Alors que les navires-citernes étaient immobilisés à l’extérieur du détroit d’Ormuz et que les installations de GNL du Qatar brûlaient dans les premiers jours de mars 2026, la dépendance structurelle de l’Asie à l’égard du pétrole et du gaz du Golfe a été mise en évidence, en temps réel et à grande échelle. L’infrastructure du réseau d’approvisionnement de remplacement est déjà en cours de construction sur la côte Pacifique du Canada. C’est maintenant que se présentent les occasions d’investissement.
La sécurité énergétique est fondamentalement un problème géographique. Robert D. Kaplan affirme dans son livre The Revenge of Geography, que c’est la géographie qui dicte les limites de la stratégie nationale, plus que l’idéologie. Ce qui est vrai pour les États l’est aussi pour les chaînes d’approvisionnement : la question décisive n’est pas seulement celle de l’origine du pétrole et du gaz, mais aussi celle des points d’étranglement qu’ils doivent franchir. S’inspirant de la théorie de la puissance maritime d’Alfred Thayer Mahan, M. Kaplan a fait remarquer que celui qui contrôle les passages étroits du monde gouverne en fin de compte le flux du commerce. Cette logique est revenue en force dans le golfe Persique.
Le détroit d’Ormuz, qui mesure 33 kilomètres à son point le plus étroit, est bordé au nord par l’Iran et au sud par les Émirats arabes unis et Oman. Le 2 mars 2026, le conseiller du Corps des gardiens de la révolution islamique (CGRI) Ebrahim Jabari a déclaré le détroit fermé et a menacé de brûler tout navire qui tenterait de le traverser. L’Iran ne peut pas vaincre la marine américaine dans une bataille ouverte, mais elle peut imposer des coûts disproportionnés grâce à des outils asymétriques : bateaux rapides, missiles, sous-marins et mines. La supériorité navale des États-Unis ne peut pas éliminer cette prime de risque liée à la traversée du détroit lors d’un conflit actif. Plus grave encore pour les marchés de l’énergie, la simple perception du risque suffit à modifier le prix de chaque cargaison qui y transite.
La côte Pacifique du Canada ne connaît aucun de ces problèmes. Aucun acteur hostile ne peut actuellement briser de maillons de la chaîne d’approvisionnement, qui va des sables bitumineux de l’Alberta aux terminaux de Vancouver, Squamish ou Kitimat, puis vers Yokohama, Ulsan ou Ningbo. En effet, le Pacifique Nord est l’une des voies maritimes les plus stables au monde, tandis que le Canada offre la stabilité politique d’une démocratie du G7, des droits de propriété solides et des cadres de partenariat autochtones de plus en plus intégrés dans les grands projets énergétiques. Sur une base ajustée au risque, le pétrole et le GNL canadiens devraient se négocier à un prix supérieur à celui de l’offre du Golfe. Les événements survenus au détroit d’Ormuz le montrent aujourd’hui à tous les ministres asiatiques de l’Énergie.
Le problème du détroit d’Ormuz en Asie est structurel, et non conjoncturel
Le 1er mars 2026, près de 150 pétroliers et méthaniers étaient immobilisés à l’extérieur du détroit d’Ormuz : moteurs en marche, cargaisons bloquées, assurance révoquée. Les principaux transporteurs ont interrompu leurs déplacements, le brut Brent a bondi de 10 % du jour au lendemain, et l’Iran diffusait des avertissements « Défense de passer » par radio VHF. Le plus important point d’étranglement énergétique du monde, par où passe environ 20 % du pétrole et du GNL maritimes mondiaux, est maintenant paralysé et les économies asiatiques sont loin d’être à l’abri.
La dépendance de l’Asie à l’égard de l’énergie du Golfe n’est pas seulement forte, elle est concentrée. Selon l’US Energy Information Administration (EIA), la Chine, l’Inde, le Japon et la Corée du Sud représentent près de 70 % de l’ensemble des flux de brut du détroit d’Ormuz. Près de la moitié des importations de pétrole brut de l’Inde et environ 60 % de son gaz naturel transitent par cette voie navigable unique. Pendant des décennies, les gouvernements asiatiques ont traité cette dépendance comme un risque situationnel géré par la diplomatie et les réserves stratégiques. Les événements récents ont démontré que la vulnérabilité est structurelle. La fermeture n’est même pas nécessaire; la perception seule suffit à faire bouger les marchés, à annuler les politiques et à immobiliser les pétroliers, et la géographie garantit que cette perception peut être déclenchée à tout moment par un seul acteur hostile en possession de quelques embarcations rapides et d’un émetteur radio.
