Cet avantage repose aussi sur une hausse réelle de la production, et pas uniquement sur la géographie. L’Agence américaine d’information sur l’énergie (EIA) prévoit que le Brésil, le Guyana et l’Argentine ajouteront ensemble 0,4 million de barils par jour en 2026, soit la moitié de la hausse mondiale de production de brut attendue, estimée à 0,8 million de barils par jour. L’Agence internationale de l’énergie cite elle aussi le Brésil, le Guyana et l’Argentine parmi les principaux moteurs de la croissance de l’offre hors OPEP+ en 2026.

La crise ouvre donc plusieurs perspectives :

• Des prix réalisés plus élevés : une prime de risque plus large peut accroître la valeur des cargaisons exportées.
• Un meilleur accès aux acheteurs asiatiques : les raffineurs à la recherche de pétrole ne transitant pas par Ormuz peuvent se tourner davantage vers les producteurs atlantiques.
• Une importance stratégique accrue : les nouveaux barils valent désormais non seulement comme offre supplémentaire, mais aussi comme protection contre les perturbations géopolitiques.

La crise n’a créé ni l’expansion du pré-sal brésilien ni la croissance offshore du Guyana. Elle a rendu ces tendances déjà engagées plus importantes sur les plans commercial et stratégique.

L’Argentine élargit la réponse régionale

L’Argentine participe à cette dynamique grâce à l’essor de Vaca Muerta. L’EIA prévoit une progression de la production argentine, de 670 000 barils par jour en moyenne en 2024 à 740 000 en 2025. Vaca Muerta représenterait environ 62 % de la production entre janvier et octobre 2025.

L’Argentine est toutefois moins immédiatement flexible à l’exportation que le Brésil ou le Guyana. La capacité des oléoducs, les infrastructures portuaires et les besoins du marché intérieur déterminent la rapidité avec laquelle sa production de pétrole de schiste peut atteindre les acheteurs étrangers. Malgré ces contraintes, la hausse de la production renforce la contribution potentielle de l’Amérique du Sud à l’offre mondiale et réduit progressivement la dépendance de la région aux importations de brut.

L’opportunité du Venezuela reste plus incertaine

Le Venezuela pourrait profiter de la hausse des prix et de la demande pour des bruts lourds ne provenant pas du Golfe. Mais les éléments disponibles ne permettent pas de considérer son potentiel comme équivalent à celui du Brésil ou du Guyana. La reprise de la production et des exportations dépend de la fiabilité opérationnelle, des infrastructures, des investissements, de l’exposition aux sanctions, des modalités de paiement et de l’accès au transport maritime.

La distinction est importante. Le Brésil et le Guyana bénéficient d’une croissance active de leur production et d’un accès relativement direct à l’Atlantique. Le Venezuela peut tirer parti de conditions de marché favorables, mais il lui faudrait résoudre des contraintes dépassant largement le seul niveau des prix du pétrole pour transformer cet avantage en gains durables à l’exportation et pour les finances publiques.

Des exportateurs favorisés, des importateurs pénalisés

L’impact régional est très inégal. Les exportateurs nets de pétrole peuvent bénéficier d’une hausse de leurs recettes d’exportation et de leurs revenus publics. Les pays importateurs de carburants subissent l’effet inverse : facture énergétique plus lourde, pression sur les subventions, hausse des coûts de transport et baisse du pouvoir d’achat des ménages.

Le FMI a identifié les économies d’Amérique centrale dépendantes des importations d’énergie et les économies caribéennes dépendantes du tourisme comme particulièrement exposées à la hausse des coûts énergétiques. La hausse des carburants se répercute sur la production d’électricité, le transport routier, la distribution alimentaire, les billets d’avion et les activités de croisière. Le choc dépasse donc largement le seul marché du brut.

Une autre complication est souvent négligée : être exportateur de brut ne signifie pas nécessairement être protégé contre l’inflation des produits raffinés. Un pays peut vendre du pétrole brut tout en important de l’essence, du diesel ou d’autres carburants raffinés. Les consommateurs restent alors exposés aux prix mondiaux et aux coûts du transport maritime.

Pourquoi les effets peuvent durer après la réouverture d’Ormuz

Une réouverture du détroit apporterait probablement un soulagement immédiat aux marchés du brut. Les prix de détail et les chaînes d’approvisionnement, eux, pourraient mettre davantage de temps à s’ajuster. L’ONU Commerce et Développement a averti que les systèmes alimentaires et les transports se rétablissent plus lentement, car les réseaux maritimes perturbés ont besoin de temps pour se reconfigurer.

