Le fret valorise le risque. Les produits paient la facture.

Les données d’août ont révélé un marché scindé. L’AIE a abaissé sa prévision de demande mondiale de pétrole, tout en signalant un déficit profond du bilan au troisième trimestre, une baisse des stocks et des marges record sur les distillats moyens. Dans le même temps, les passages par Ormuz restaient drastiquement limités et les taux de fret des pétroliers établissaient de nouveaux records.

Pour l’Europe, cela signifiait trois primes distinctes : pour les produits raffinés manquants, pour la sécurité de la route et pour le temps nécessaire à trouver une cargaison de remplacement. Les États-Unis comblaient partiellement l’écart, mais les travaux de maintenance à Freeport LNG et le rythme limité de croissance des exportations ont montré que l’Atlantique n’est pas un tampon infini.

Dans l’aviation, la croissance du trafic a été marginale et le risque carburant est resté élevé. Le marché physique du jet fuel était relativement bien approvisionné, mais la courbe à terme intégrait toujours une prime d’incertitude. Dans le SAF, la réglementation crée toujours la demande, mais la monnaie la plus précieuse reste un benchmark de coût transparent et un contrat d’enlèvement crédible.

Chaque mois, Global Energy Monthly conserve le même format : une date fixe d’arrêté des données, un registre complet des sources et une évaluation des tensions par marché. L’édition en ligne le complète par deux sections de la rédaction de Danske Gas Intelligence : un calendrier des signaux et des thèses vérifiées dans le numéro suivant, quel qu’en soit le résultat.

Le marché de l’énergie en août fut avant tout un marché de capacité de passage et de tonnage disponible. Le prix spot décrivait la valeur de la molécule au point de référence ; le coût de livraison dépendait de la possibilité pour un navire d’appareiller, de qui l’assurerait et du temps qu’exigerait la route alternative.

S&P Global Energy a indiqué que, depuis le début de la guerre, le nombre de passages de navires par Ormuz a reculé de plus de 80 %. En conditions normales, le détroit assure environ un cinquième des flux maritimes mondiaux de pétrole et de LNG. Un nombre réduit de navires capables et disposés à effectuer le voyage abaisse l’efficacité de la flotte et allonge les rotations.

Argus a relevé un trafic irrégulier par le détroit durant le week-end des 22–23 août, et son analyse du marché du fret soulignait l’importance croissante de la prime de risque de guerre, de la disponibilité des navires et des routes alternatives. Cela explique pourquoi le coût des produits est resté élevé même lorsque le prix du brut réagissait aux signaux d’une demande plus faible.

L’AIE a abaissé sa prévision de demande mondiale de pétrole pour 2026 à un recul de 1,6 M b/d, soit 510 000 b/d de plus qu’un mois plus tôt. La fermeture ou la limitation d’Ormuz et le coût élevé des carburants ont bridé la consommation. Le recul le plus fort est intervenu au deuxième trimestre, et au troisième, la variation de la demande devait rester nettement négative.

Cela ne signifiait pourtant pas un marché excédentaire. L’AIE a estimé le déficit du T3 à 1,8 M b/d, plus du double de son évaluation de juillet. L’offre mondiale en juillet s’est établie à 101,5 M b/d et les stocks ont diminué de 69 M bbl ; en glissement annuel, l’AIE a fait état d’une offre inférieure de 6,3 M b/d. Le tableau d’août dressé par l’AIE combinait une offre contrainte, une baisse des stocks et un bilan déficitaire.

Le North Sea Dated a progressé de 25,67 USD/b en juillet et clôturé le mois à 96,80 USD/b ; au moment de la publication du rapport, il s’échangeait autour de 92 USD/b. Une demande plus faible et un déficit profond coexistaient : l’offre revient plus lentement que la consommation ne recule.

Sept États de l’OPEP+ – l’Arabie saoudite, la Russie, l’Irak, le Koweït, le Kazakhstan, l’Algérie et Oman – ont décidé le 2 août d’un ajustement de la production de 188 000 b/d dès septembre. Ils ont simultanément rappelé l’obligation de compenser la surproduction antérieure et le maintien des revues mensuelles de la situation du marché.

