La transition énergétique après Ormuz : accélération ou régression ?

Introduction

La fermeture partielle du détroit d’Ormuz, consécutive aux frappes américano-israéliennes sur l’Iran lancées le 28 février 2026, a provoqué le choc pétrolier le plus brutal depuis l’invasion russe de l’Ukraine. Le Brent, qui oscillait autour de 86 dollars le baril en janvier, a franchi la barre des 126 dollars à son pic de mars avant de se stabiliser autour de 112 dollars fin mars, tandis que le brut de Dubaï atteignait un record historique de 166 dollars le 19 mars¹. La prime de risque géopolitique, estimée entre 15 et 20 dollars par baril par les analystes de Goldman Sachs et de JP Morgan, s’est installée durablement dans la structure des prix, signalant que le marché anticipe une perturbation prolongée².

Ce choc confronté les décideurs à un paradoxe que chaque crise pétrolière depuis 1973 a reproduit sans jamais le résoudre. D’un côté, la flambée des prix fossiles rappelle avec brutalité la vulnérabilité des économies dépendantes des hydrocarbures et renforcé l’argument économique en faveur des alternatives bas-carbone. De l’autre, l’urgence sécuritaire pousse les gouvernements vers des réflexes de court terme : relance du charbon, libération des réserves stratégiques, contrats gaziers de long terme qui verrouillent les infrastructures fossiles pour des décennies.

La configuration de 2026 présente toutefois trois singularités par rapport aux chocs précédents. Le coût des énergies renouvelables a atteint un plancher historique qui rend les alternatives structurellement compétitives. Le retrait américain de l’Accord de Paris, effectif depuis janvier 2026, privé la gouvernance climatique de son principal contributeur financier. Et la COP30 de Belém, achevée en novembre 2025, n’a pas réussi à inscrire dans son texte final une feuille de route contraignante de sortie des énergies fossiles, malgré le soutien de 88 pays³. La transition énergétique mondiale dépend donc moins que jamais de la diplomatie climatique et davantage de la combinaison entre signaux de prix, politiques industrielles nationales et mécanismes de financement multilatéraux. Cette note examine les forces contradictoires que le choc d’Ormuz exerce sur cette transition et évalue les leviers dont dispose la présidence française du G7 pour peser sur la trajectoire.

I. Le choc d’Ormuz : anatomie et magnitude

Un goulot d’étranglement sans substitut

Le détroit d’Ormuz concentré environ 20 % du pétrole maritime mondial et une proportion comparable des exportations mondiales de gaz naturel liquéfié (GNL)⁴. La décision de l’Iran de fermer sélectivement le passage aux navires liés aux États-Unis, à Israël et à leurs alliés a provoqué une chute de 70 % du trafic pétrolier dans le détroit en mars, avec 21 attaques confirmées sur des navires marchands au 12 mars⁵. QatarEnergy a déclaré la force majeure sur plusieurs contrats de GNL de long terme, affectant des clients en Italie, en Belgique, en Corée du Sud et en Chine⁶. Les dommages infligés aux infrastructures qataries pourraient réduire la capacité d’exportation de GNL de 12,8 millions de tonnes par an pendant trois à cinq ans⁷.

La réponse d’urgence : réserves stratégiques et leurs limites

Le 11 mars, les 32 États membres de l’Agence internationale de l’énergie (AIE) ont voté à l’unanimité la libération de 400 millions de barils de réserves stratégiques, la plus importante mobilisation coordonnée depuis la création de l’agence en 1974⁸. Les États-Unis contribuent à hauteur de 172 millions de barils, soit 1,4 million de barils par jour sur 120 jours. Mais cette injection ne représente que 15 % de l’offre perdue en raison de la fermeture du détroit. Le stratégiste Naif Aldandeni a qualifié cette opération de « petit pansement sur une grande blessure »⁹. Les réserves stratégiques amortissent le choc sans en modifier la dynamique fondamentale : tant que le détroit reste partiellement fermé, la prime de risque se maintient.

Les répercussions sur les émergents

Le choc affecte de manière disproportionnée les économies émergentes importatrices nettes d’énergie. Le Bangladesh, dont les contrats de GNL dépendent à plus de 60 % du Qatar, fait face à une crise d’approvisionnement électrique immédiate¹⁰. L’Inde, qui absorbe 7,5 millions de tonnes par an de GNL qatari, doit se tourner vers le marché spot à des prix prohibitifs¹¹. Pour ces pays, le choc d’Ormuz ne pose pas la question de la transition énergétique en termes abstraits : il la pose en termes de survie économique à court terme, ce qui explique le recours immédiat aux sources d’énergie les moins chères disponibles, fussent-elles les plus polluantes.

