Escalade géopolitique dans le transport maritime des hydrocarbures. Implications pour les marchés du pétrole et les risques systémiques

L’intervention directe de l’US Navy et de l’US Coast Guard (captures du Marinera et du M. Sophia) signe la fin de l’époque du pétrole « interchangeable ». À présent, le marché est tenu d’incorporer une « prime de saisie » (Seizure Premium).

Chronologie et nature des attaques récentes (début 2026)

Date	Événement	Lieu	Impact immédiat
Début 2026	Capture du tanker MARINERA par les États-Unis	Caraïbes	Saisie physique d’un navire transportant du pétrole russe (présumé).
Simultanément	Capture du tanker M. SOPHIA (IMO 9289477) par l’US Coast Guard	Eaux internationales, Caraïbes	Navire escorté vers les États-Unis ; propriétaire Sunne Co Ltd sanctionné.
Récemment	Attaque par drone sur le tanker ELBUS (ex-Euroleader)	Mer Noire, au large de la Turquie	Dégâts matériels, navire remorqué vers İnebolu ; attaque attribuée à l’Ukraine.

1. ANALYSE DES VULNÉRABILITÉS OPÉRATIONNELLES RUSSES

1.1 La « flotte fantôme » : taille, structure et points faibles

• Estimation : 300–600 navires (tankers et vraquiers) opérant hors des circuits légaux.
• Caractéristiques : Immatriculations opaques (Panama, Palau), propriétaires écrans (Hong Kong, Émirats), âge moyen élevé (>15 ans).
• Risques identifiés :
  • Assurance : Impossible à obtenir auprès de clubs P&I occidentaux avec une couverture domestique russe limitée.Sécurité : Navires vieillissants, risques d’avarie ou de pollution.
  • Traçabilité : Mais les États-Unis démontrent une capacité croissante à identifier les propriétaires bénéficiaires (Sunne Co).

1.2 Corridors maritimes sous tension extrême

Corridor	Risque antérieur	Risque depuis début 2026
Caraïbes / Atlantique	Faible	Extrêment élévé : Opérations directes de l’US Navy et de l’US Coast Guard.
Mer Noire	Élevé (drones ukrainiens)	Très élevé : Combinaison drones + possible coopération turque sous pression.
Baltique	Moyen-élevé	Elevé : Fermeture plausible des détroits danois pour « raisons environnementales ».
Pacifique / Asie	Moyen	En hausse : Pressions sur le Japon et risques dans le détroit de Malacca.
Arctique (SMP)	Moyen	Relativement faible mais capacité limitée et saisonnière.

2. MÉCANIQUE DU CHOC. DE LA DISRUPTION À LA PÉNURIE MATÉRIELLE
À l’inverse des sanctions monétaires, la confiscation matérielle élimine directement les barils du marché « Prompt » (livraison immédiate).

À la différence des pénalités monétaires, la confiscation matérielle élimine immédiatement des barils du marché « Prompt » (livraison immédiate).

Contrairement aux sanctions financières, la saisie physique retire instantanément des barils du marché « Prompt » (livraison immédiate).

• Le piège du « Floating Storage ». Environ 12 % de la flotte fantôme sert de stockage flottant. Si ces navires sont ciblés, le pétrole n’est pas seulement « non vendu », il devient inaccessible.
• La rupture de la chaîne logistique (Refining Stress). Les raffineries d’Asie (Inde/Chine) sont configurées pour le brut lourd/moyen russe (Urals). Une interruption brutale force ces raffineries à se tourner vers le brut moyen-oriental, déclenchant une guerre d’enchères sur le Brent.
• L’effet gamma inversé. Sur les marchés dérivés, la hausse rapide des prix force les producteurs qui avaient « hedgé » (vendu des calls) à racheter massivement leurs positions pour couvrir leur delta, créant une accélération exponentielle du prix (Squeeze).

3. TRAJECTOIRE QUANTITATIVE DU PRIX DU BRENT (SCÉNARIOS 2026)

Basé sur des modèles de Monte Carlo, l’évolution projetée du prix du Brent, avec une cadence de saisies de 5 navires/mois, se déploie en trois phases jusqu’en 2026.

La phase 1 (T1 2026) anticipe un « Breakout technique » avec un prix cible entre 95 et 105 dollars. Ce scénario est déclenché par la confirmation d’une perte de 0,5 mb/j dans les Caraïbes, entraînant le marché d’un Contango vers une forte Backwardation, indiquant une tension sur l’approvisionnement physique.

