'or a gagné 140 pour cent. Pour la seule année 2026, les matières premières affichent une hausse de 37 pour cent, avec le pétrole qui enregistre une avance extraordinaire de 81 pour cent. À titre de comparaison, les indices crypto ont progressé de 157 pour cent, le Nasdaq de 145 pour cent et le S&P 500 de 117 pour cent sur la même période. En termes de rendement pour les investisseurs, les actifs réels ont nettement surpassé la technologie.

Malgré ce bilan, les capitaux institutionnels n'ont pas suivi la performance. L'énergie et les matériaux de base représentent actuellement moins de six pour cent du S&P 500, soit moins d'un tiers du poids historique de long terme de ce secteur. Au cours de la première partie de cette décennie, les investisseurs institutionnels ont utilisé les mandats de durabilité comme justification pour réduire leur exposition aux actifs réels, orientant les capitaux vers des projets d'énergie verte qui nécessitaient paradoxalement de vastes quantités des mêmes matières premières dont ils se désengageaient, notamment le cuivre.

Ce qui rend ce décalage encore plus frappant, c'est la destination des capitaux qui ont contourné les matières premières : le développement de l'intelligence artificielle, que City A.M. décrit comme la plus grande position vendeuse sur les matières premières de l'histoire. Les sept grandes entreprises technologiques connues sous le nom de Magnificent Seven devraient dépenser près de 800 milliards de dollars cette année, dont près de la moitié allouée aux matières premières et à l'énergie, notamment le cuivre pour le transport de l'électricité, les minéraux critiques pour le matériel informatique, ainsi que le carburant et l'électricité pour les centres de données. L'empreinte énergétique des cinq plus grands acheteurs de capacité de calcul pour l'IA est estimée à près de quatre millions de barils d'équivalent pétrole par jour, dépassant la consommation de la plupart des grandes nations industrialisées. Les investisseurs ont ainsi financé l'un des plus importants chocs de demande de ressources de l'histoire, tout en refusant simultanément de financer les producteurs de ces mêmes ressources.

L'analyse soutient en outre que la séquence conventionnelle de mécanisation et de numérisation pourrait être inversée. L'intelligence artificielle supprimant les contraintes cognitives, les auteurs estiment qu'une véritable ère de mécanisation commence désormais. Dans ce scénario, chaque nouveau robot représente une demande en cuivre, en terres rares, en batteries et en énergie, ce qui amplifie le choc structurel de la demande en matières premières.

Du côté de l'offre, l'analyse met en avant un groupe baptisé les Munificent Seven, terme forgé par l'analyste Jeff Currie, regroupant ExxonMobil, Chevron, ConocoPhillips, Shell, TotalEnergies, BP et Equinor. Ces majors pétrolières occidentales génèrent actuellement entre 14 et 15 centimes de flux de trésorerie disponible par dollar de valeur de marché, contre environ deux centimes pour leurs homologues technologiques du Magnificent Seven. Pourtant, malgré des marges sur le diesel et l'essence atteignant des niveaux records dans un contexte de conflit en Ukraine et de perturbations géopolitiques, les Munificent Seven se négocient à des valorisations inférieures à leurs niveaux d'avant-guerre entre les États-Unis et l'Iran. L'article décrit cette situation comme l'une des configurations risque-rendement les plus asymétriques de l'histoire récente des marchés.

Les auteurs attribuent la persistance de la sous-allocation à la mémoire institutionnelle des années 2010, période durant laquelle la destruction de capital dans les projets énergétiques et miniers a été sévère. Par ailleurs, l'essor des véhicules d'investissement passifs, qui allouent les capitaux en fonction de la capitalisation boursière plutôt que des signaux de valorisation, a mécaniquement renforcé la concentration sur les plus grands noms technologiques, indépendamment des prix relatifs.

La conclusion tirée par City A.M. est qu'une réallocation motivée uniquement par les rendements est peu probable. Les auteurs soutiennent au contraire que le monde physique lui-même forcera la revalorisation, établissant des parallèles historiques avec la crise énergétique des années 1970, où les pénuries de carburant plutôt que les données de rendement avaient orienté les capitaux vers l'énergie, et avec le boom des matières premières des années 2000, où la demande chinoise avait physiquement vidé les entrepôts mondiaux. Les capacités de réserve, les stocks et les réserves stratégiques étant tous décrits comme de plus en plus épuisés, l'analyse avertit que la prochaine perturbation est déjà en cours et sera vécue plutôt que théorisée.

