Vague de chaleur en Asie et risque de fermeture du détroit d'Ormuz

Une vague de chaleur prolongée et sévère à travers l'Asie coïncide avec une fermeture quasi totale du détroit d'Ormuz depuis trois mois, créant un risque significatif d'augmentation des prix mondiaux du gaz naturel. Le détroit, un point de passage critique pour le transit maritime de gaz naturel liquéfié (GNL), a vu le trafic chuter, resserrant les approvisionnements alors que la demande en climatisation en Chine et en Asie du Sud-Est est sur le point d'exploser. Ce resserrement de l'offre et de la demande est le principal sujet d'inquiétude pour les traders, qui surveillent également les mouvements plus larges du marché, y compris une hausse de 2,17 % de AAPL à 308,82 $ à 23:55 UTC aujourd'hui. La situation souligne la fragilité de l'infrastructure énergétique mondiale face à des chocs géopolitiques et climatiques simultanés.

Contexte — pourquoi cela compte maintenant

Le risque actuel est un événement composé, superposant des conditions météorologiques extrêmes à une perturbation géopolitique d'approvisionnement préexistante. Le détroit d'Ormuz, situé entre Oman et l'Iran, est le point de passage maritime le plus important pour le transit de pétrole au monde, mais c'est aussi une route vitale pour les exportations de GNL qatari vers l'Asie. La fermeture effective depuis début mars 2026 a contraint un massive détournement des pétroliers autour du Cap de Bonne-Espérance, ajoutant des semaines aux temps de voyage et augmentant considérablement les coûts d'expédition. Cela se produit alors que l'été dans l'hémisphère nord approche, une période où la demande asiatique en GNL augmente généralement pour répondre aux besoins de refroidissement.

Le marché mondial du gaz a été volatile depuis que la guerre Russie-Ukraine a remodelé les flux commerciaux, rendant l'Europe fortement dépendante du GNL et augmentant la concurrence avec l'Asie pour les approvisionnements du bassin atlantique. Les prix de référence du gaz en Europe et en Asie restent élevés par rapport aux niveaux d'avant 2022, indiquant un marché déjà sensible aux chocs d'approvisionnement. Le contexte macroéconomique actuel inclut des pressions inflationnistes persistantes, maintenant les banques centrales prudentes et influençant les prévisions de consommation d'énergie. Le catalyseur spécifique maintenant est la prévision météorologique, les météorologues prédisant un été plus chaud que la moyenne dans les pays asiatiques densément peuplés.

Des précédents historiques montrent l'impact profond des vagues de chaleur sur les marchés de l'énergie. La vague de chaleur européenne de l'été 2022 a poussé les contrats à terme du gaz TTF néerlandais à des sommets record au-dessus de 340 euros par mégawatt-heure. De même, une vague de froid au Texas en février 2021 a provoqué une flambée des prix qui a vu les prix de l'électricité de gros dépasser brièvement 9 000 $ par mégawatt-heure. La situation actuelle est unique en raison de la combinaison de routes d'approvisionnement contraintes et d'une demande anticipée en forte hausse, créant un scénario rappelant ces explosions de prix passées mais avec un contexte géographique et géopolitique différent.

Données — ce que les chiffres montrent

Les données du marché physique révèlent l'ampleur de la perturbation. Les volumes de transit à travers le détroit d'Ormuz ont chuté d'environ 85 % au cours des 12 dernières semaines, selon des sociétés d'analytique maritime. Cela a entraîné une augmentation du temps de voyage pour un chargement de GNL qatari destiné au Japon ou à la Corée du Sud, passant d'environ 20 jours à plus de 35 jours via le Cap de Bonne-Espérance. Les routes plus longues ont provoqué une augmentation des taux de fret quotidien pour les méthaniers de 150 % depuis février, ajoutant une prime significative aux coûts du gaz livré.