II. L’effet « sécurité d’abord » : le retour des réflexes fossiles

La tentation du charbon

L’Allemagne illustre avec une netteté particulière la tension entre ambitions climatiques et urgence sécuritaire. Le 27 mars 2026, le gouvernement de Friedrich Merz a annoncé une révision de la mise en réserve de 8,8 gigawatts de capacités au charbon, dont les trois quarts en charbon dur, envisageant leur remise sur le marché pour contenir les prix de l’électricité¹². Les centrales à lignite les plus polluantes d’Allemagne sont redevenues rentables dès janvier 2026 sous l’effet de la hausse des prix du gaz¹³. Le chancelier a évoqué la possibilité de ralentir le calendrier de sortie du charbon, initialement fixé à 2038. Le think tank Agora Energiewende a averti que cette mesure ne réduirait que marginalement les prix de l’électricité à court terme tout en sapant la confiance des investisseurs dans la transition et en augmentant les émissions¹⁴.

Le verrouillage par les contrats GNL de long terme

La crise d’Ormuz accélère la signature de contrats GNL de long terme qui engagent les infrastructures pour 20 à 25 ans. L’Europe, qui avait remplacé le gaz russe par le GNL du Golfe après 2022, découvre que cette diversification l’a exposée au même corridor géographique. L’Italie, dont 30 % des besoins gaziers dépendent du Qatar, a dépêché en urgence sa première ministre en Algérie pour sécuriser des sources alternatives¹⁵. Les cargaisons de GNL européennes sont désormais en concurrence directe avec les acheteurs asiatiques, qui offrent des primes supérieures, détournant les flux vers l’Asie¹⁶. Ce mécanisme de marché pousse les gouvernements européens vers des contrats de très long terme avec les États-Unis, l’Australie et l’Afrique de l’Ouest, des engagements qui, en verrouillant la demande gazière jusqu’aux années 2040-2050, contredisent frontalement l’objectif de neutralité carbone à l’horizon 2050.

Les subventions fossiles : le mur des 7 000 milliards

Les subventions mondiales aux énergies fossiles constituent l’obstacle structurel le plus massif à la transition. Le Fonds monétaire international a estimé en décembre 2025 que ces subventions, incluant les coûts environnementaux non internalisés, atteignaient 7 200 milliards de dollars en 2024, soit 5,8 % du PIB mondial pour les seules subventions implicites¹⁷. Le choc d’Ormuz renforcé la pression politique en faveur du maintien de ces subventions : aucun gouvernement confronté à une inflation énergétique de l’ampleur observée en mars 2026 ne peut se permettre électoralement de supprimer les plafonnements de prix à la pompe ou les tarifs réglementés du gaz. Le FMI projette que ces subventions atteindront 8 200 milliards de dollars d’ici 2030 si les tendances actuelles se maintiennent¹⁸. La transition énergétique se heurte ainsi à un paradoxe fiscal : plus les prix fossiles augmentent, plus les gouvernements subventionnent les fossiles pour protéger les consommateurs, ce qui réduit le signal-prix censé orienter la demande vers les alternatives.

III. L’effet « accélérateur » : les politiques industrielles bas-carbone

La compétitivité structurelle des renouvelables

Le choc d’Ormuz survient à un moment où les énergies renouvelables ont atteint un niveau de compétitivité sans précédent historique. Selon l’Agence internationale pour les énergies renouvelables (IRENA), le coût complet moyen du solaire photovoltaïque utilitaire s’établissait à 0,043 dollar par kilowattheure en 2024, en baisse de 87 % depuis 2010¹⁹. L’éolien terrestre, à 0,034 dollar par kilowattheure, est encore plus compétitif²⁰. En 2024, 91 % des nouveaux projets renouvelables commissionnés dans le monde étaient moins chers que toute alternative fossile nouvelle²¹. Le couplage solaire-batterie, dont le coût a chuté de 40 % entre 2020 et 2024, atteint des prix inférieurs à 30 dollars par mégawattheure dans les zones à fort ensoleillement du Moyen-Orient et d’Afrique du Nord²².

Cette compétitivité structurelle signifie que, contrairement aux chocs de 1973 ou 1979, la réponse renouvelable ne dépend plus d’un soutien public massif pour être économiquement viable. Elle dépend du coût du capital, de la vitesse de déploiement des réseaux et de la capacité des chaînes d’approvisionnement, trois facteurs que le choc d’Ormuz affecte de manière ambivalente.

