La dernière route d’exportation du brut saoudien vers l’Asie paraît contre-intuitive sur n’importe quelle carte. Le pétrole se déplace vers l’ouest à travers le royaume jusqu’à Yanbu, sur la mer Rouge, remonte la mer Rouge jusqu’à l’Égypte, traverse le pipeline SUMED d’Ain Sokhna à Sidi Kerir, sur la côte méditerranéenne, puis repart vers l’ouest à travers la Méditerranée avant que les tankers ne contournent le cap de Bonne-Espérance et ne traversent l’océan Indien en direction des acheteurs asiatiques. Un brut géographiquement proche de l’Asie parcourt ainsi des milliers de kilomètres dans la direction opposée avant d’atteindre sa destination.

Selon des informations sectorielles, ce détour ajoute environ 5 $ par baril une fois intégrés les coûts supplémentaires de fret, de carburant, d’assurance et de pipeline. Pour une cargaison standard de deux millions de barils, le surcoût approche 10 millions de dollars. Saudi Aramco évalue donc un mécanisme de tarification distinct pour le brut chargé au port méditerranéen égyptien de Sidi Kerir, car son official selling price (OSP) asiatique habituel ne reflète plus correctement la logistique impliquée.

La conclusion superficielle est que l’évitement du détroit d’Ormuz a structurellement renchéri le pétrole saoudien. C’est exact, mais cela passe à côté de l’essentiel : la prime de 5 $ ne représente pas seulement le coût d’une perturbation, mais le prix à payer pour conserver des alternatives viables lorsque deux des principaux goulets d’étranglement maritimes du monde ne peuvent plus être considérés comme durablement disponibles.

Deux goulets d’étranglement, une seule route de secours

La première ligne de défense de l’Arabie saoudite contre une perturbation dans le détroit d’Ormuz est son East-West Pipeline, qui transporte le brut depuis les zones de production situées à l’est du pays jusqu’à Yanbu, sur la mer Rouge, en contournant complètement Ormuz. Ce système a démontré son utilité stratégique : Aramco a indiqué avoir porté le pipeline à sa capacité maximale de 7 millions de barils par jour au cours du premier trimestre 2026. Environ 2 millions de barils par jour approvisionnent les raffineries occidentales, laissant une capacité d’exportation d’environ 5 millions de barils par jour.

Cette capacité sur deux façades donne à l’Arabie saoudite un avantage structurel sur les autres producteurs du Golfe. Le Koweït et l’Irak ne disposent pas de pipelines terrestres comparables pour contourner Ormuz, ce qui rend leurs volumes d’exportation plus exposés à toute fermeture du détroit. Les Émirats arabes unis exploitent le pipeline Habshan–Fujairah, qui achemine le brut vers le golfe d’Oman puis contourne Ormuz, mais sa capacité d’environ 1,5 million de barils par jour n’est qu’une fraction du système saoudien est-ouest. Aucun autre producteur de la région ne peut réacheminer le brut à une échelle comparable.

Acheminer le pétrole vers Yanbu ne résout toutefois que le premier défi géographique. Les acheteurs asiatiques transporteraient normalement ces cargaisons vers le sud à travers la mer Rouge et sortiraient par le détroit de Bab el-Mandeb. Les menaces et attaques des Houthis ont également rendu ce passage peu fiable.

Contrairement à certaines descriptions virales, la solution actuelle n’évite pas totalement la mer Rouge. Elle utilise la partie nord de la mer Rouge entre Yanbu et Ain Sokhna, mais évite le passage de Bab el-Mandeb, exposé aux Houthis, en transitant par l’Égypte puis en entrant en Méditerranée. De là, les navires doivent sortir par le détroit de Gibraltar, contourner l’Afrique via le cap de Bonne-Espérance et traverser l’océan Indien pour atteindre les marchés asiatiques.