Les prix du GNL au comptant en Asie ont déjà réagi aux conditions de resserrement, passant de moins de 12 $ par million d'unités thermiques britanniques (MMBtu) début mai à des échanges récents autour de 14,50 $/MMBtu. Cette pression à la hausse contraste avec la stabilité relative du benchmark Henry Hub aux États-Unis, qui a échangé dans une fourchette étroite autour de 2,80 $/MMBtu, soulignant la nature régionale du choc d'approvisionnement. La hausse de la demande imminente est quantifiable ; une augmentation d'un degré Celsius au-dessus des normes saisonnières en Chine peut augmenter la demande quotidienne d'électricité de plus de 1 % à l'échelle nationale, un chiffre qui se traduit par des milliards de pieds cubes de consommation de gaz supplémentaire.

Indicateur	Avant la fermeture (févr. 2026)	Actuel (mai 2026)	Changement
Transits quotidiens de méthaniers dans le détroit d'Ormuz	~60	~9	-85 %
Prix du GNL au comptant (Asie, $/MMBtu)	11,80	14,50	+23 %
Taux de fret de méthaniers ($/jour)	90 000	225 000	+150 %

Analyse — ce que cela signifie pour les marchés / secteurs / tickers

Les principaux bénéficiaires de cette situation sont les grands exportateurs de GNL avec des cargaisons flexibles ne dépendant pas du détroit d'Ormuz. Les producteurs de GNL basés aux États-Unis comme Cheniere Energy (LNG) sont bien positionnés pour tirer parti des prix mondiaux plus élevés, leurs expéditions du golfe du Mexique contournant entièrement le point de passage du Moyen-Orient. De même, les exportateurs de GNL australiens pourraient voir une demande accrue de la part d'acheteurs asiatiques cherchant des fournisseurs alternatifs. Au sein du marché boursier, le secteur de l'énergie, en particulier le sous-secteur exploration et production, pourrait bénéficier si les prix du gaz maintiennent leur ascension, même si des indices plus larges comme celui contenant AAPL, qui a été échangé jusqu'à 311,40 $ aujourd'hui, montrent de la force sur des facteurs non liés.

Les principaux perdants sont les industries énergivores en Asie et en Europe, qui font face à des coûts d'intrants plus élevés pouvant comprimer les marges bénéficiaires. Des secteurs comme la chimie, les engrais et la fabrication au Japon et en Corée du Sud sont particulièrement exposés. Les services publics européens, qui sont devenus dépendants du GNL pour remplir les installations de stockage, pourraient faire face à des coûts d'approvisionnement plus élevés, ralentissant potentiellement le rythme des constructions d'inventaire avant l'hiver prochain. Un risque clé pour les perspectives haussières des prix est la destruction de la demande ; des prix persistants élevés pourraient contraindre les consommateurs industriels à réduire leurs opérations ou à passer à des combustibles alternatifs moins chers comme le charbon, limitant ainsi le potentiel de hausse pour le gaz.

Les données de positionnement du marché de l'échange ICE montrent que les gestionnaires de fonds ont augmenté leurs positions nettes longues dans les contrats à terme de gaz de référence européens pendant trois semaines consécutives, indiquant une accumulation de paris spéculatifs sur des prix plus élevés. Les traders physiques sécurisent apparemment des cargaisons tôt, suggérant un consensus selon lequel le marché se resserrera davantage. Le flux de capital se dirige clairement vers des actifs et des entreprises avec une exposition directe à la hausse des prix mondiaux du GNL, tout en créant un vent contraire pour les consommateurs industriels.

Perspectives — quoi surveiller ensuite

Le catalyseur le plus immédiat est le début officiel de la saison de refroidissement d'été début juin, lorsque des températures élevées soutenues mettront à l'épreuve les réseaux électriques et les niveaux de stockage de gaz à travers l'Asie. Les traders surveilleront les prévisions météorologiques hebdomadaires de l'Agence météorologique du Japon et de l'Administration météorologique de Chine pour confirmer les prévisions de vague de chaleur sévère. Une deuxième date clé est la réunion de l'OPEP+ le 4 juin, où toute discussion sur la situation du détroit d'Ormuz ou la stabilité plus large du marché pétrolier pourrait avoir des effets d'entraînement sur le sentiment du marché du gaz.