Par Aurélien Jean, membre des Jeunes CRSI
« Drill, baby, drill » : la formule que Donald Trump a fait sienne, jusqu’à en faire le mantra de sa politique énergétique, n’est pas qu’un slogan de campagne à destination d’un public aux idées simplistes. Elle dit quelque chose de profond sur les États-Unis — un pays où le pétrole est simultanément un marqueur culturel, un symbole de puissance nationale et un instrument de politique étrangère. L’or noir semble y occuper une représentation assez indissociable aux yeux de l’extérieur, au même titre que la population en obésité chronique ou que la dépendance pathologique aux armes à feu. Elle induit une certaine idée de la liberté de consommer et de produire, et transmet la conviction, viscérale, que l’abondance énergétique est consubstantielle à la grandeur américaine – bien sûr, ne parlez pas de climat.
Il faut pourtant immédiatement nuancer. Contrairement aux pétromonarchies du Golfe ou à la Russie en temps de guerre, pour qui l’hydrocarbure est littéralement la colonne vertébrale de l’économie nationale et l’un sinon le principal vecteur de projection géopolitique, les States n’ont pas un besoin structurel vital d’ex- porter leur pétrole pour maintenir leur modèle économique à flot ni même le développer outre mesure. Ils en produisent certes en quantités considérables — premier producteur mondial avec 13,6 millions de barils par jour en 2025, soit 40 % de plus que la Russie et l’Arabie saoudite réunies — mais ils en consomment également une part massive. Ce qui distingue Washington d’Abou Dhabi ou de Riyad, c’est que l’or noir n’y est pas une rente existentielle, mais une arme et un marqueur parmi d’autres dans une puissance économique diversifiée et fortement innovante sur les technologies d’avenir. Cela donne aux États-Unis une liberté de manœuvre que n’ont pas les exportateurs monoressource — et une tentation, souvent cédée, d’utiliser cette position comme levier commercial ou géopolitique. Ceci sans évoquer d’autres producteurs potentiels en crise continue mais au trésor intact, Venezuela entre autres.
Cette réalité contraste avec la vulnérabilité symétrique de l’Europe, qui ne produit quasiment rien (Norvège et Royaume-Uni exceptés) mais consomme énormément. La géographie du pétrole — son extraction, son transit, son raffinage et sa distribution — ne paraît jamais plus essentielle qu’au moment d’une crise, là où tous les projecteurs se braquent sur une denrée pour laquelle seule l’augmentation du prix semble justifier de s’y intéresser. Et, sinistre actualité faisant, les années 2020 ont de ce point de vue un amer goût des années 1970 — la mode des tapisseries à fleurs en moins. Du conflit en Ukraine à la fermeture du détroit d’Ormuz, des Houthis du Yémen aux soubresauts politiques des pays producteurs, le continent européen a accumulé en quelques années une série de chocs qui révèlent, sans équivoque, l’ampleur d’une dépendance longtemps conscientisée mais minimisée ou – en tout cas – un peu mise à l’écart pour des raisons aussi variées qu’hypocrites.
L’objectif de cette note est de tracer quelques grandes tendances sur un sujet qui, au contraire du stock de réserves prouvées, semble lui inépuisable : qui produit le pétrole, comment il se transporte et comment son prix se fixe — et qu’est-ce que cela signifie pour la France et l’Europe.
