L’offensive lancée le 28 février 2026 par les États-Unis et Israël contre l’Iran a embrasé toute la région du Golfe, générant une nouvelle vague d’instabilités géopolitiques, qui ont d’importantes répercussions sur la production et les flux d’hydrocarbures et de certains produits industriels dans la région. Si la dépendance directe de l’Union européenne au pétrole et au gaz fossile de la région est limitée, elle l’expose néanmoins aux effets de propagation de la crise via les marchés mondiaux de l’énergie et de matières premières. Alors que l’évolution de la situation reste incertaine et que certains tentent d’instrumentaliser la hausse des prix pour affaiblir encore un peu plus l’ambition climatique, cette crise montre une nouvelle fois l’intérêt de poursuivre la stratégie de sortie des énergies fossiles.
La région du Golfe, un hub sous haute tension
La région du Golfe1 occupe une place particulière sur l’échiquier énergétique : elle représente environ 30 % de la production de pétrole et 20 % de la production de gaz au niveau mondial, tout en concentrant une majeure partie des réserves prouvées2. Les exportations d’hydrocarbures de la région (80 %) vont très majoritairement vers l’Asie, mais la région représente 20 % des importations de pétrole et environ 5 % des importations totales de gaz fossile pour l’Europe. En outre, le détroit d’Ormuz joue un rôle crucial dans le commerce mondial : contrôlé par l’Iran, il voit transiter un cinquième du trafic mondial de pétrole et de gaz, ainsi que de nombreuses autres matières premières indispensables à l’industrie.
Une incertitude forte sur l’évolution de la situation
À la suite de l’offensive lancée par les États-Unis et Israël, l’Iran a riposté en attaquant de nombreux pays voisins de la région, mettant notamment hors service la production de gaz naturel liquéfié (GNL) du Qatar, et en bloquant la circulation de navires au niveau du détroit d’Ormuz. Les répercussions sur les marchés mondiaux de l’énergie ont été rapides : au 9 mars 2026, le prix du pétrole (Brent) a augmenté de 50 % par rapport au début de l’année 2026 pour atteindre plus de 100 dollars le baril, tandis que le prix spot du gaz naturel a doublé, passant de moins de 30 euros/MWh début 2026 à plus de 60 euros3.
Dans le cas du pétrole, la chute rapide de la production et des exportations depuis le Golfe fait monter les prix en attendant que d’autres producteurs (États-Unis et OPEP4) puissent augmenter leur production pour ajuster l’offre. À très court terme, le G7 et la Chine5 pourraient libérer une partie de leurs réserves stratégiques pour augmenter la liquidité du marché et espérer limiter l’envolée des prix.
Sur le marché du gaz naturel liquéfié, la situation est différente de la crise de 2022 (à la suite de l’invasion de l’Ukraine), quand la perte brutale du gaz russe (40 % de l’approvisionnement européen) avait mis l’Europe en difficulté, avec des prix supérieurs à 130 euros/MWh sur l’année6. La perte du GNL du Golfe affecte principalement la Chine et les pays asiatiques. Mais la fermeture du détroit d’Ormuz risque d’entraîner une concurrence accrue entre acheteurs européens et asiatiques pour attirer les livraisons de GNL d’autres zones. A très court terme, l’ajustement se fait en premier lieu par la hausse des prix associée au reroutage de cargaisons de GNL.
La suite dépendra de la rapidité de mise en service des nouvelles capacités de liquéfaction prévues début 2026 et de l’évolution du conflit dans le Golfe, et notamment de la reprise des productions et du trafic dans le détroit d’Ormuz.
À ce stade, les marchés européens semblent miser sur un dénouement rapide de la crise sur le marché du gaz et de l’électricité7. Mais selon une étude de l’Oxford Institute for Energy Studies, les prix du GNL pourraient dépasser 90 euros/MWh en cas de blocage durable du détroit d’Ormuz sur plusieurs mois.
La dépendance européenne aux énergies fossiles, source de vulnérabilité continue pour l’Europe
Depuis 2022, l’Union européenne a fortement réduit sa dépendance au gaz russe, passée de plus de 40 % en 2021 à 13 % en 2025, avec l’objectif d’éliminer intégralement les importations depuis la Russie d’ici fin 2027. Cet ajustement s’est fait principalement par l’effort de réduction des consommations de gaz (-15 % entre la période de référence d’avant-crise et 2025) et par la forte hausse des importations de GNL, notamment américain, multipliées par 4 entre 2021 et 2025 pour atteindre 850 TWh et 27 % du total en 2025. Si le très controversé accord sur la coopération énergétique entre l’UE et les États-Unis était respecté, le GNL américain pourrait atteindre 40 % de l’approvisionnement européen en 20308.
À l’heure où la dépendance aux énergies fossiles importées est de plus en plus instrumentalisée politiquement, cette vulnérabilité pose la question des choix énergétiques de l’Union européenne et montre les limites de la stratégie de diversification des approvisionnements, tout en renforçant l’urgence de la transition bas-carbone.