Le pipeline SUMED lui-même a été construit comme un actif de secours. Sa construction a commencé dans les années 1970 après la fermeture du canal de Suez pendant huit ans à la suite de la guerre arabo-israélienne de 1967, interrompant la liaison maritime directe entre la mer Rouge et la Méditerranée. Son rôle actuel — transporter le brut saoudien et celui d’autres pays du Golfe autour d’une autre fermeture plus au sud — montre comment une infrastructure conçue pour une perturbation peut être réaffectée à une autre.

Reuters a calculé que le trajet vers l’Asie peut passer d’environ 19 jours à 48 jours. Les coûts de carburant pour un seul tanker peuvent augmenter d’environ 1,26 million de dollars à 2,87 millions de dollars, avant même d’ajouter près de 1 million de dollars de frais de canal de Suez. Les très grands transporteurs de brut entièrement chargés (VLCC) peuvent également devoir décharger une partie de leur cargaison dans le pipeline SUMED avant de franchir le canal, puis la recharger à Sidi Kerir.

Rien de tout cela n’est efficient. Mais la bonne comparaison n’est pas l’ancienne route fonctionnant dans des conditions normales ; c’est une cargaison retardée face à l’absence totale de cargaison.

La prime de 5 $ comme assurance

Les marchés pétroliers ont l’habitude d’évaluer l’efficacité des infrastructures en centimes par baril. Dans des conditions stables, ce cadre est rationnel : les producteurs se concurrencent sur les coûts de transport, la qualité du brut et les marges de raffinage, tandis que les acheteurs optimisent agressivement les routes maritimes.

La résilience géopolitique obéit toutefois à une logique économique fondamentalement différente.

Un supplément de 5 $ sur un baril à 85 $ représente une hausse de coût significative, mais elle reste modeste par rapport aux envolées de prix, aux pénuries pour les raffineries et aux pertes de recettes d’exportation qu’entraînerait une interruption majeure de l’approvisionnement. Lors de la récente perturbation, les exportations saoudiennes ont chuté d’environ 2,4 millions de barils par jour en glissement annuel, tandis que les exportations du Golfe au sens large sont tombées à seulement 36 % de leurs niveaux d’avant-guerre.

Surtout, les risques ne disparaissent pas dès que les deux détroits rouvrent officiellement.

L’Iran n’a pas besoin de fermer durablement Ormuz pour influencer le trafic maritime ; des mines, des attaques de drones, des saisies de navires ou même des menaces crédibles peuvent faire grimper les primes d’assurance et inciter les armateurs à patienter. Les Houthis ont démontré une capacité comparable à perturber le trafic en mer Rouge avec des armes relativement peu coûteuses. Un goulet d’étranglement rouvert n’est donc pas synonyme d’un goulet d’étranglement fiable.

Cette distinction change la manière de valoriser le détour. L’itinéraire alternatif joue un rôle analogue à une capacité de production de secours dans un réseau électrique ou à un fournisseur secondaire dans une chaîne d’approvisionnement industrielle : il paraît coûteux lorsque tout fonctionne normalement, mais sa valeur devient évidente lorsque l’itinéraire principal tombe en panne. La leçon dépasse d’ailleurs le Golfe. La perturbation des flux de gaz et de pétrole en Europe à la suite du conflit Russie-Ukraine a montré à quelle vitesse des corridors énergétiques établis peuvent être coupés, et combien l’absence d’infrastructures de repli devient coûteuse lorsqu’elles sont le plus nécessaires.

L’Arabie saoudite a mieux préservé ce type d’optionnalité que nombre d’autres producteurs. Malgré une forte perturbation régionale, Aramco a signalé une fiabilité d’approvisionnement de 98,4 % au deuxième trimestre, soutenue par l’East-West Pipeline, les capacités de stockage, des terminaux alternatifs et son réseau logistique international. La prime de 5 $ fait partie du coût nécessaire pour maintenir ce niveau.