I – Le pétrole : ceux qui l’extraient
A – Sommaire géographie des producteurs : tout le monde n’est pas égal face à la géologie
La production pétrolière mondiale est extraordinairement concentrée. En 2025, cinq pays représentaient à eux seuls environ la moitié de la production mondiale : les États-Unis, la Russie, l’Arabie saoudite, le Canada et l’Irak. Le top dix — auquel s’ajoutent la Chine, les Émirats arabes unis, l’Iran, le Brésil et le Koweït — concentrait plus de 72 % de l’offre globale. Le reste était réparti entre des dizaines de producteurs secondaires dont l’influence individuelle sur le marché reste marginale. Dans la liste qui précède, certains noms semblent logiques, d’autres plus surprenants. Le Brésil dispose en effet, avec ses gisements aux larges des côtes du nord et du sud-est et de sa compagnie nationale Petrobras, de quoi produire pour de nombreuses années encore (et corrompre des politiciens ?). En outre, les sables bitumineux de l’Alberta, les ressources au large de Terre-Neuve ou encore celles de la Saskatchewan confèrent à Ottawa l’une des plus importantes réserves du monde. Quant à la Chine enfin, ce n’est spontanément pas le pays auquel l’on pense en premier, notamment en raison de l’importance vitale des importations de brut pour son économie. Pourtant, des gisements au Xinjiang et dans d’autres provinces permettent de fournir plus de quatre millions de barils par jour – ce qui ne représente qu’un quart de sa consommation et ne saurait suffire à combler les besoins. Pékin peut toutefois agir sur les marchés, notamment au travers de ses vastes réserves (estimées à plus d’un milliard de barils) et, plus généralement, grâce à son rôle de pilier de la production industrielle mondiale.
Cette concentration géographique de l’extraction obéit d’abord à une logique géologique, que rien de politique ne peut modifier – à moins de s’appeler Nicolas Maduro et de vouloir annexer les deux-tiers du terri- toire de son voisin (région de l’Essequibo, au Guyana). Les réserves d’hydrocarbures se forment là où les conditions sédimentaires et thermiques l’ont permis, via des processus étalés sur des millions d’années. Le Moyen-Orient, qui concentre environ la moitié des réserves conventionnelles prouvées de la planète, en est l’illustration la plus frappante : l’Arabie saoudite, l’Irak, l’Iran, les Émirats arabes unis et le Koweït forment un ensemble géologique sans équivalent qui, en 2025, fournissait environ 32 % de la production mondiale.
Mais la géologie ne suffit pas. Il faut aussi les investissements, les technologies et la stabilité institutionnelle pour extraire et commercialiser le brut à grande échelle. C’est ce qui explique que des pays dotés de réserves significatives — comme le Venezuela ou la Libye — produisent bien en deçà de leur potentiel théorique, parfois faute de cadre politique stable et ouvert aux investissements étrangers et bien souvent faute d’investissements adéquats y compris par les acteurs nationaux (PVDSA à Caracas). À l’inverse, les États-Unis ont révolutionné le marché pétrolier mondial dans les années 2010 grâce à la technique de fracturation hydraulique (le fameux « fracking »), qui a permis d’exploiter des gisements de pétrole de schiste réputés jusqu’alors inexploitables à des coûts rentables. Résultat : une production américaine qui a quasiment doublé en quinze ans, transformant un importateur structurel en premier producteur mondial — et plaçant le tout dans la longue tradition commerciale pétrolière américaine, qui n’a d’ailleurs pas manqué de saisir au bond les opportunités ouvertes au Venezuela. Il ne faut bien sûr pas trop s’attarder sur les conséquences environnementales et écologiques d’un tel procédé, qui explique d’ailleurs la levée de boucliers dans de nombreux pays dès lors qu’il est évoqué la possibilité de faire la même chose.
À l’inverse, certains producteurs émergents ont modifié discrètement mais significativement le paysage ces dernières années. Le Guyana, qui n’existait pas dans les statistiques il y a une décennie, produit désormais plus de 750 000 barils par jour grâce à des gisements offshore découverts au large de ses côtes. Le Brésil, via ses vastes champs pré-sel en eau profonde, a atteint 3,8 millions de barils par jour en 2025 et continue de progresser. La Norvège, producteur majeur de la mer du Nord depuis les années 1970, maintient une production significative, avec la particularité d’avoir construit autour de ses revenus pétroliers l’un des fonds souverains les plus importants et diversifiés du monde — une leçon de bonne gestion de la rente, raisonnée et démocratique, que peu ont suivie avec autant de rigueur (voire, ont suivie tout court).