Le JMMC a attiré l’attention sur l’importance de la sécurité des routes maritimes ainsi que sur la reconstruction coûteuse et longue des infrastructures endommagées. Un quota formel de production n’équivaut pas à un baril disponible au port de destination si l’infrastructure ou la route restent contraintes.

Dans son suivi de l’Asie en août, Bloomberg décrivait un changement des directions d’achat : les raffineries chinoises se tournaient vers le brut irakien, l’Inde achetait avec davantage d’anticipation, et les producteurs cherchaient des points de réception permettant de contourner les zones maritimes les plus risquées. Ces changements indiquent une réorganisation des flux et ne témoignent pas d’une disparition complète de la demande.

Le taux sur la route LR2 Golfe Persique–Japon a atteint 107,72 USD/t le 27 août et s’est maintenu à ce niveau le lendemain. S&P Global Energy a souligné que la capacité limitée de franchir Ormuz et la tolérance variable des armateurs au risque ont dégradé l’utilisation de la flotte et accru le besoin de tonnage.

La même semaine, la répercussion sur les prix des produits était visible : l’ULSD CIF Mediterranean a été coté le 26 août à 1295,75 USD/t, contre 762,75 USD/t avant le déclenchement de la guerre et une moyenne quinquennale de 853 USD/t. En Asie du Sud-Est, les importations de distillats en août étaient inférieures d’environ 20 % à leur niveau d’avant-guerre.

L’EIA prévoyait des exportations moyennes de LNG américain au T3 de 16,5 Bcf/d (environ 467 M m³/d), soit 0,2 Bcf/d de moins que dans sa prévision de juillet. Les travaux à Freeport LNG, entamés le 10 juillet et programmés jusqu’à la fin août, portaient sur 2,0 Bcf/d (environ 57 M m³/d) de capacité nominale d’exportation.

Les spreads élevés vers l’Europe et l’Asie incitaient à exporter, mais l’EIA soulignait la lenteur de la montée en puissance des capacités supplémentaires. Parallèlement, S&P Global Energy estimait que la réparation complète des infrastructures qatariennes de LNG prendrait des années. Pour les acheteurs, cela signifie que la concurrence pour les cargaisons atlantiques flexibles restera structurelle.

Les données GIE AGSI+ indiquaient environ 59,4 % de remplissage le 11 août, 62 % vers le 20 août et 65,4 % en fin de mois. Le rythme d’injection était positif, mais la distance à l’objectif de 90 % au 1er novembre restait importante. L’Europe en était d’autant plus dépendante des importations automnales de LNG et de la météo que lors des saisons à stocks plus élevés.

Depuis le 5 août, les nouvelles règles européennes du marché du gaz sont applicables. Elles visent à soutenir l’intégration du marché, la sécurité d’approvisionnement et le remplacement progressif du gaz fossile par des gaz renouvelables et bas carbone. Pour le négoce, cela signifie que le niveau actuel des stocks et les changements structurels comptent en même temps.

Le traitement mondial en raffinerie a progressé en juillet à 80,9 M b/d, tout en restant près de 5 M b/d sous le niveau d’il y a un an. L’AIE a abaissé sa prévision de traitement au T3 de 370 000 b/d supplémentaires en raison des perturbations des exportations de produits du Moyen-Orient et des attaques contre les raffineries russes.

Le commerce maritime de produits a reculé de 3,8 M b/d en glissement annuel. Les exportations de diesel de Russie, du Moyen-Orient et d’Asie étaient inférieures de 1,3 M b/d, et celles de jet fuel d’environ 670 000 b/d. La hausse des exportations américaines de 700 000 b/d atténuait l’écart sans le combler.