Ce décalage est particulièrement important pour les petites économies insulaires qui importent à la fois leur carburant et leur alimentation. La CNUCED a indiqué que les ménages caribéens continuaient de faire face à une hausse des prix du carburant et de l’électricité même après le rapprochement des cours du pétrole de leurs niveaux d’avant-crise. Une baisse des références internationales ne suffit pas à inverser instantanément les contrats de fret, les stocks achetés à prix élevé, les coûts des services publics ou la pression budgétaire accumulée.

La Commission économique pour l’Amérique latine et les Caraïbes (CEPALC) prévoit également que le prix moyen du pétrole en 2026 restera supérieur à celui de 2025, même dans un scénario de détente en cours d’année. La région évolue ainsi à deux vitesses : les exportateurs peuvent profiter d’un effet d’aubaine, tandis que les importateurs continuent d’absorber des coûts élevés.

Le rééquilibrage des échanges sera-t-il durable ?

Probablement pas — du moins pas encore. Pour qu’une part durable de la demande asiatique se déplace vers le pétrole latino-américain, plusieurs conditions devraient se maintenir :

1. L’insécurité à Ormuz devrait durer assez longtemps pour modifier les contrats et les habitudes des raffineries.
2. Le Brésil, le Guyana et les autres fournisseurs atlantiques devraient assurer une croissance fiable de leur production.
3. Les qualités de leurs bruts devraient être compatibles avec les besoins des raffineries asiatiques.
4. Les capacités de transport maritime, les assurances et les coûts de fret devraient rendre ces itinéraires compétitifs.
5. Les approvisionnements du Golfe devraient rester moins fiables que leur avantage traditionnel en matière de coûts et de distance.

Si le transit par Ormuz se normalise de manière crédible, les producteurs du Golfe pourront récupérer une grande partie de leur position sur les marchés asiatiques. La croissance structurelle de la production latino-américaine restera importante, mais la prime de prix et les gains temporaires de parts de marché liés à la crise devraient s’atténuer.

L’héritage le plus durable pourrait donc être stratégique plutôt que commercial. La perturbation a montré aux raffineurs l’intérêt d’une diversification géographique et aux producteurs qu’un pétrole atlantique fiable peut obtenir une prime lorsqu’un grand point de passage énergétique devient dangereux. Pour le Brésil et le Guyana, cela représente un avantage significatif à court terme. Pour l’Amérique centrale et les Caraïbes, c’est surtout le rappel qu’une crise maritime lointaine peut rapidement se transformer en problème de coût de la vie.

Cet avantage repose aussi sur une hausse réelle de la production, et pas uniquement sur la géographie. L’Agence américaine d’information sur l’énergie (EIA) prévoit que le Brésil, le Guyana et l’Argentine ajouteront ensemble 0,4 million de barils par jour en 2026, soit la moitié de la hausse mondiale de production de brut attendue, estimée à 0,8 million de barils par jour. L’Agence internationale de l’énergie cite elle aussi le Brésil, le Guyana et l’Argentine parmi les principaux moteurs de la croissance de l’offre hors OPEP+ en 2026.

La crise ouvre donc plusieurs perspectives :

• Des prix réalisés plus élevés : une prime de risque plus large peut accroître la valeur des cargaisons exportées.
• Un meilleur accès aux acheteurs asiatiques : les raffineurs à la recherche de pétrole ne transitant pas par Ormuz peuvent se tourner davantage vers les producteurs atlantiques.
• Une importance stratégique accrue : les nouveaux barils valent désormais non seulement comme offre supplémentaire, mais aussi comme protection contre les perturbations géopolitiques.

La crise n’a créé ni l’expansion du pré-sal brésilien ni la croissance offshore du Guyana. Elle a rendu ces tendances déjà engagées plus importantes sur les plans commercial et stratégique.

L’Argentine élargit la réponse régionale

L’Argentine participe à cette dynamique grâce à l’essor de Vaca Muerta. L’EIA prévoit une progression de la production argentine, de 670 000 barils par jour en moyenne en 2024 à 740 000 en 2025. Vaca Muerta représenterait environ 62 % de la production entre janvier et octobre 2025.

L’Argentine est toutefois moins immédiatement flexible à l’exportation que le Brésil ou le Guyana. La capacité des oléoducs, les infrastructures portuaires et les besoins du marché intérieur déterminent la rapidité avec laquelle sa production de pétrole de schiste peut atteindre les acheteurs étrangers. Malgré ces contraintes, la hausse de la production renforce la contribution potentielle de l’Amérique du Sud à l’offre mondiale et réduit progressivement la dépendance de la région aux importations de brut.

L’opportunité du Venezuela reste plus incertaine

Le Venezuela pourrait profiter de la hausse des prix et de la demande pour des bruts lourds ne provenant pas du Golfe. Mais les éléments disponibles ne permettent pas de considérer son potentiel comme équivalent à celui du Brésil ou du Guyana. La reprise de la production et des exportations dépend de la fiabilité opérationnelle, des infrastructures, des investissements, de l’exposition aux sanctions, des modalités de paiement et de l’accès au transport maritime.

