La directive de Donald Trump du 8 juillet visant à suspendre les échanges commerciaux avec l’Espagne ne s’est pas encore transformée en embargo énergétique, mais Madrid ne peut plus considérer cet avertissement comme une simple mise en scène politique. Il s’agissait de la deuxième menace de ce type depuis mars 2026, cette fois transmise directement au secrétaire au Trésor Scott Bessent après que l’Espagne a refusé de consacrer 5 % de son PIB aux dépenses de défense et a refusé de soutenir les opérations militaires américaines contre l’Iran. Washington examinerait désormais les produits susceptibles d’être visés, alors même que la réglementation douanière de l’UE interdit d’isoler un seul État membre de la politique commerciale commune du bloc.

Au cours des deux dernières années, y compris pendant la crise du Moyen-Orient, l’Espagne a accru de façon continue sa dépendance énergétique à l’égard du pays même qui menace aujourd’hui d’armer le commerce contre elle. Cette évolution reflète une tendance européenne plus large : après l’invasion de l’Ukraine par la Russie en 2022, qui a fait s’effondrer des décennies de dépendance aux gazoducs russes, les États membres de l’UE se sont fortement tournés vers le GNL américain, ce qui a contribué à faire des États-Unis le premier exportateur mondial de GNL en 2023.

Pétrole brut : une exposition diversifiée, mais pas indolore

La vulnérabilité apparaît d’abord dans le pétrole brut. En 2025, les États-Unis ont fourni à l’Espagne en moyenne environ 250 000 barils/jour (b/j), principalement du WTI Midland, sur un total d’importations de 1,2 million b/j. Les États-Unis alternent récemment avec le Mexique comme premier fournisseur de brut de l’Espagne. Le panier de brut espagnol reste relativement diversifié, avec des volumes importants provenant aussi du Brésil, du Nigeria, de la Libye et du Kazakhstan, ce qui rend peu probable une pénurie totale ; toutefois, la perte des barils américains n’en serait pas moins coûteuse.

Lorsque la fermeture effective du détroit d’Ormuz a perturbé les flux commerciaux du Moyen-Orient, les importations de brut de l’Espagne ont bondi de 15,8 % sur un an en avril. Cette perturbation a provoqué une pénurie de produits raffinés sur les marchés européens, faisant grimper les marges de craquage des produits à des niveaux inédits depuis des décennies et poussant les raffineries espagnoles à fonctionner à plein régime. En juin, les importations atteignaient environ 1,25 million b/j, contre 1,07 million b/j un an plus tôt. L’Espagne a été relativement épargnée : à l’exception de l’Irak — qui tournait à près de 100 000 b/j mais a pratiquement disparu du panier d’importation en avril — son exposition aux barils du Moyen-Orient était limitée. Les arrivages de CPC Blend kazakh ont été multipliés par quatre pour atteindre environ 140 000 b/j, tandis que l’approvisionnement mexicain est passé de 90 000 b/j à 155 000 b/j.

Dans ce contexte, le brut américain est devenu une pierre angulaire de la stratégie d’approvisionnement de l’Espagne : abondant, géographiquement accessible et indexé sur le WTI plutôt que sur la référence moyen-orientale distordue.

Repsol : premier acheteur de brut américain

Parmi les raffineurs espagnols, Repsol est l’acheteur dominant de brut américain. L’entreprise exploite cinq raffineries en Espagne, avec une capacité de distillation d’environ 896 000 b/j, soit environ 62 % du total national. Les données de suivi maritime identifient Repsol comme le principal importateur de brut américain en Espagne : les barils sont achetés aux États-Unis puis livrés directement à ses propres installations. Le WTI Midland domine ces flux car sa qualité légère et douce est facile à traiter.

Repsol a aussi importé du Canadian Cold Lake Blend lourd et soufré, expédié via des terminaux du golfe des États-Unis, ainsi que du Southern Green Canyon, un brut américain de soufre moyen, pour ses raffineries plus complexes de Cartagena et de Petronor. Dans ces installations, les barils légers de WTI sont équilibrés par des chargements canadiens et américains plus lourds. Toute perturbation de l’approvisionnement américain obligerait donc à trouver une combinaison précise de bruts légers et doux, et de bruts lourds soufrés à prix réduit, en fonction de la configuration de chaque raffinerie.

L’Espagne pourrait remplacer ces volumes, mais probablement à un coût plus élevé. Accroître les importations de CPC Blend renforcerait l’exposition au corridor russe d’exportation de la mer Noire. L’approvisionnement mexicain est limité par la baisse de production des gisements matures et par les besoins croissants des raffineries domestiques, le gouvernement mexicain ayant donné la priorité aux raffineries nationales par rapport aux acheteurs étrangers. Les substituts les plus simples seraient donc des qualités d’Afrique de l’Ouest ou du Brésil, le brut brésilien étant particulièrement attractif pour les raffineurs du bassin de l’Atlantique en raison d’une disponibilité croissante liée à des découvertes récentes et d’une distance maritime relativement courte jusqu’à l’Espagne.