La redondance devient un élément tarifé

Une évolution importante est qu’Aramco pourrait désormais avoir besoin de formules de prix distinctes pour un même brut, selon son point de chargement et son itinéraire de livraison. Les official selling prices — les différentiels mensuels appliqués par les producteurs par rapport aux références régionales de brut — reflètent généralement la qualité du grade, les conditions de marché et la destination. Une formule spécifique pour Sidi Kerir intégrerait explicitement la résilience logistique dans le prix du baril.

Cela ne serait pas nécessairement permanent pour chaque cargaison. Si Ormuz et Bab el-Mandeb redevenaient durablement navigables, l’itinéraire le plus long perdrait sa justification commerciale, car les raffineurs asiatiques ne paieraient pas volontairement des millions de dollars supplémentaires pour un voyage inutile. L’infrastructure ne doit cependant pas être considérée comme obsolète dès que la navigation normale reprend. L’Arabie saoudite envisage déjà d’augmenter la capacité de son pipeline est-ouest jusqu’à 2 millions de barils par jour. Yanbu est repositionné d’une sortie secondaire vers un hub d’exportation stratégique, tandis que SUMED, le canal de Suez, les capacités de stockage méditerranéennes et des arrangements flexibles avec les tankers apportent d’autres niveaux d’optionnalité.

La leçon de 2026 est que dépendre d’un seul itinéraire efficient peut coûter plus cher que de maintenir plusieurs itinéraires imparfaits.

Cette réalité influencera les décisions d’investissement bien au-delà de l’Arabie saoudite. Les pipelines, terminaux et actifs de stockage autrefois jugés sous-utilisés pourraient bénéficier d’une prime de résilience. Les acheteurs pourraient accepter des coûts plus élevés pour des contrats d’approvisionnement offrant une véritable flexibilité d’itinéraire. Les assureurs et les prêteurs distingueront de plus en plus les producteurs dotés d’une infrastructure de repli de ceux dont les exportations dépendent d’une seule voie maritime exposée.

Il en résulte un coût logistique structurel plus élevé pour certains barils, même si les prix de référence du brut baissent.

Les limites de la logistique

Il existe toutefois un risque à trop célébrer la résilience.

L’Arabie saoudite peut investir des milliards pour rendre ses exportations de pétrole plus difficiles à perturber, mais elle ne peut pas rendre la demande mondiale de pétrole permanente. Les véhicules électriques, les gains d’efficacité, les carburants alternatifs et les politiques climatiques éroderont progressivement la croissance de la demande. Le royaume a, à terme, besoin de modèles économiques qui ne reposent pas sur l’exportation de volumes toujours plus importants de brut.

Riyad en a conscience. Selon son rapport annuel Vision 2030, les activités non pétrolières représentaient 55 % du PIB réel en 2025, tandis que les recettes publiques non pétrolières avaient fortement augmenté depuis 2016. Les investissements dans le tourisme, la logistique, les mines, l’industrie manufacturière, la technologie et les énergies renouvelables visent à réduire la dépendance de l’économie au pétrole.

Il ne faut pas confondre ces chiffres avec une diversification achevée. Le pétrole reste central pour les recettes d’exportation, la capacité budgétaire et le financement de nombreux investissements hors pétrole. Certains projets phares sont coûteux, et transformer des dépenses pilotées par l’État en activité privée auto-entretenue demeure difficile.

Mais il ne s’agit pas d’un choix binaire.

L’Arabie saoudite doit protéger les revenus pétroliers qu’elle continue de générer tout en utilisant ces revenus pour bâtir une économie qui en aura finalement moins besoin. Une infrastructure d’exportation plus flexible sert le premier objectif ; Vision 2030 doit permettre le second.

La route du Cap peut ajouter 5 $ par baril. C’est le coût visible.

La valeur moins visible est que l’Arabie saoudite peut toujours vendre son baril lorsque les itinéraires les plus courts deviennent inutilisables. Dans un marché pétrolier de plus en plus façonné par les drones, les missiles et les goulets d’étranglement maritimes, la redondance n’est plus une infrastructure gaspillée.

Elle fait partie du produit.

Par Leon Stiller pour Oilprice.com

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