En termes de réserves prouvées — c’est-à-dire les volumes que l’on est techniquement et économiquement capable d’extraire dans les conditions actuelles — la concentration est encore plus marquée. Le Venezuela détient les premières réserves mondiales sur le papier (principalement des pétroles lourds de l’Orénoque), devant l’Arabie saoudite, l’Iran, l’Irak et le Koweït. Ces cinq pays représentent à eux seuls plus de 60 % des réserves mondiales prouvées. Ce chiffre illustre à quel point la sécurité d’approvisionnement pétrolière à long terme restera durablement dépendante de zones géopolitiquement instables ou sensibles. Quant à la France, l’hexagone dispose bien de quelques réserves, ça et là, dans le Bassin parisien, le Sud-Est, l’Ardèche, la Drôme, le Gard ou le Quercy mais leur exploitation est jugée non viable économiquement et est rejetée pour des raisons environnementales. A fortiori depuis les lois Jacob de 2011 et Hulot de 2017.
B – Vous avez dit « cartel » ? L’OPEP, quatre lettres pour une réalité
L’Organisation des pays exportateurs de pétrole (OPEP) est née le 14 septembre 1960, dans les salons d’un hôtel de Bagdad. Ses cinq membres fondateurs — l’Arabie saoudite, l’Iran, l’Irak, le Koweït et le Venezuela — avaient un grief commun : les grandes compagnies pétrolières occidentales, les fameuses « Sept Sœurs » (Standard Oil, Shell, BP, ExxonMobil, Chevron/Texaco), fixaient unilatéralement les prix auxquels elles achetaient le brut aux pays producteurs, sans les consulter et en fonction de leurs seuls intérêts. L’OPEP naissait comme une organisation de défense des intérêts des exportateurs face à la puissance de marché des compagnies occidentales. Ironie, le siège est pourtant précisément situé en Occident, à Vienne (en Autriche – un pays neutre, pour mémoire on était alors en pleine guerre froide).
Pendant ses premières années, l’organisation reste relativement discrète. C’est le choc pétrolier d’octobre 1973 qui va révéler sa puissance. En représailles au soutien occidental — américain et néerlandais notamment — à Israël lors de la guerre du Kippour, les membres arabes de l’OPEP déclenchent un embargo et réduisent leur production. Le prix du baril passe en quelques mois de 3 à 12 dollars. Les économies occidentales, totalement dépendantes d’une énergie bon marché dont elles n’imaginaient pas la fragilité, découvrent en direct leur vulnérabilité. Les files d’attente aux stations-service, les pannes de chauffage, le rationnement : le choc pétrolier de 1973 est un quasi-traumatisme civilisationnel pour les sociétés industrielles qui n’en ont jamais vraiment tiré toutes les leçons ; mais qui ont appris à vivre (au moins un temps) au rythme des journées sans voitures et ont perpétué le rituel biannuel du changement d’heure.
Un deuxième choc suit en 1979, déclenché cette fois par la révolution iranienne et le début de la guerre Iran- Irak, qui perturbent massivement l’offre régionale. Déjà à l’époque, la géographie de la péninsule arabique et l’instabilité de ce qui fut la Perse a fait atteindre un prix de 40 dollars le baril en valeur nominale — soit, en tenant compte de l’inflation, des niveaux qui ne seront dépassés qu’en 2008. Ces deux épisodes consa- crent l’OPEP comme l’acteur le plus influent du marché pétrolier mondial pendant deux décennies.
La réalité du « cartel » est toutefois plus nuancée que le mot, fortement connoté économiquement, ne le laisse entendre. L’OPEP fonctionne sur le principe des quotas de production : chaque membre s’engage à ne pas dépasser un volume d’extraction défini collectivement, afin de maintenir les prix à un niveau favorable et maximiser les retours pour chacun. Mais l’histoire de l’organisation est aussi celle des violations chroniques de ces quotas. Il est difficile, pour un pays dont les finances publiques dépendent à 80 ou 90 % des recettes pétrolières, de résister à la tentation de pomper davantage quand les prix baissent, histoire de pouvoir continuer à assurer un certain train de vie, calmer des colères, acheter la paix sociale — même si cela sabote l’effort collectif de ses partenaires. Cette tension fondamentale entre intérêt collectif et intérêt national a régulièrement miné la cohésion de l’organisation.