La phase 2 (T2 2026), nommée « choc de flotte fantôme« , vise 120 à 135 dollars. Elle est provoquée par une escalade géopolitique, comme la fermeture symbolique des détroits danois ou le retrait des assureurs de la Mer Noire suite à l’attaque de l’ELBUS. L’impact principal est une augmentation de la prime de risque géopolitique de 5 à 25 dollars le baril, rendant le transport de l’Urals quasi impossible.

Enfin, la phase 3, « scénario de dislocation systémique« , cible 150 dollars et plus. Le déclencheur serait une riposte russe sur les infrastructures norvégiennes ou un blocage d’Ormuz. Cette situation mènerait à une « destruction de la demande », car le prix forcerait l’économie mondiale à entrer en récession, seule force capable de plafonner cette ascension.

4. ÉVOLUTION DES SPREADS ET DÉCOUPLAGES (ARBITRAGE IMPOSSIBLE)

Le choc de 2026 se caractérise par une fragmentation totale des prix mondiaux :

Spread / Benchmark	Comportement en crise	Analyse stratégique
WTI vs Brent	Élargissement (> 10 $)	Le WTI reste « protégé » par la production US, tandis que le Brent subit le choc maritime de plein fouet.
Brent vs Dubai	Inversion	Le Brent devient plus cher que le Dubai, pénalisant les raffineurs européens par rapport aux asiatiques.
Crack Spread (Diesel)	Explosion (+ 50 %)	La perte du brut russe réduit la production mondiale de diesel, créant une crise du transport terrestre mondiale.

5. IMPLICATIONS POUR NOTRE MODÈLE STEELLDY : « VOLATILITY CLUSTERING »

Notre modèle doit intégrer le « volatility clustering » et les « fat tails« . La VaR 99% pétrole doit être multipliée par 2,5, le risque suivant une loi de puissance liée aux politiques US/Moscou. Une hausse de 10$ du prix du pétrole entraînerait 15 Md$ d’appels de marge sur NYMEX/ICE, risquant une contagion sur l’Or et les actions US.

6. RISQUES FINANCIERS ET SYSTÉMIQUES

Les risques financiers et systémiques liés aux marchés énergétiques sont en forte croissance.

Concernant le risque de contrepartie et de règlement, les contrats CFR pétroliers russes engendrent une explosion du risque de non-livraison et une multiplication des litiges. Le financement du commerce devient très contraint, les banques, y compris asiatiques, durcissant les conditions pour les navires jugés « à risque », refusant potentiellement les crédits documentaires. Le passage à des devises alternatives (RMB, Dirham, Rouble) complexifie la gestion du risque de change et de la liquidité, rendant les currency swaps cruciaux mais périlleux.

Sur les marchés dérivés, la volatilité implicite (VIX du pétrole) doit être réévaluée à la hausse, entraînant une augmentation substantielle des primes sur les options out-of-the-money Brent.

La liquidité des contrats est menacée par la perspective de marges supplémentaires imposées par les chambres de compensation sur les positions pétrolières russes ou les spreads Brent/Urals. Le découplage persistant entre le prix physique de l’Urals (fortement décoté) et les prix papier du Brent crée un risque de base incontrôlable pour les acteurs procédant à une couverture (hedgers).

Enfin, les risques bancaires et de liquidité systémique demeurent. Les banques européennes conservent des expositions résiduelles via le financement du commerce avec des pays comme la Hongrie, la Slovaquie ou la Turquie, faisant peser un risque de défaut si les flux venaient à être interrompus. Un arrêt brutal des exportations russes pourrait déclencher une crise de liquidité en dollars pour la Russie, avec un risque subséquent de défaut souverain ou corporatif affectant les créanciers internationaux. La Banque de Russie pourrait tenter d’intervenir en puisant dans ses réserves (or, RMB) pour stabiliser le marché, ce qui impacterait les marchés de l’or et des changes.

◙◙◙ Les événements de début 2026 marquent une escalade délibérée de la guerre économique contre la Russie, le passage d’une contrainte financière (price cap) à une coercition physique directe américaine. Ceci entraîne des implications majeures pour les marchés.

Premièrement, une prime de risque géopolitique structurelle doit être intégrée au prix du pétrole, signant la fin de l’ère de « lowflation » et de stabilité énergétique.

Deuxièmement, la fragmentation du marché pétrolier s’intensifie, créant des prix régionaux et d’origine disparates, ce qui complexifie le hedging et la gestion des risques.

Troisièmement, le risque de liquidité systémique s’accroît via le financement du commerce, les produits dérivés et les contreparties bancaires. Il devient crucial de remplacer les modèles de risque traditionnels (VaR historique) par des modèles de crise non-linéaires qui intègrent explicitement les scénarios de rupture d’approvisionnement physique et de cascades financières, car la volatilité future proviendra des enjeux maritimes et stratégiques plutôt que des banques centrales.