S&P Global Energy a décrit un paradoxe : le regrade physique du jet fuel face au diesel s’établissait le 12 août à moins 11,89 USD/b, ce qui incitait les raffineries à maximiser la production de diesel. Le marché européen du jet fuel était approvisionné par des importations des États-Unis et du Nigeria, mais, sur la courbe à terme, le jet fuel pour septembre et octobre restait coté au-dessus du diesel en raison de la prime de guerre.

L’IATA a indiqué le 31 août que le trafic passagers mondial (RPK) n’avait progressé en juillet que de 0,2 % en glissement annuel, et la capacité (ASK) de 0,3 % ; le coefficient d’occupation s’est établi à 85,2 %. Le Moyen-Orient restait la région la plus faible. L’IATA a explicitement cité le coût élevé du carburant, l’incertitude économique et les tensions géopolitiques comme des charges persistantes.

Le 10 août est entrée en vigueur la méthodologie Platts actualisée du coût de production du SAF en Europe du Nord-Ouest et sur la côte ouest des États-Unis. Pour la voie HEFA, elle intègre notamment les investissements, les rendements, les coûts fixes, l’hydrogène, la matière première et les utilités. Outre le prix d’une transaction isolée, le marché a besoin d’un coût de production comparable.

Le 7 août, SAFCo, à Singapour, a annoncé l’achèvement du premier essai volontaire d’achat groupé de SAF. Le 20 août, une installation de démonstration pour une nouvelle voie de carburant d’aviation synthétique a été mise en service en Suisse. Les deux événements sont modestes au regard de l’échelle du mandat, mais ils illustrent le passage de la déclaration à l’infrastructure et au mécanisme d’achat.

L’échelle du mandat est connue : de 2 % en 2025, en passant par 6 % en 2030 et 20 % en 2035, jusqu’à 70 % en 2050. Une telle trajectoire ne se bouclera pas sans une offre de matières premières et des capacités de production de long terme, donc sans des contrats qu’une banque jugera crédibles.

La carte qualitative combine offre, logistique et demande sans les réduire à un indice synthétique unique.

Le suivi de l’Asie par Bloomberg en août montrait le coût de cette réorganisation : achats coûteux de LNG par l’Inde, réorientation des achats chinois de brut et hausse des revenus des pétroliers. Nous traitons ces matériaux comme une confirmation qualitative de la direction et ne les utilisons pas comme source d’une série de prix complète.

Les affirmations ci-dessous découlent des évaluations contenues dans ce numéro. Là où les données d’août fournissent un seuil chiffré, nous l’indiquons explicitement ; là où elles n’en fournissent pas, nous vérifions la direction.

Seuls les matériaux publiés en août 2026 sont entrés dans la synthèse. Deux références permanentes font exception : la plateforme GIE AGSI+ comme source de données quotidiennes et la page de la Commission européenne pour les seuils ReFuelEU Aviation en vigueur. Les titres du tableau sont des liens actifs.

Sources primaires. L’AIE, l’EIA, l’OPEP, l’IATA, le GIE, la Commission européenne et la Banque mondiale constituent la base des chiffres de bilan, réglementaires et macroéconomiques.

Agences de marché. Argus, S&P Global Energy et Bloomberg servent à vérifier le mécanisme de prix, les flux, le fret et le comportement des acteurs.

Limites. Les points de prix des agences (Argus, Platts) proviennent de leurs documents publics, avec la date d’observation ; le numéro ne contient pas de séries de prix sous licence. Les prévisions conservent les hypothèses de leurs sources, en particulier concernant Ormuz. Les données publiées après le mois de référence sont signalées séparément.

Séries récurrentes. Elles reviennent dans chaque numéro dans le même format : le bilan pétrolier selon l’AIE (demande, offre, stocks), le remplissage des stockages de gaz de l’UE, les exportations de LNG américain selon l’EIA, l’ULSD CIF Mediterranean, le regrade jet–diesel et le RPK selon l’IATA. Leur méthodologie ne change pas sans note.

Scénarios et droits d’auteur. Les scénarios ordonnent le risque et ne constituent pas une prévision de prix. Les textes sources ont été résumés et interprétés ; aucun graphique externe ni extrait long de publication payante n’a été reproduit.