La montée en puissance du schiste américain à partir des années 2010 a constitué un défi structurel supplémentaire. Face à ce nouveau concurrent capable d’ajuster rapidement sa production à la hausse comme à la baisse selon les prix du marché, l’OPEP a dû adapter sa stratégie. C’est dans ce contexte qu’est né l’OPEP+, né d’un accord conclu en décembre 2016 entre les membres de l’OPEP et dix producteurs non-membres, dont la Russie — le plus significatif d’entre eux – mais aussi Oman ou le Kazakhstan. La Russie, qui avait longtemps refusé toute coordination avec l’OPEP, rejoignait ainsi de facto le mécanisme de régulation de l’offre mondiale. L’OPEP+ représente désormais environ 40 % de la production mondiale et contrôle une part suffisante de l’offre pour exercer une pression réelle sur les prix — sans toutefois avoir retrouvé la puissance de marché qui était celle de l’organisation dans les années 1970.
Il faut enfin mentionner les producteurs hors-OPEP, dont l’importance a considérablement crû avec la révolution du schiste américain. La Norvège, le Canada, le Brésil, le Mexique ou même le Royaume-Uni produisent et exportent en dehors de tout mécanisme de coordination collective. Leur poids relatif croissant dans la production mondiale tend structurellement à limiter la capacité de l’OPEP+ à dicter ses conditions — une contrainte dont l’organisation a conscience et qui explique ses efforts pour maintenir une discipline interne mieux respectée qu’elle ne l’a souvent été par le passé. Prudence toutefois, les gisements de mer du Nord ne sont pas la panacée absolue pour contrer les difficultés de l’Orient compliqué ; en ce que les puits sont déjà anciens, arriveront au bout de leur potentiel dans un futur pas si lointain et n’attirent déjà plus les investissements massifs des grandes majors.
II – Le pétrole : son transit et son commerce
A – Les couloirs de transit au niveau mondial
Extraire du pétrole, c’est résoudre la première équation. Le transporter jusqu’aux consommateurs finaux, c’est en résoudre une seconde, tout aussi complexe — et dont les termes sont, ici plus qu’ailleurs encore, déterminés par la géographie, le coût et la géopolitique. La grande majorité du commerce pétrolier mondial transite par voie maritime. Les supertankers — ces immenses navires pouvant transporter jusqu’à 2 millions de barils — sillonnent les océans selon des routes largement dictées par la localisation des gisements et des raffineries. Cette géographie maritime présente un caractère systémique majeur : elle est ponctuée de points de passage stratégiques, les fameux « choke points », dont la fermeture ou la perturbation peut déstabiliser l’approvisionnement mondial et faire dérailler les marchés en quelques heures à peine.
Le détroit d’Ormuz est sans conteste le plus critique. Situé entre le golfe Persique et le golfe d’Oman, il ne mesure que 33 kilomètres à son point le plus étroit — mais environ 20 % du pétrole mondial et 25 % du gaz naturel liquéfié transitaient par ce passage en 2025 selon l’Agence internationale de l’énergie, soit environ 20 millions de barils par jour. La quasi-totalité des exportations de l’Arabie saoudite, des Émirats arabes unis, du Koweït, de l’Irak et du Qatar passent par ce détroit. Qu’il se ferme ou se restreigne significativement, et c’est une fraction considérable de l’approvisionnement mondial qui se trouve en péril. L’Iran — dont le territoire borde le détroit sur sa rive nord — n’a pas manqué d’en faire l’un de ses principaux instruments de dissuasion géopolitique, brandissant régulièrement la menace de sa fermeture dès que les tensions avec Washington s’intensifient. Et autant dire qu’une trentaine de kilomètres, pour un missile aussi peu sophistiqué soit-il, ce n’est pas grand-chose – expliquant la difficulté à maintenir les approches ouvertes comme on pourrait le tenter un peu plus au large.