Source : City A.M. via OilPrice.com, publié le 23 juillet 2026.

24/07/2026

Il prix du pétrole n'existe pas : comment le marché midstream pétrolier est devenu le véritable champ de bataille en 2026

Le 20 avril 2020, le contrat à terme WTI de mai s'est réglé à moins 37,63 dollars le baril. Aucune guerre n'avait éclaté, aucun choc d'offre ne s'était produit et la demande n'avait pas évolué par rapport au vendredi précédent. Ce qui s'était brisé, c'était le maillon intermédiaire du marché pétrolier : le hub de stockage de Cushing, en Oklahoma, était en pratique saturé, avec environ 60 millions de barils de capacité opérationnelle occupés sur un total d'environ 76 millions, ne laissant aux détenteurs de positions longues sur papier aucun endroit physique où stocker leur pétrole contractuellement obligatoire. Cet après-midi-là, décrit dans les moindres détails dans un nouveau document d'analyse publié sur le Substack TSCS, constitue l'argument d'ouverture d'une thèse de grande envergure : le véritable marché pétrolier ne réside pas dans le prix à plat affiché sur un terminal à deux heures du matin, mais dans l'infrastructure qui s'étend entre la tête de puits et le moteur.

Ce document, co-rédigé avec Giacomo Prandelli, ancien trader de matières premières basé en Suisse et aujourd'hui analyste en matières premières et stratège géopolitique chez Mazziero Research, soutient que le marché pétrolier comporte trois niveaux — l'amont, l'aval, et un maillon intermédiaire que la plupart des investisseurs, analystes et journalistes traitent comme une simple note logistique. Ce maillon central, qui comprend les pipelines, les pétroliers, les réservoirs de stockage, les installations de mélange, les terminaux ainsi que les cadres assurantiels et juridiques qui les régissent, est présenté comme le marché lui-même.

Selon des données citées de l'U.S. Energy Information Administration, environ 79,8 millions de barils par jour transitaient par voie maritime au cours du premier semestre 2025, représentant 76 % de l'offre mondiale totale de 104,4 millions de barils par jour. Trois barils sur quatre touchent l'eau salée. Le principal goulet d'étranglement en volume n'est pas le détroit d'Ormuz, contrairement à une idée reçue, mais le détroit de Malacca, avec 23,2 millions de barils par jour contre 20,9 millions pour Ormuz. Ormuz reste toutefois irremplaçable : sa capacité de contournement par pipeline n'est que d'environ 4,7 millions de barils par jour, contre un flux de 20,9 millions.

Le conflit de 2026, qui a fermé ou fortement perturbé le transit par Ormuz, a constitué l'expérience grandeur nature. Le document rapporte que les passages de pétroliers dans le détroit se sont effondrés d'environ 135 par jour en février à moins de 10 au début du mois de mars, ne remontant qu'à environ 35 à la fin du mois de juin avant qu'une nouvelle escalade en juillet ne réduise à nouveau les volumes. Les exportations de brut et de condensats du Golfe ont récupéré à 10,07 millions de barils par jour en juin, soit encore environ 40 % en dessous des niveaux de l'année précédente. Les Émirats arabes unis, qui chargent à Fujairah du côté océanique du pipeline de contournement Habshan, ont atteint un record de 3,8 millions de barils par jour d'exportations. Les exportations totales de pétrole du Golfe en juin, flux de contournement inclus, ont été estimées par l'AIE à 16,1 millions de barils par jour.

La transmission du risque vers le maillon intermédiaire du marché, plutôt que vers les prix bruts à plat, constitue l'une des conclusions centrales de l'analyse. Les primes d'assurance risque de guerre pour un transit unique par Ormuz sont passées d'environ 0,25 % de la valeur de la coque avant le conflit à des cotations proches de 10 % au pic, se stabilisant dans une fourchette de 3 à 8 % au moment de la rédaction. Pour un grand pétrolier, cela représente entre 3 et 8 millions de dollars par voyage, payables avant que le navire ne lève l'ancre. Les taux de fret sur la route de référence VLCC Golfe-Chine ont atteint des niveaux quotidiens frôlant les 600 000 dollars à la mi-mars, contre environ 50 000 dollars en janvier, avant de reculer fortement sur les nouvelles de cessez-le-feu, puis de rebondir vers 470 000 dollars le 23 juin, pour se stabiliser aux alentours de 296 000 dollars début juillet.

