Le Qatar, premier exportateur mondial de gaz naturel liquéfié, expédie la quasi-totalité de sa production via le détroit d'Hormuz. Les frappes iraniennes ont détruit 17% de sa capacité. Sa fermeture prive le Japon, la Corée du Sud et l'Inde d'une ressource vitale pour l'électricité, les semi-conducteurs et l'agriculture.
2 mars + 18 mars 2026
2 mars : drones iraniens frappent Ras Laffan Industrial City et Mesaieed — QatarEnergy suspend toute production GNL
18 mars : missile iranien touche le complexe Ras Laffan — dégâts « étendus » sur l'usine Pearl GTL
2 trains de liquéfaction sur 14 endommagés + 1 usine gas-to-liquids hors service
12,8 Mt/an de capacité GNL hors ligne — soit 17% de la production qatarie
Force majeure prolongée en cascade : 4 mai (jusqu'à mi-juin) → fin mai (mi-août) → 1er juillet (début septembre)
Shell (30 juillet) : retour à pleine capacité seulement au Q1 2027 — turbines de refroidissement 2-4 ans (3 fabricants mondiaux)
Pertes estimées ~20 Md$/an — Kaabi (Doha, 22 juin) : « restauration ~50 % en un mois APRÈS sécurisation d'Ormuz »
Les prix ont plus que doublé depuis le début de la crise. Le cessez-le-feu du 8 avril a brièvement fait baisser les prix, avant qu'ils ne repartent après la refermeture du détroit.
Avant la crise — spot Asie normal
Ras Laffan frappé — force majeure (+39%)
Pic — détroit fermé
IRGC saisit 2 navires — +140% vs avant-crise
Bidding war NEA — Asie prime
🕊 Islamabad Memorandum — pricing d'un retour Qatar
Détente courte
Post-rupture MoU + attaques du 7 juillet
Pic mensuel — moyenne juillet 19,10 (+33,5%)
TTF Europe : 59,44 €/MWh (+30% vs fin juin)
Les pays asiatiques sont les plus exposés. Le Japon et la Corée du Sud importent la majorité de leur gaz naturel sous forme de GNL — et le Qatar est leur fournisseur principal. Chaque pays a dû trouver des réponses d'urgence.
1er importateur mondial de GNL. 95% du pétrole et gaz vient du Moyen-Orient. Centrales thermiques tournent au GNL depuis la fermeture des réacteurs nucléaires post-Fukushima.
2e importateur mondial. Le GNL alimente 27% de la production électrique et toute l'industrie pétrochimique. 18% du GNL importé vient du Qatar via Hormuz.
Importe massivement du Qatar. Le GNL alimente les engrais (40% de la production d'urée) et les centrales électriques urbaines.
Diversifiée via pipelines (Russie, Asie centrale) et GNL australien. Mais le Qatar reste un fournisseur clé, surtout en hiver.
Post-crise russe, l'Europe a augmenté ses achats de GNL qatari. QatarEnergy a déclaré force majeure sur les contrats Italie, Belgique, Corée, Chine.
Au-delà du prix, la crise du détroit d'Hormuz a des effets en cascade sur l'électricité, l'industrie, l'agriculture et même les semi-conducteurs.
Les prix spot asiatiques ont oscillé entre 16 et 26 $/MMBtu au fil du cycle MoU / rupture. Le JKM a touché 21,43 $/MMBtu le 29 juillet (moyenne mensuelle 19,10 = +33,5 % vs juin). Le TTF européen a atteint 63,7 €/MWh le 24 juillet — plus haut depuis janvier 2023 — puis 59,44 €/MWh au 31 juillet.
Shell (30 juillet) annonce que Ras Laffan ne reviendra pas à pleine capacité avant Q1 2027 ; QatarEnergy a prolongé sa force majeure trois fois (mi-juin → mi-août → début septembre). 12,8 Mt/an restent hors ligne. Kaabi (Doha, 22 juin) estime pouvoir restaurer 50 % « en un mois après sécurisation d'Ormuz » — condition non remplie au 4 août.
Après le MoU du 17 juin, le trafic tankers dans Ormuz a bondi de 5-10 à plus de 20 navires/jour (pic 36 le 22 juin, Vortexa). L'effondrement du 7 juillet et le blocus rétabli le 14 juillet ont replongé le trafic à un régime instable. Primes war-risk maintenues à ~5 % de la valeur du navire (LMA, 11 juillet).
Le Japon a levé les plafonds sur ses centrales à charbon et relancé le réacteur Kashiwazaki-Kariwa. La Corée du Sud a supprimé le plafond de 80% sur la génération charbon. Les deux pays sabordent temporairement leurs objectifs de transition énergétique.
Le GNL est la matière première de l'ammoniac et de l'urée. L'Inde tire 40% de sa production d'urée du gaz qatari. Un rationnement industriel est en place. Une coupure prolongée menace directement les rendements de la mousson 2026.
Les stockages UE étaient à ~28 % au 1er avril 2026 (règlement 90 % assoupli à 80 % en cible « souple »). Fin juillet, les stockages sont au plus bas niveau depuis 2011 à l'approche de l'hiver. Diversification en cours : premier cargo Sonatrach à Wilhelmshaven (2 juillet), 57 % des imports UE Q1 = GNL US. Un nouveau contrat 15 ans Kuwait-QatarEnergy (5 Mt/an dès 2027) a été signé en juin.
Contrairement au pétrole (pipelines IPSA, ADCOP, nouveau West-East UAE en cours), le GNL nécessite une chaîne logistique spécialisée : usines de liquéfaction → méthaniers cryogéniques (-162°C) → terminaux de regazéification. Aucun de ces maillons ne peut être improvisé. Il n'existe pas de « pipeline de secours » pour le GNL.
Le pétrole peut emprunter des pipelines alternatifs (IPSA saoudien, ADCOP émirati) et être stocké dans des réservoirs standards. Le GNL, lui, nécessite une chaîne logistique spécialisée : usines de liquéfaction → méthaniers cryogéniques (-162°C) → terminaux de regazéification. Aucun de ces maillons ne peut être improvisé.
La crise frappe les maillons 2 (Ras Laffan détruit à 17%) et 3 (Hormuz fermé). Contrairement au pétrole, aucune alternative rapide n'existe pour ces deux étapes.