Cette menace est devenue une réalité évidente depuis février 2026. L’opération militaire américano-israélienne contre l’Iran a immédiatement provoqué la fermeture de facto du détroit, avec un trafic maritime chutant de près de 90 %, voire étant à l’arrêt. Le Brent, qui évoluait autour de 63 dollars le baril fin 2025, a dépassé les 100 dollars en avril et atteint un pic à 105,6 dollars en mai 2026, avant de redescendre autour de 80-85 dollars au cours de l’été après un accord partiel entre Washington et Téhéran. Selon le directeur de l’AIE, ce choc était « plus grave que ceux de 1973, 1979 et 2022 réunis ». Les interruptions de production liées à la fermeture du détroit ont atteint 11,2 millions de barils par jour en mai 2026 dans sept pays du Golfe — un volume considérable qui illustre à quel point la dépendance à ce point de passage reste la principale vulnérabilité structurelle du marché pétrolier mondial. A ceci, il faut ajouter des conséquences en cascade, comme le renchérissement des primes d’assurance pour les navires, coût qui se répercute invariablement sur le prix du baril. Les attaques houthies ont, à ce propos, montré que la menace d’un « touché-coulé version marine marchande » est tout sauf une hypothèse lointaine.
D’autres points de passage méritent d’être mentionnés. Le canal de Suez et, plus au sud, celui de Bab-el-Mandeb, par lequel transitent environ 7 à 9 % du commerce pétrolier mondial, a connu ses propres turbulences avec les attaques houthies contre des navires commerciaux en mer Rouge depuis fin 2023. Le détroit de Malacca, entre la Malaisie et l’Indonésie, est la voie d’accès indispensable entre l’océan Indien et les grands marchés asiatiques — Chine, Japon, Corée du Sud — qui importent la grande majorité de leur pétrole du Golfe. Une perturbation simultanée de ces trois artères serait tout simplement catastrophique pour l’économie mondiale. Dans le cas du détroit de Malacca, la sécurité des approches maritimes, vitales au commerce dans cette zone qui produit à peu près tout, explique entre autres la priorité stratégique de Pékin en mer de Chine méridionale, et sa constance à y revendiquer des prétendus droits de possession.
Si la voie maritime domine, il existe également d’importants réseaux de transport par voie terrestre. Les oléoducs constituent l’infrastructure la moins visible mais la plus structurante du commerce pétrolier continental. En Russie, le réseau Droujba — dont le nom signifie « amitié », ce qui n’est pas sans ironie rétrospective — a longtemps acheminé des millions de barils vers l’Europe centrale et orientale avant que les sanctions et décisions des États membres de l’UE ne le marginalisent progressivement. A l’image de Nord Stream 1 et 2 pour le gaz, il tombe peu à peu en désuétude du fait de la volonté européenne de reconfigurer la géographie de ses approvisionnements. En Asie centrale, le corridor du Milieu — qui relie la mer Caspienne à l’Europe via l’Azerbaïdjan, la Géorgie et la Turquie — a ainsi pris une importance croissante comme voie de contournement des territoires russes depuis 2022. La capacité du BTC (Bakou-Tbilissi-Ceyhan) à monter en puissance a ainsi constitué un enjeu géopolitique de premier plan dans la recomposition des flux énergétiques post-invasion de l’Ukraine. Plus au nord, plusieurs États membres de l’UE continuent de recevoir du pétrole via des connexions terrestres avec des pays tiers ou via leurs propres réseaux côtiers, illustrant la complexité des chaînes d’approvisionnement qui alimentent le continent.
B – Le cours du pétrole : admirer en direct la dépendance de l’Europe
Le prix du pétrole est l’un des indicateurs les plus suivis au monde — et pour cause. Chaque fluctuation du baril se répercute en cascade sur les prix à la pompe, les coûts de transport, les factures de chauffage et, in fine, sur l’inflation et la compétitivité des économies importatrices. Comprendre comment il se fixe, c’est comprendre une part significative de l’économie politique mondiale.