La position structurelle du marché du transport maritime rend l'analyse plus complexe. Le carnet de commandes de pétroliers bruts est passé de 18 % de la flotte en février 2026 à 22 % en avril, soit le ratio le plus élevé depuis 2011, à la suite de ce que le document décrit comme le trimestre de commandes brutes le plus important jamais enregistré. Environ 49 millions de tonnes de port en lourd sont programmées pour livraison en 2026 et en 2027, soit le calendrier de livraison le plus chargé depuis 2009. Dans le même temps, la flotte est la plus ancienne qu'elle ait été depuis des décennies : les VLCC affichent un âge moyen d'environ 13,7 ans, et plus d'un cinquième de la flotte de brut a déjà dépassé vingt ans d'âge. Le document qualifie cette situation de fenêtre d'opportunité plutôt que d'avantage structurel permanent, la protection s'étendant jusqu'à environ 2027 avant l'arrivée de la vague de nouvelles capacités.

S'agissant de l'architecture des sanctions encadrant le pétrole brut russe, l'analyse conclut que le marché pétrolier à deux niveaux est devenu structurel plutôt que cyclique. Le transport de brut russe par des navires liés au G7 est resté dans une fourchette de 23 à 33 % tout au long de la période de février à juin, même si les prix de l'Oural ont évolué de 56 à 112 dollars avant de revenir à 63 dollars. La flotte fantôme, estimée entre 940 navires dans son noyau dur et environ 1 800 dans le recensement élargi, n'a présenté aucune élasticité-prix significative. L'analyse décrit ce marché comme un système de castes plutôt que comme une organisation transitoire.

Parmi les résultats financiers examinés, les négociants en matières premières privés ont largement surpassé les grandes compagnies pétrolières intégrées cotées durant la perturbation. Trafigura a annoncé un bénéfice net de 4,09 milliards de dollars au premier semestre de son exercice fiscal 2026, décrit comme supérieur à l'ensemble de l'exercice précédent, dans un semestre ne contenant que le premier mois de la guerre. Vitol a dégagé environ 15 milliards de dollars de bénéfice net lors de la période de dislocation de 2022, avec environ 4,5 milliards estimés pour 2025. À l'inverse, le segment Energy Products d'Exxon a enregistré une perte de 1,26 milliard de dollars au premier trimestre 2026, dont 706 millions de dollars de pertes sur couvertures liées aux perturbations d'Ormuz, tandis que Chevron a absorbé 2,9 milliards de dollars d'effets négatifs sur dérivés et calendrier des stocks au cours de la même période.

Concernant l'intégrité des benchmarks, le document détaille que Platts a suspendu les nominations des grades nécessitant un transit par Ormuz dans sa fenêtre Dubai le 2 mars, réduisant le pool livrable de cinq grades à deux. Dubai a affiché un record à 157,66 dollars le 16 mars, soit plus de 60 dollars au-dessus des swaps. Aramco a ensuite réduit son prix de vente officiel de l'Arab Light vers l'Asie de 11 dollars pour le mois d'août, à une décote de 1,50 dollar par rapport à l'Oman-Dubai, décrite comme la plus forte réduction unique en plus de deux décennies.

La libération coordonnée des réserves stratégiques de l'AIE a totalisé environ 400 millions de barils à l'échelle mondiale, avec la Réserve stratégique de pétrole américaine tombant à 325,7 millions de barils pour la semaine se terminant le 26 juin, son niveau le plus bas depuis 1983, contre une capacité autorisée de 714 millions de barils. La U.S. Development Finance Corporation a annoncé en avril un mécanisme de réassurance maritime dans le Golfe de 40 milliards de dollars, avec Chubb comme chef de file des assureurs, mais n'avait émis aucune police au mois de mai, selon les informations du Financial Times citées dans l'analyse.

