Le marché du pétrole a retrouvé son mois d'avril — sauf que, cette fois, la denrée rare est le navire, et non le brut.

Tel est l'argument central d'une note de recherche de JPMorgan datée du 9 octobre, qui constate que les prix du brut livré — le coût rendu d'un baril, fret compris — sont remontés à leurs sommets du printemps. Dans le même temps, les marges de raffinage européennes — l'écart entre la valeur des produits raffinés et le coût du brut en entrée — sont repassées en territoire négatif, un niveau auquel le raffinage devient déficitaire et où le risque de réduction de l'activité des raffineries augmente. Pourtant, la banque estime que le goulot d'étranglement de cet épisode tient à la capacité de transport maritime plutôt qu'à un manque de brut : contrairement à la pénurie de pétrole d'avril, la tension d'octobre provient du coût et de la difficulté de le transporter.

Cette pression remonte à septembre, lorsque les producteurs du Moyen-Orient ont intensifié leurs expéditions par le détroit d'Ormuz, ce point de passage stratégique à l'entrée du golfe Persique. Les flux sont passés d'environ 7,5 millions de barils par jour (mbd) en juillet et août à environ 12 millions en septembre, attirant une part croissante de la flotte mondiale de pétroliers dans la région et absorbant une grande partie de la capacité disponible du marché. En septembre, plus de quatre VLCC sur cinq dans le monde — la plus grande catégorie de pétroliers, chacun pouvant transporter environ 2 millions de barils — étaient en service actif, ne laissant que très peu de capacité inutilisée.

Selon JPMorgan, le problème ne réside pas seulement dans le nombre de navires existants, mais dans leur productivité d'utilisation. De plus en plus de navires sont immobilisés dans des transferts de navire à navire (STS), opération consistant à transférer le chargement entre pétroliers en mer — un processus qui peut occuper un navire jusqu'à 10 jours. D'autres empruntent des routes plus longues pour éviter les eaux à plus haut risque. Ces deux pratiques allongent les voyages et réduisent le nombre de chargements que chaque pétrolier peut réaliser, de sorte que davantage de navires sont nécessaires pour transporter le même volume de pétrole. Il en résulte que l'offre effective de tonnage se réduit alors même que la flotte nominale demeure inchangée.

Les sanctions compliquent encore la situation. Environ 125 VLCC iraniens — soit près de 13 % de la flotte mondiale — sont de fait exclus du marché conventionnel par les mesures américaines, beaucoup étant à l'ancre ou en dérive dans le Golfe ou au large du Sri Lanka et de la Malaisie.

La banque estime que le transport du brut du Moyen-Orient, hors Iran, nécessite désormais 35 VLCC, 13 Suezmax de taille intermédiaire — les plus grands pétroliers pouvant traverser le canal de Suez pleinement chargés — et 10 Aframax plus petits, une catégorie de taille moyenne souvent utilisée sur des routes régionales plus courtes, de plus que la moyenne de 2025. À mesure que la région absorbe une plus grande partie de la flotte l'emploi des VLCC ailleurs a diminué de 16 navires, et la demande s'est reportée sur les classes de navires plus petits dans le monde entier.

Les producteurs du bassin atlantique — ceux qui expédient depuis les Amériques, l'Europe et l'Afrique de l'Ouest — s'adaptent en recourant à des navires plus petits, le chargement d'un VLCC équivalant approximativement à deux Suezmax ou trois Aframax. Hors du Moyen-Orient, l'emploi des Aframax a augmenté d'environ 140 navires, soit 23 %, par rapport à la moyenne de 2025, tandis que l'emploi des Suezmax a progressé d'environ 50 navires, soit 11 %. JPMorgan conclut que ce qui a commencé comme une pénurie régionale de VLCC s'est transformé en un resserrement généralisé de la flotte mondiale de pétroliers.

Pour le pétrole, la note décrit un marché où c'est le coût de la livraison, plutôt que le baril lui-même, qui fixe le prix marginal. Cela peut creuser l'écart entre les contrats à terme de référence et ce que les raffineurs paient réellement, et cela tend à récompenser l'exposition aux taux de fret plus directement que le brut lui-même. Les marges de raffinage européennes négatives accroissent le risque de réduction d'activité, ce qui diminuerait la demande de brut et pourrait plafonner les prix de référence même si les coûts livrés restent élevés. Les qualités du bassin atlantique transportées sur des navires plus petits supportent un fret plus élevé au baril — un frein possible à leur compétitivité sur les marchés éloignés.

Ce qui distingue cet épisode, note la banque, c'est que davantage de brut à lui seul ne le résorberait pas : des exportations supplémentaires sans navires supplémentaires pourraient aggraver la tension. Le rythme des flux à travers Ormuz, les taux de fret pour les classes de pétroliers plus petits et toute évolution de la pression américaine sur le transport maritime iranien décideront probablement de la durée de ce second avril par rapport au premier.

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