Il n’existe pas un seul prix du pétrole mais plusieurs, selon la qualité du brut et la région de référence. Les deux cours les plus suivis sont le Brent — brut de la mer du Nord, négocié à Londres et à Rotterdam, servant de référence pour l’Europe, l’Afrique et le Moyen-Orient — et le WTI (West Texas Intermediate), référence américaine négociée sur le marché de Chicago. Un troisième benchmark, le Dubaï Crude, sert de référence pour les ventes vers l’Asie. Ces cours sont déterminés sur des marchés à terme très liquides, où s’échangent des millions de contrats représentant des barils qui ne seront livrés que dans plusieurs semaines ou mois. Ce décalage explique pourquoi une brusque augmentation peut avoir des répercussions pendant des semaines, même si la situation s’est depuis calmée : ce que l’on achète à la pompe n’est pas un prix « en direct » mais le reflet de ce qui a existé dans le passé, et donc des contraintes financières supportées par la chaine d’approvisionnement à cet instant.
Les facteurs qui influencent ces cours sont multiples. Le premier est fondamental : le rapport entre l’offre et la demande mondiales. Si la production excède la demande, les stocks gonflent et les prix baissent ; dans le cas contraire, ils montent. C’est sur ce levier que l’OPEP+ cherche à agir via ses décisions de quotas. Lors de la crise Covid, la relative baisse de production n’a pas été proportionnelle à la chute de la consommation intervenue dans de nombreux Etats, et les prix d’alors nous feraient rêver aujourd’hui. A l’inverse, une situation qui se tend fait augmenter le prix, notamment car les acheteurs/consommateurs/négociants tendent à constituer des réserves en anticipant que l’état du marché pourrait se dégrader encore davantage. A cela, il faut ajouter les taxes sur une matière qui a fait l’objet de nombreuses politiques pro-climat ces dernières décennies – jusqu’à devenir un facteur de rentrées fiscales de premier ordre pour des gouvernements bien en peine de se passer de cet argent dans le contexte actuel.
Le deuxième facteur est géopolitique : toute perturbation dans une zone productrice ou un corridor de transit crée immédiatement une prime de risque qui se reflète dans les cours, et dans les assurances payées par les compagnies exploitantes. La fermeture d’Ormuz en 2026 en est l’illustration la plus récente et la plus spectaculaire. Ceci, sans oublier le coût du recours à des itinéraires bis, tels que le contournement de l’Afrique par le Cap de Bonne-espérance. Si le transport maritime n’est stricto sensu pas à l’arrêt, en ce que les navires peuvent encore transporter d’un point A à un point B leur chargement, l’allongement de la distance et l’augmentation concomitante des coûts doit, elle aussi, trouver à se répercuter sur le consommateur final.
Le troisième facteur est financier : le pétrole est devenu un actif financier à part entière, négocié par des fonds d’investissement, des banques et des traders dont les positions spéculatives peuvent amplifier les mouvements de prix bien au-delà de ce que justifient les seuls fondamentaux physiques. En 2026, la banque Citi anticipait un Brent à 120 dollars le baril au plus fort des tensions avec l’Iran — une projection qui ne s’est finalement pas réalisée, mais qui illustre la nature parfois grégaire des marchés financiers.
Pour l’Europe, ce mécanisme de fixation des prix est une source de vulnérabilité permanente et mesurable.
Le continent importe la quasi-totalité du pétrole qu’il consomme — 98 % selon les chiffres de la Commission européenne. La France illustre parfaitement cette dépendance : avec un taux d’importation de pétrole brut avoisinant les 99 %, le pays a dépensé environ 37 milliards d’euros pour importer son pétrole en 2024, pour un baril moyen autour de 80-85 dollars. La facture énergétique totale — pétrole et gaz confondus — oscille entre 40 et 60 milliards d’euros annuels selon les cours, soit l’équivalent du budget de l’Éducation nationale.
Chaque hausse de 10 dollars du baril représente un transfert de richesse massif des économies importatrices vers les économies exportatrices — un mécanisme que l’OPEP a exploité consciemment lors des chocs des années 1970, et dont les économies européennes subissent encore les variations. Pour davantage d’informations sur les politiques européennes dans le secteur de l’énergie, se référer à la note du CRSI.
