Commentaire : L’étau énergétique qui se resserre sur l’industrie européenne à l’heure du Brent à 86 dollars
Les Perspectives des marchés de matières premières de la Banque mondiale d’avril 2026 prévoient un cours moyen du pétrole brut Brent à 86 dollars le baril cette année, en forte hausse par rapport aux 69 dollars de 2025. Ces prévisions reposent sur l’hypothèse que les perturbations les plus aiguës liées à la guerre en Iran prendront fin en mai et que le trafic maritime dans le détroit d’Ormuz reviendra progressivement aux niveaux d’avant-guerre d’ici la fin de 2026. Pour l’industrie européenne — qui fonctionne déjà avec des coûts énergétiques structurellement plus élevés que ses concurrents américains ou asiatiques — la question est de savoir si la base industrielle du Continent peut absorber un choc de cette ampleur sur la durée et en ressortir compétitive.
L’ampleur du choc
Le détroit d’Ormuz assure, dans des conditions normales, environ 27 % du commerce maritime de pétrole brut et quelque 20 % du commerce mondial de GNL. Selon l’analyse de la Banque mondiale, les attaques contre les infrastructures énergétiques et les perturbations du trafic maritime dans le détroit ont déclenché le plus important choc d’approvisionnement pétrolier jamais enregistré, avec une réduction initiale de l’offre mondiale de pétrole d’environ 10 millions de barils par jour. Le cours du Brent, proche de 72 dollars le baril fin février, a bondi au-dessus de 84 dollars début mars, et bien qu’il se soit quelque peu modéré, il restait mi-avril supérieur de plus de 50 % à son niveau de début d’année.
Le directeur exécutif de l’AIE a qualifié la situation de « plus grande perturbation de l’approvisionnement de l’histoire du marché pétrolier mondial » et de « plus grand défi pour la sécurité énergétique mondiale » auquel l’agence ait été confrontée. Quelle que soit l’évolution finale des opérations militaires dans le Golfe persique, le constat structurel demeure : un point de passage unique peut produire un choc de prix de dimensions historiques, et l’Union européenne — malgré tous ses efforts de diversification depuis 2022 — reste exposée.
L’asymétrie avec l’Amérique du Nord
Les implications concurrentielles pour l’industrie européenne sont les plus marquées dans les secteurs où les coûts énergétiques représentent une part importante des coûts totaux de production et où les concurrents mondiaux opèrent sur des marchés énergétiques fondamentalement différents. Le marché nord-américain du gaz naturel, approvisionné par la production nationale de gaz de schiste et largement isolé de la dynamique du GNL asiatique, a continué d’afficher des prix Henry Hub dans la fourchette de 3 à 4 dollars par MMBtu, tandis que les prix européens TTF se sont négociés nettement au-dessus de 13 à 15 dollars par MMBtu pendant la majeure partie de la crise. Le différentiel qui en résulte dans les coûts du gaz industriel constitue l’écart soutenu le plus important jamais enregistré entre les deux indices de référence régionaux.
Pour les industries à forte intensité énergétique — pétrochimie, engrais, aluminium primaire, verre, céramique — cet écart n’est pas un désagrément temporaire. Il modifie les équilibres économiques des investissements. Les nouvelles capacités pétrochimiques sont désormais construites de manière écrasante dans le Golfe, aux États-Unis et en Asie. La production d’engrais, autrefois répartie dans le cœur industriel européen, s’est consolidée dans un nombre plus restreint d’installations intégrées, le reste de la demande étant satisfait par les importations. Le risque n’est pas que l’industrie européenne disparaisse du jour au lendemain ; c’est que, décision après décision, l’investissement marginal se fasse ailleurs.
Ce que la Commission européenne peut — et ne peut pas — faire
La réponse politique de la Commission européenne s’articule sur plusieurs fronts. Le Plan d’action pour une énergie abordable, annoncé en février 2025 et désormais en phase de mise en œuvre, vise à réduire les prix de l’électricité industrielle par l’investissement dans les réseaux, l’accélération des autorisations pour les énergies renouvelables et un cadre d’aides d’État plus flexible. Le Pacte industriel propre, adopté plus tôt cette année, fournit un ensemble horizontal de mesures de décarbonation et de compétitivité. L’assouplissement de l’objectif de stockage de gaz de 90 % à 80 % pour la saison hivernale 2026 constitue un ajustement tactique aux conditions actuelles du marché. Et les travaux sur un marché européen de l’hydrogène — encore à leurs débuts — visent à apporter une réponse à plus long terme à la dépendance aux importations d’énergies fossiles.
Aucun de ces instruments ne neutralisera l’impact concurrentiel immédiat d’un Brent à 86 dollars et de l’élévation correspondante des prix du gaz. Ce sont, au mieux, des palliatifs. L’évaluation honnête est que la base industrielle européenne se trouve désormais dans une période d’ajustement structurel accéléré. Les décisions prises en 2026 — sur la défense commerciale, sur les infrastructures énergétiques, sur les aides d’État à l’industrie, sur la vitesse et les modalités de la décarbonation — détermineront la configuration de la carte industrielle qui émergera de ce choc.
La leçon plus générale
S’il y a une seule conclusion éditoriale à tirer des événements des trois derniers mois, c’est celle-ci : un modèle économique qui repose sur une énergie externe bon marché n’est plus compatible avec l’environnement sécuritaire dans lequel l’Union européenne évolue. La leçon du choc gazier russe de 2022-2023 a été renforcée, et non atténuée, par la guerre en Iran. La réponse sérieuse ne consiste pas à attendre que les prix se stabilisent et à reprendre les habitudes antérieures. Elle consiste à accepter que la structure de coûts de l’industrie européenne doive être reconstruite autour de l’autonomie énergétique, et à utiliser la pression actuelle pour accélérer les investissements que cela exige.
Sources : Perspectives des marchés de matières premières de la Banque mondiale, avril 2026 ; analyse de l’AIE sur le Moyen-Orient et les marchés énergétiques mondiaux ; Bruegel ; Center on Global Energy Policy at Columbia University.