L’Inflation Réduction Act : accélération sous menace

L’IRA américain, adopté en 2022, a catalysé plus de 1 000 milliards de dollars d’investissements privés dans les technologies propres, dont 215 milliards dans l’énergie renouvelable et 184 milliards dans les véhicules électriques et les batteries, générant plus de 334 000 emplois²³. Mais le One Big Beautiful Bill Act, signé par l’administration Trump, a imposé des échéances contraignantes : les projets éoliens et solaires doivent désormais commencer leur construction avant le 4 juillet 2026 pour bénéficier des crédits d’impôt existants²⁴. L’IRA est donc en sursis, ce qui accélère paradoxalement les investissements à court terme car les développeurs anticipent la fermeture de la fenêtre. Le premier trimestre 2025 a vu 10,8 gigawatts de nouvelle capacité solaire connectée au réseau américain²⁵.

REPowerEU : l’Europe en avance sur ses objectifs solaires

L’Union européenne a dépassé son objectif REPowerEU de 320 gigawatts de capacité solaire installée dès 2025, atteignant environ 340 gigawatts fin 2024²⁶. L’objectif de 600 gigawatts d’ici 2030 reste atteignable avec un rythme d’installation de 60 gigawatts par an. Fin août 2025, 366 milliards d’euros avaient été décaissés dans le cadre de la Facilité pour la reprise et la résilience, soit plus de 55 % du total, et 44 % des jalons et cibles avaient été atteints²⁷. L’UE génère désormais plus d’électricité à partir de l’éolien et du solaire combinés qu’à partir du gaz, une inversion structurelle amorcée en 2023²⁸.

IV. Le dilemme des émergents : les JETP entre promesse et échec

Les partenariats pour une transition énergétique juste (JETP), lancés à partir du G7 d’Elmau en 2022, devaient constituer le mécanisme pivot reliant ambitions climatiques des pays riches et besoins de décarbonation des émergents. Cinq partenariats ont été annoncés : Afrique du Sud, Indonésie, Vietnam, Sénégal et Inde. Les promesses cumulées avoisinent 46 milliards de dollars²⁹.

L’écart entre les annonces et les décaissements est cependant abyssal. Sur les quelque 4 milliards de dollars engagés pour l’ensemble des JETP, seule une fraction a été effectivement déboursée³⁰. La composante concessionnelle est dérisoire : les subventions ne représentent que 4 % du financement total, le reste étant constitué de prêts à des conditions proches du marché³¹. Les coûts de transaction sont considérables car chaque membre du Groupe international des partenaires (IPG) négocie séparément selon ses propres contraintes politiques³².

Le retrait américain, annoncé en mars 2025, a porté un coup sévère au dispositif. Washington a annulé ses engagements financiers envers l’Afrique du Sud, l’Indonésie et le Vietnam, retirant plus d’un milliard de dollars de promesses pour le seul JETP sud-africain et plus de 3 milliards pour l’Indonésie et le Vietnam combinés³³. L’Allemagne et le Japon ont accepté de reprendre le co-pilotage du JETP indonésien, mais sans compensation financière équivalente³⁴.

Le choc d’Ormuz aggrave la situation par deux canaux. D’abord, il renchérit le coût du capital pour les pays émergents dont les devises se déprécient face au dollar, rendant les projets d’infrastructure renouvelable plus coûteux en monnaie locale. Ensuite, il pousse ces mêmes pays vers le charbon domestique comme source d’énergie immédiatement disponible et souveraine. L’Indonésie, quatrième producteur mondial de charbon, n’a aucune incitation de court terme à accélérer sa sortie du charbon quand les prix du GNL sur le marché spot dépassent 20 dollars par million de BTU.

V. COP30, COP29 et l’absence de gouvernance climatique contraignante

La COP30 de Belém (10-22 novembre 2025) devait être la « COP de la mise en oeuvre », traduisant en actes les engagements pris à Dubaï (COP28) en matière de transition fossile. Le bilan est mitigé. Le sommet a obtenu un accord pour tripler le financement de l’adaptation dans les pays en développement et a posé l’objectif de mobiliser 1 300 milliards de dollars par an d’ici 2035 pour l’action climatique³⁵. Mais le texte final ne contient aucune mention d’une feuille de route de sortie des énergies fossiles, malgré la mobilisation de 88 pays en ce sens³⁶. La présidence brésilienne a renvoyé le sujet à deux « feuilles de route présidentielles » non contraignantes, l’une sur la transition fossile, l’autre sur la déforestation³⁷.

La COP29 de Bakou (novembre 2024) avait fixé le nouvel objectif collectif quantifié (NCQG) de financement climatique à 300 milliards de dollars par an de sources publiques des pays développés, avec une aspiration à 1 300 milliards toutes sources confondues³⁸. Le retrait américain de l’Accord de Paris, formalisé en janvier 2025 et effectif en janvier 2026, réduit considérablement la crédibilité de cet objectif. Les États-Unis, premier émetteur historique de gaz à effet de serre, se retirent simultanément de l’Accord de Paris, du Fonds pour les pertes et préjudices, et des JETP³⁹.