La France, encore, dispose certes d’un outil de raffinage — sept plateformes industrielles en activité en 2026, dont trois exploitées par TotalEnergies — mais c’est là que s’arrête la souveraineté nationale. Raffiner, c’est transformer le pétrole brut importé en carburants et produits finis utilisables. Cela génère une valeur ajoutée industrielle réelle et réduit la dépendance aux importations de produits raffinés — qui a effectivement diminué de 24,5 % en 2025 grâce à la reprise du raffinage national. Mais cela ne change rien à la donnée de base : le brut doit bien venir de quelque part. Il n’existe pas d’alternative à moyen terme qui permettrait de s’en affranchir, à moins d’opérer une transition énergétique suffisamment rapide, puissante et efficace pour réduire significativement la consommation de produits pétroliers — ce qui reste un horizon au mieux en cours de construction, et certainement en attente d’horizons budgétaires et sociaux plus cléments.
Conclusion :
Il serait tentant de conclure avec un petit « instant dépression ». La France et l’Europe dépendent d’un or noir qu’elles ne produisent pas, transporté sur des itinéraires qu’elles ne contrôlent pas, et payé à des prix qu’elles ne fixent pas. Le tout, alors que les principaux gardiens du trésor sont soit en guerre, soit instables, soit indifférents aux intérêts du vieux continent – lorsqu’ils ne nous veulent pas tout simplement du mal. Le tableau n’est guère réjouissant, mais n’induit pas pour autant une fatalité absolue.
Quelques leviers existent. Agir sur la demande, d’abord : l’électrification des trans ports, qui consomment l’essentiel du pétrole utilisé en France et en Europe, représente le moyen le plus direct de réduire structurellement la dépendance. Ainsi, une électrification massive du parc automobile permettrait réduire sensiblement les importations de pétrole à moyen terme — un gain considérable pour la balance commerciale et pour l’exposition aux chocs géopolitiques. Cela reste néanmoins soumis à l’acceptation sociale de la population et aux moyens financiers de se payer un tel changement de braquet dans un pays qui a longtemps valorisé, y compris fiscalement, le moteur diesel. Changer de fournisseur ensuite : la réduction de la dépendance aux approvisionnements d’une zone instable passe par la diversification vers des producteurs moins exposés — Norvège, Canada, États-Unis — même si cela implique des coûts de transport plus élevés et une exposition aux politiques commerciales pour le moins erratiques et imprévisibles de Washington.
Ce que la France et l’Europe doivent enfin éviter, c’est de confondre une mesure d’urgence mal calibrée avec une stratégie de long terme. Les chèques carburant, les ristournes à la pompe, les boucliers tarifaires qui ont donné aux gouvernants l’impression de répondre aux crises des dernières années, ne font pas partie d’un plan réfléchi : ils en retardent l’absence. Ils coûtent cher à des finances publiques qui ont déjà dépassé tous les niveaux d’alerte raisonnables et n’amorcent aucune transformation durable des habitudes de consommation ni des structures de production de notre énergie. Et, de surcroit, ils n’adressent pas le problème de la nécessaire adaptation au changement climatique : une totale réussite on vous dit !
Instant nostalgie en fin de compte, à se rappeler du fameux « en France, on n’a pas de pétrole, mais on a des idées » … Il serait en effet temps d’en trouver.