En dépit des avancées réalisées sur le Pacte vert et le plan RePowerEU, l’Europe n’avance pas assez vite dans la mise en œuvre des politiques d’électrification et d’efficacité énergétique, seules à même de sortir durablement de la dépendance aux importations fossiles (comme l’expliquait l’Iddri dans un décryptage dès mars 2022). Le taux d’électrification européen stagne depuis cinq ans. En 2025, moins de pompes à chaleur ont été installées en Europe qu’en 2023, tandis que la consommation de gaz fossile a augmenté entre 2024 et 2025. Or, en accélérant les politiques de transition énergétique, l’UE pourrait fortement réduire sa consommation de gaz fossile, pour éliminer toute dépendance extérieure en dehors du gaz norvégien et britannique d’ici 2040.
L’Europe face à la crise
Cette nouvelle crise arrive à un moment charnière, où l’Union européenne est confrontée à une remise en cause de plus en plus forte de ses politiques climatiques en interne, comme en témoigne la multiplication d’appels de chefs d’États et d’industriels à affaiblir le marché carbone européen et à retarder son extension ou encore à abaisser les objectifs d’émissions de CO2 pour les véhicules neufs.
La hausse des prix du gaz et du pétrole observée depuis le début de la crise dans le Golfe entraîne dès lors un risque non négligeable pour l’avancement de la transition : tout comme en 2022, elle risque de déclencher des politiques de blocage tarifaires non ciblées, tout en servant d’argument pour encore affaiblir l’ambition climatique sous prétexte de protéger la compétitivité et le pouvoir d’achat.
Mais cet argument se trompe de cible : ce ne sont pas les politiques de décarbonation, mais notre dépendance aux énergies fossiles importées qui fragilise l’économie européenne et creuse l’écart de compétitivité. La crise énergétique entre 2022 et 2024 a coûté à l’Europe 600 milliards d’euros en facture énergétique additionnelle comparé à 2021, dont plus de 200 milliards d’euros payés à la Russie, et 650 milliards d’euros en boucliers tarifaires et aides au paiement des factures : autant d’argent qui aurait pu servir à financer les politiques de décarbonation et de soutien à la réindustrialisation, tout en apportant des aides ciblées à destination des plus vulnérables9.
Ce nouveau contexte doit amener l’UE à renforcer les politiques de transition, en soutenant résolument l’électrification des usages et la décarbonation de l’industrie, seules à même à garantir sa souveraineté énergétique, économique et politique dans un environnement géopolitique de plus en plus instable. L’élaboration par les États membres de « plans nationaux de diversification » des énergies fossiles russes (attendus initialement pour le 1er mars 2026), et la publication des plans d’action pour l’électrification à l’échelle française (prévus pour avril 2026) et européenne (prévus pour juillet 2026) sont autant d'opportunités pour renforcer l’ambition sur la sortie des énergies fossiles.
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Iran, Irak, Koweït, Émirats arabes unis, Arabie saoudite, Bahreïn, Qatar.
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A lui seul, l’Iran représente environ 4,5 % de la production mondiale de pétrole et 6,5 % de la production de gaz ; 90 % de ses exportations d’hydrocarbures vont à la Chine.
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Comme lors du début de la crise de l’énergie de 2022, on peut noter que la perception de l’envolée des prix du pétrole et du gaz est renforcée par le fait que les prix étaient à des niveaux particulièrement bas peu de temps avant. En effet, les prix du gaz (25 euros/ MWh) et du pétrole (60 dollars le baril) fin 2025 étaient à des niveaux particulièrement faibles et en partie éloignés du niveau attendu après la crise avec la Russie (autour de 30-40 euros/MWh pour le gaz et 70-80 dollars le baril pour le pétrole).
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Algérie, Guinée équatoriale, Gabon, Iran, Irak, Koweït, Libye, Nigeria, République du Congo, Arabie saoudite, Émirats arabes unis, Venezuela.
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La Chine importe 40 % de son pétrole du Moyen-Orient. Mais elle dispose de réserves de pétrole équivalentes à l’ensemble des pays du G7 (plus de 1,2 milliard de barils).
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En 2022, l’impact de la crise était d’autant plus fort pour l’Europe en raison de la combinaison de facteurs induisant de plus fortes tensions sur le marché mondial du gaz : à l’instar de la reprise économique post-Covid de la Chine plus précoce qu’anticipée et de l’indisponibilité d’une partie significative du parc nucléaire français (-80 TWh) qui avait généré un recours accru à la production des centrales à gaz partout en Europe.
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Les hausses de prix sur le marché de gaz et d’électricité français se limitent à ce stade aux livraisons sur l’année 2026, avec également une légère prime de risque pour les prix à terme en 2027. Et ce en dépit d’un remplissage des stocks de gaz assez bas (moins de 30 % pour la France et l’Allemagne), dû à un hiver comparativement plus rude.
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Sans oublier que cette dépendance finance également directement l’effort de guerre américain. En cas de stabilisation des prix du gaz au niveau observé actuellement, l’UE paierait 25 milliards d’euros de plus pour le GNL américain en 2026. Si les volumes importés augmentaient fortement (+50 %) pour compenser totalement la baisse des importations russes et qatari, ce surcoût pourrait même atteindre 38 milliards d’euros.
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À titre de comparaison, I4CE estime le besoin d’investissements additionnels dans la transition à l’échelle européenne à 350 milliards d’euros annuels.