Le document, publié sur le Substack TSCS avec les contributions de la newsletter Merchant's News de Giacomo Prandelli, se conclut par un scénario baissier détaillé à l'égard de sa propre thèse, identifiant la vague de livraisons du carnet de commandes, la normalisation potentielle des sanctions et l'écart structurel entre les manchettes sur le fret et les rendements des actions de pétroliers cotés comme les principaux risques pesant sur la thèse d'investissement midstream.

24/07/2026

Le Brent recule à 97,04 dollars le 24 juillet, mais affiche toujours une hausse de près de 40 % sur un an

Le pétrole brut Brent s'échangeait à 97,04 dollars le baril à 5h35, heure de la côte Est, le 24 juillet 2026, selon Fortune. Cela représente une baisse de 1,45 dollar, soit environ 1,47 %, par rapport au prix de la veille matin qui s'établissait à 98,49 dollars le baril.

Malgré ce repli journalier, la trajectoire à plus long terme des prix du pétrole demeure résolument haussière. Il y a un mois, le Brent se négociait à 77,50 dollars le baril, ce qui signifie que les prix ont bondi d'environ 25,21 % sur cette seule période. Comparé à il y a un an, lorsque le pétrole s'échangeait à 69,51 dollars le baril, le niveau actuel représente un gain d'environ 39,60 %, soulignant à quel point les conditions de marché ont radicalement évolué au cours des douze derniers mois.

Cette forte progression sur un an replace le pétrole à des niveaux inédits depuis plusieurs années, dans un contexte de tensions géopolitiques croissantes au Moyen-Orient. Les articles connexes de Fortune font référence à l'Arabie Saoudite qui occupe le devant de la scène alors que le pétrole approche du seuil des 100 dollars le baril, au milieu d'une guerre avec l'Iran qui s'intensifie, ainsi qu'à une société de services pétroliers valorisée à 70 milliards de dollars qui se positionne pour bénéficier de la demande des centres de données liée à l'intelligence artificielle.

Comme c'est généralement le cas sur les marchés de l'énergie, les variations journalières à la pompe ne reflètent pas les prix du pétrole brut en temps réel. Les analystes et les observateurs du secteur soulignent fréquemment que les prix de l'essence ont tendance à monter rapidement lorsque le brut s'envole — une dynamique souvent décrite comme celle des « fusées et des plumes » — mais qu'ils s'ajustent plus lentement à la baisse, les marges de raffinage, les coûts de transport, les taxes locales et les majorations à la revente entrant tous en ligne de compte dans le prix final payé par le consommateur au litre.

La Réserve stratégique de pétrole des États-Unis demeure un outil de politique disponible pour amortir les chocs d'approvisionnement sévères, bien que les experts soulignent qu'elle est conçue pour offrir un soulagement à court terme plutôt que pour constituer une solution structurelle face à des hausses de prix durables.

Du côté de l'offre, la dynamique de la production intérieure américaine continue de jouer un rôle dans la formation des prix. Fortune a noté que l'administration Trump avait décidé en 2025 de rouvrir plus de 1,5 million d'acres dans la plaine côtière de l'Arctic National Wildlife Refuge à l'exploitation pétrolière et gazière, revenant sur une politique de l'ère Biden qui avait restreint le forage en Arctique. Un accès élargi aux ressources nationales est généralement perçu comme un facteur modérateur des pics de prix sur le long terme.

Le Brent constitue le principal indice de référence mondial pour la tarification du pétrole et est utilisé par l'U.S. Energy Information Administration comme référence principale dans ses perspectives énergétiques annuelles. Le West Texas Intermediate, ou WTI, demeure le principal indice de référence pour l'Amérique du Nord. Historiquement, les marchés pétroliers ont connu une volatilité extrême, depuis l'embargo pétrolier arabe du début des années 1970 et l'effondrement des prix au milieu des années 1980, jusqu'au pic tiré par la demande en 2008 qui avait précédé la crise financière mondiale, en passant par l'effondrement sans précédent sous les 20 dollars durant les confinements liés à la pandémie de COVID-19 en 2020.

Source : Fortune, Joseph Hostetler, 24 juillet 2026.