Dans ce contexte, le choc d’Ormuz pourrait paradoxalement renforcer l’argument en faveur des renouvelables comme source d’énergie « domestique et souveraine », selon l’expression de Fatih Birol, directeur exécutif de l’AIE⁴⁰. Mais cette accélération se fera par le marché et les politiques industrielles nationales, non par la gouvernance climatique multilatérale, dont l’architecture institutionnelle est structurellement affaiblie.

VI. Le G7 d’Évian : que peut la présidence française ?

Le sommet du G7, prévu du 15 au 17 juin 2026 à Évian-les-Bains, offre à la présidence française une fenêtre étroite pour peser sur la trajectoire énergétique mondiale⁴¹. L’agenda de la présidence française est organisé autour de la réduction des déséquilibres mondiaux, avec sept tracks ministériels couvrant les affaires étrangères, le développement, le commerce, les finances, le numérique, l’environnement et les affaires intérieures⁴². Le track environnement-énergie constitue un test de crédibilité pour une présidence qui doit naviguer entre un allié américain retiré de l’Accord de Paris et des partenaires européens en proie à la tentation du charbon.

Trois leviers paraissent mobilisables. Le premier concerne la réforme des JETP. La présidence française pourrait proposer une restructuration du mécanisme autour de trois principes : augmentation de la composante concessionnelle au-delà des 4 % actuels, simplification des procédures de décaissement par la création d’un guichet unique, et conditionnalité positive liée à des jalons de sortie du charbon vérifiables. L’échec des JETP dans leur forme actuelle, avec moins de 2 milliards effectivement déboursés sur 46 milliards promis, discrédite l’ensemble de la promesse climatique du G7 envers les pays du Sud.

Le deuxième levier est la coordination sur les subventions fossiles. Le G7 s’est engagé à plusieurs reprises depuis 2009 à supprimer les subventions « inefficaces » aux énergies fossiles, sans jamais définir de calendrier contraignant ni de méthodologie commune. La présidence française pourrait proposer l’adoption d’une définition harmonisée des subventions fossiles et d’un calendrier de réduction progressive adossé au mécanisme de transparence du FMI.

Le troisième levier est le positionnement du nucléaire. La France, dont le parc nucléaire couvre environ 70 % de sa production électrique, dispose d’une crédibilité particulière pour promouvoir l’inclusion du nucléaire dans la taxonomie des financements verts et dans les mécanismes de transition des pays émergents. La stratégie européenne sur les petits réacteurs modulaires (SMR), adoptée par la Commission en mars 2026, cible les premiers déploiements au début des années 2030⁴³. Mais le nucléaire répond à la prochaine crise, pas à celle-ci : un SMR requiert 7 à 10 ans entre la décision d’investissement et la connexion au réseau.

Conclusion

Le choc d’Ormuz ne crée pas de rupture dans la trajectoire de la transition énergétique mondiale : il en accélère les contradictions préexistantes. Les renouvelables sont structurellement compétitives, mais leur déploiement dépend du coût du capital que la crise renchérit. Les subventions fossiles atteignent des niveaux records que la flambée des prix rend politiquement intouchables. Les mécanismes multilatéraux de financement de la transition, JETP en tête, échouent à convertir les promesses en décaissements. Et la gouvernance climatique, privée de la participation américaine et incapable de produire une feuille de route contraignante à Belém, ne pèse plus sur la trajectoire réelle des émissions.

La question n’est donc pas de savoir si la transition énergétique aura lieu. La compétitivité des renouvelables et les politiques industrielles de type IRA ou REPowerEU garantissent qu’elle progressera dans les pays riches. La question est de savoir à quel rythme et avec quelle distribution géographique. Le risque majeur est celui d’une transition à deux vitesses : accélération dans les économies avancées disposant du capital et des institutions nécessaires, régression ou stagnation dans les émergents pris entre l’urgence énergétique, le renchérissement du capital et l’effondrement des mécanismes de solidarité internationale.

Le G7 d’Évian ne résoudra pas cette tension structurelle. Mais la présidence française peut contribuer à en atténuer les effets en restructurant les JETP, en posant un calendrier crédible de réduction des subventions fossiles et en inscrivant le nucléaire dans la panoplie des solutions de transition. L’alternative, celle d’un communiqué réitérant des engagements déjà pris et jamais tenus, confirmerait que la gouvernance climatique du G7 a définitivement perdu sa capacité d’entraînement.

Notes