La distinction est importante. Le Brésil et le Guyana bénéficient d’une croissance active de leur production et d’un accès relativement direct à l’Atlantique. Le Venezuela peut tirer parti de conditions de marché favorables, mais il lui faudrait résoudre des contraintes dépassant largement le seul niveau des prix du pétrole pour transformer cet avantage en gains durables à l’exportation et pour les finances publiques.

Des exportateurs favorisés, des importateurs pénalisés

L’impact régional est très inégal. Les exportateurs nets de pétrole peuvent bénéficier d’une hausse de leurs recettes d’exportation et de leurs revenus publics. Les pays importateurs de carburants subissent l’effet inverse : facture énergétique plus lourde, pression sur les subventions, hausse des coûts de transport et baisse du pouvoir d’achat des ménages.

Le FMI a identifié les économies d’Amérique centrale dépendantes des importations d’énergie et les économies caribéennes dépendantes du tourisme comme particulièrement exposées à la hausse des coûts énergétiques. La hausse des carburants se répercute sur la production d’électricité, le transport routier, la distribution alimentaire, les billets d’avion et les activités de croisière. Le choc dépasse donc largement le seul marché du brut.

Une autre complication est souvent négligée : être exportateur de brut ne signifie pas nécessairement être protégé contre l’inflation des produits raffinés. Un pays peut vendre du pétrole brut tout en important de l’essence, du diesel ou d’autres carburants raffinés. Les consommateurs restent alors exposés aux prix mondiaux et aux coûts du transport maritime.

Pourquoi les effets peuvent durer après la réouverture d’Ormuz

Une réouverture du détroit apporterait probablement un soulagement immédiat aux marchés du brut. Les prix de détail et les chaînes d’approvisionnement, eux, pourraient mettre davantage de temps à s’ajuster. L’ONU Commerce et Développement a averti que les systèmes alimentaires et les transports se rétablissent plus lentement, car les réseaux maritimes perturbés ont besoin de temps pour se reconfigurer.

Ce décalage est particulièrement important pour les petites économies insulaires qui importent à la fois leur carburant et leur alimentation. La CNUCED a indiqué que les ménages caribéens continuaient de faire face à une hausse des prix du carburant et de l’électricité même après le rapprochement des cours du pétrole de leurs niveaux d’avant-crise. Une baisse des références internationales ne suffit pas à inverser instantanément les contrats de fret, les stocks achetés à prix élevé, les coûts des services publics ou la pression budgétaire accumulée.

La Commission économique pour l’Amérique latine et les Caraïbes (CEPALC) prévoit également que le prix moyen du pétrole en 2026 restera supérieur à celui de 2025, même dans un scénario de détente en cours d’année. La région évolue ainsi à deux vitesses : les exportateurs peuvent profiter d’un effet d’aubaine, tandis que les importateurs continuent d’absorber des coûts élevés.

Le rééquilibrage des échanges sera-t-il durable ?

Probablement pas — du moins pas encore. Pour qu’une part durable de la demande asiatique se déplace vers le pétrole latino-américain, plusieurs conditions devraient se maintenir :

1. L’insécurité à Ormuz devrait durer assez longtemps pour modifier les contrats et les habitudes des raffineries.
2. Le Brésil, le Guyana et les autres fournisseurs atlantiques devraient assurer une croissance fiable de leur production.
3. Les qualités de leurs bruts devraient être compatibles avec les besoins des raffineries asiatiques.
4. Les capacités de transport maritime, les assurances et les coûts de fret devraient rendre ces itinéraires compétitifs.
5. Les approvisionnements du Golfe devraient rester moins fiables que leur avantage traditionnel en matière de coûts et de distance.

Si le transit par Ormuz se normalise de manière crédible, les producteurs du Golfe pourront récupérer une grande partie de leur position sur les marchés asiatiques. La croissance structurelle de la production latino-américaine restera importante, mais la prime de prix et les gains temporaires de parts de marché liés à la crise devraient s’atténuer.

L’héritage le plus durable pourrait donc être stratégique plutôt que commercial. La perturbation a montré aux raffineurs l’intérêt d’une diversification géographique et aux producteurs qu’un pétrole atlantique fiable peut obtenir une prime lorsqu’un grand point de passage énergétique devient dangereux. Pour le Brésil et le Guyana, cela représente un avantage significatif à court terme. Pour l’Amérique centrale et les Caraïbes, c’est surtout le rappel qu’une crise maritime lointaine peut rapidement se transformer en problème de coût de la vie.