Sources
Sources officielles et institutionnelles
Agence internationale de l’énergie (AIE/IEA), « World Oil » – données et statistiques mondiales sur la production et le
commerce pétrolier : https://www.iea.org/world/oil
US Energy Information Administration (EIA), « World Oil Transit Chokepoints » – analyse des points de passage straté-
giques : https://www.eia.gov/international/analysis/special-topics/world_oil_transit_Chokepoints
US Energy Information Administration (EIA), « OPEC Crude Oil Supply » – données de production et quotas OPEP : https://www.eia.gov/finance/markets/crudeoil/supply-opec.php
American Petroleum Institute (API), « Who Sets the Price of Oil? », 19/08/2026 : https://www.api.org/news-policy-and-issues/news/2026/08/19/who-sets-the-price-of-oil
Banque de France, « How do oil prices pass through fuel prices? » – étude sur la transmission des prix du brut aux prix
à la pompe : https://www.banque-france.fr/en/publications-and-statistics/publications/how-do-oil-prices-pass-through-fuel-prices
Service des données et études statistiques (SDES) / Datalab, « Bilan énergétique de la France en 2025 – Données pro-
visoires », avril 2026 : https://www.statistiques.developpement-durable.gouv.fr
Energies et Mobilités / CPDP, « Approvisionnement de la France en énergies liquides 2025 », mai 2025 : https://www.energiesetmobilites.fr
Ministère des Armées / CESM, « Le détroit d’Ormuz, passage stratégique », juin 2026 : https://www.defense.gouv.fr/cesm/actualites/detroit-dormuz-passage-strategique
Sources académiques et think tanks
Middle East Institute (MEI), « OPEC and OPEC+ » – analyse des capacités, pouvoirs et limites de l’organisation : https://mei.edu/backgrounder/opec-and-opec/
Caldara D. et al., « The Macroeconomic Impact of Oil Price Shocks: Why Are the 2000s Different from the 1970s? »,
Energy Economics, vol. 65, 2017 – étude académique sur la dynamique des chocs pétroliers : https://www.sciencedi-rect.com/science/article/pii/S0140988317304012
Hagueresearch, « The Growing Importance of the Middle Corridor as an Energy Transport Route » – analyse du corri-dor terrestre Caspienne-Europe : https://hagueresearch.org/the-growing-importance-of-the-middle-corridor-as-an-energy-transport-route/
Presse et médias spécialisés
Visual Capitalist / EnergyNow, « Half the World’s Oil Comes From Just Five Countries », avril 2026 : https://energynow.com/2026/04/half-the-worlds-oil-comes-from-just-five-countries-visual-capitalist/
Planète Énergies (Total Foundation), « Transport du pétrole par voie maritime » – description des routes et infrastructures de transport maritime : https://www.planete-energies.com/fr/media/article/transport-petrole-par-voie-maritime
France Info, « On est de retour à plus de 90 % des volumes d’avant-guerre : où va tout le pétrole qui transite à nouveau par le détroit d’Ormuz ? » – actualité sur la réouverture du détroit post-conflit : https://www.franceinfo.fr/monde/iran/on-est-de-retour-a-plus-de-90-des-volumes-d-avant-guerre-ou-va-tout-le-petrole-qui-transite-a-nouveau-par-le-detroit-d-ormuz_8216410.html
BBC Afrique, « Pétrole : géographie mondiale de la production » : https://www.bbc.com/afrique/articles/cgk0z1zd3emo
Le Point, « Prix du pétrole — Brent, WTI, OPEP : comment se fixe le cours du baril ? » : https://www.lepoint.fr/economie/prix-du-petrole-brent-wti-opep-comment-se-fixe-le-cours-du-baril-SOA3UWDUVRCGBHMUCK45WNFXQM/
Xerfi, « Prévisions du cours du pétrole Brent : tendances et perspectives 2026 », juillet 2026 : https://www.xerfi.com
Shafaq News, « Iraq holds fifth spot in 2025 global crude output », 27/04/2026 : https://shafaq.com/en/Economy/Iraq-holds-fifth-spot-in-2025-global-crude-output
Connaissance des énergies, « Détroit d’Ormuz — évolution du trafic 2026 » : https://www.connaissancedesenergies.org
Financial Afrik, « Guerre entre les États-Unis et l’Iran et l’importance du contrôle du détroit d’Ormuz », mars 2026 : https://www.financialafrik.com
Futura Sciences, « Pourquoi le détroit d’Ormuz est-il depuis l’Antiquité le verrou le plus stratégique du commerce
mondial ? », juin 2026 : https://www.futura-sciences.com
EV-Market.fr, « Dépendance pétrolière France & Europe : l’argument qu’on ne veut pas entendre », novembre 2025 : https://www.ev-market.fr