Gaz naturel : le point faible stratégique

Le gaz naturel représente la vulnérabilité la plus stratégique de l’Espagne. Le GNL américain a assuré environ 30 % des importations totales de gaz de l’Espagne en 2025 — presque le double de sa part de 2024 — et représentait encore 29 % au premier semestre 2026, juste derrière les exportations par gazoduc de l’Algérie, dont la part tournait autour de 40 %. À la différence des cargaisons de Yamal liées au contrat russe de long terme de Naturgy, l’offre américaine combine des contrats d’enlèvement à long terme avec des cargaisons flexibles de portefeuille et au comptant qui se déplacent selon les prix relatifs. Cette flexibilité a aidé l’Espagne pendant les mois de crise de mars à juin, mais elle signifie aussi que les cargaisons peuvent être redirigées vers l’Asie dès lors que le JKM offre un netback plus élevé.

Jusqu’à présent, le GNL russe a constitué un tampon supplémentaire. Le contrat Yamal de Naturgy, signé en 2013, comprend des engagements take-or-pay de 3,2 bcm/an jusqu’en 2041, et les réceptions espagnoles de gaz russe ont bondi pendant la crise de 2026. La Russie a fourni 21 % du gaz espagnol en juin, mais cette option disparaîtra le 1er janvier 2027, lorsque l’interdiction totale du GNL russe par l’UE entrera en vigueur. Naturgy fait face à 10,95 milliards d’euros d’engagements d’achat russes restants et pourrait devoir invoquer la force majeure.

Le mois de juin illustre à la fois la stratégie espagnole de réduction des risques et ses limites. Les importations totales de gaz ont atteint environ 2,45 bcm, tandis que la demande intérieure s’élevait à 2,26 bcm. Le GNL a représenté 51 % de l’offre, tandis que le gazoduc est monté à près de 49 % de l’approvisionnement, contre 31 % un an plus tôt. L’Algérie a livré 0,94 bcm, principalement via le gazoduc Medgaz.

Extension des gazoducs et limites d’infrastructure

L’Espagne cherche à renforcer son tampon via les gazoducs. Madrid et Alger ont commencé en mars à discuter d’une hausse potentielle allant jusqu’à 10 % des livraisons de Medgaz, tandis que Naturgy a indiqué en juillet qu’une capacité annuelle supplémentaire de 0,6 à 1 bcm pourrait être ajoutée avant l’hiver. La capacité actuelle du gazoduc, de 10 bcm/an, a été obtenue en augmentant la pression grâce à une compression additionnelle, mais toute extension supplémentaire est limitée par le diamètre physique du pipeline. L’Algérie peut donc offrir une plus grande sécurité contractuelle, mais elle ne peut pas remplacer rapidement l’ensemble de l’exposition espagnole au GNL américain sans compression supplémentaire, accroissement de l’offre en amont et améliorations plus larges des infrastructures.

Les six terminaux de regazéification de GNL en activité en Espagne — parmi les plus vastes réseaux de ce type en Europe — lui donnent plus de flexibilité que nombre de ses voisins pour recevoir des cargaisons de presque toutes les régions productrices. Toutefois, l’interconnexion limitée des gazoducs avec la France à travers les Pyrénées, longtemps un goulot d’étranglement structurel de la péninsule Ibérique, signifie que l’Espagne ne peut ni partager facilement son excédent de gaz avec le marché européen au sens large, ni en importer en sens inverse lorsque cela est nécessaire.

Réduire la dépendance au gaz dans la production d’électricité renforcerait la sécurité énergétique. La production renouvelable a augmenté de 12 % en juin et a fourni 58,4 % de l’électricité, tandis que les centrales à cycle combiné ont encore produit 15,7 %. Le gaz est progressivement écarté de la production de base, mais il reste un appui essentiel lorsque l’éolien, le solaire, l’hydraulique ou les interconnexions sont insuffisants, ce qui rend peu probable sa disparition totale du mix énergétique du pays.

Cap sur 2027

L’expiration imminente des cargaisons de GNL russe au début de 2027 modifie le calcul stratégique derrière la menace commerciale de Trump. Sur le marché du brut, l’Espagne peut réorienter ses flux et absorber des marges de raffinage plus faibles. Sur le gaz, l’élimination du GNL russe laisse Madrid arbitrer entre un gazoduc algérien presque saturé et un fournisseur américain qui assure déjà près d’un tiers des importations.

La vaste infrastructure espagnole de regazéification la protège d’une coupure physique de l’approvisionnement, mais les terminaux ne créent pas de cargaisons à eux seuls. Si Washington transforme la pression politique en restrictions à l’exportation — ou si les vendeurs américains redirigent simplement leurs volumes flexibles vers des acheteurs asiatiques mieux payants — l’Espagne devrait surenchérir face à des concurrents pour du GNL nigérian, qatari (s’il devient enfin disponible) ou d’autres cargaisons atlantiques, tout en demandant à l’Algérie de pousser Medgaz au-delà de ses limites opérationnelles actuelles.

Le risque immédiat n’est pas l’épuisement des stocks. Le risque est plutôt que l’Espagne aborde 2027 avec moins d’options d’approvisionnement, des coûts de remplacement plus élevés et une administration américaine de plus en plus encline à considérer l’accès à l’énergie comme un levier dans une négociation politique plus large — négociation dans laquelle la politique commerciale collective de l’UE, et non celle de l’Espagne seule, pourrait au final déterminer jusqu’où Washington est prêt à aller.

Par Natalia Katona pour Oilprice.com

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