L’Arabie saoudite et les Émirats arabes unis exploitent des pipelines de dérivation capables de rediriger environ 6,5 millions de barils par jour à leur capacité maximale, si ces installations ne sont pas attaquées. Cela dit, les flux combinés du Golfe à travers le détroit Ormuz se sont élevés à 20 millions de barils par jour en 2024. Même à pleine capacité, ces dérivations ne représentent que 32 % de l’approvisionnement du Golfe. Et il n’existe pas de voie de contournement pour le GNL. Le Qatar est le premier exportateur mondial de GNL, et chaque molécule de gaz qatari acheminée vers l’Asie doit passer par le détroit d’Ormuz sous forme de cargaison liquéfiée. Le 2 mars 2026, des drones iraniens ont frappé la ville industrielle de Ras Laffan, le principal site de production de GNL du Qatar, ce qui a entraîné l’arrêt de toute la production de GNL dans cet État du Golfe.
Comme les événements récents le démontrent rapidement, il n’y a pas de solution technologique à la géographie. On peut seulement proposer une carte différente. Le marché de l’assurance réagit plus rapidement que les marines, et il a déjà rendu son verdict. Les primes de risque de guerre pour les traversées du détroit d’Ormuz ont quadruplé; pour un super navire-citerne, cela signifie qu’un seul voyage coûte maintenant 2 à 3 millions $ à assurer et que, dans de nombreux cas, il est impossible de trouver une couverture. Les analystes du Rapidan Energy Group ont décrit ce scénario comme une crise potentielle trois fois plus grave que l’embargo pétrolier arabe de 1973-1974.
La contre-géographie : la côte pacifique du Canada
Dans Asia’s Cauldron: The South China Sea and the End of a Stable Pacific, M. Kaplan a également écrit que si l’Europe est une région terrestre, l’Asie de l’Est est une région maritime. Selon lui, les confrontations cruciales du XXIe siècle se dérouleront non pas aux frontières terrestres, mais en mer, aux points d’étranglement, aux détroits et aux passages qui relient les grands centres mondiaux de production et de consommation. Les conséquences géoéconomiques sont claires : les chaînes d’approvisionnement en pétrole et en GNL les plus stratégiques du XXIe siècle seront celles qui ne traverseront aucun point d’étranglement contesté.
Pétrole : l’agrandissement du réseau de Trans Mountain
Le projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain (TMX) a été mis en service en mai 2024, triplant ainsi la capacité de transport de brut, qui atteint désormais 890 000 barils par jour, des sables bitumineux de l’Alberta au terminal maritime Westridge du port de Vancouver. Depuis cette date, le système fonctionne à un taux d’utilisation moyen de 82 %. Les exportations de pétrole brut canadien vers des destinations autres que les États-Unis ont plus que triplé, la demande asiatique étant le principal moteur de la croissance. Entre mai 2024 et septembre 2025, les exportations de brut vers les marchés indo-pacifiques sont passées de pratiquement zéro à une moyenne de 571 M$ CA par mois, Singapour, la Corée du Sud, Hong Kong et l’Inde devenant de nouveaux acheteurs importants aux côtés de la Chine, qui est le deuxième consommateur de pétrole du Canada.
Il est important de noter que ces cargaisons ne passent pas par le détroit d’Ormuz, mais par le Pacifique Nord, un couloir d’approvisionnement véritablement indépendant. L’itinéraire Alberta-Zhoushan résout, en un seul pipeline et une seule voie de navigation, le problème du détroit d’Ormuz, car aucun drone iranien ne peut atteindre Fort McMurray ou le terminal de Westridge.
GNL : une nouvelle base d’approvisionnement dans le Pacifique
La phase 1 de LNG Canada a expédié depuis Kitimat, en Colombie-Britannique, son premier chargement en juin 2025, une étape que le ministre canadien de l’Énergie a décrite comme un moment décisif, coïncidant avec une guerre commerciale déclenchée par le seul autre grand marché étranger pour l’énergie canadienne. À la pleine capacité de la phase 1, l’installation produira 14 millions de tonnes par an, ce qui suffira à diversifier sensiblement les portefeuilles d’approvisionnement des acheteurs asiatiques actuellement surindexés sur le GNL qatari, qui, en date du 13 mars 2026, ne peut toujours pas être livré. Les cargaisons de LNG Canada partent directement du Pacifique Nord. Il n’y a pas de point d’étranglement et aucune transmission radio du CGRI ne peut les atteindre.
LNG Canada n’est pas la seule installation de GNL de la côte ouest à se préparer à augmenter sa production. Cedar LNG, une installation flottante de 3 millions de tonnes par an à Kitimat, développée par Pembina Pipeline et la nation Haisla et remarquable en tant que premier projet de GNL au monde appartenant majoritairement à des autochtones, a atteint la décision finale d’investissement et est en cours de construction, l’objectif étant sa mise en service en 2028. Woodfibre LNG, une installation électrifiée de 2,1 millions de tonnes par an située près de Squamish, en Colombie-Britannique, est également en cours de construction et devrait entrer en service en 2027. Les deux projets sont conçus pour fonctionner à partir de l’hydroélectricité renouvelable de la Colombie-Britannique, ce qui leur confère un profil d’émissions parmi les plus bas de toutes les installations d’exportation de GNL dans le monde. Aucun d’entre eux n’est à portée de drones hostiles, et leurs routes maritimes ne traversent pas d’eaux contestées.
Le dossier des investissements
L’infrastructure en cours d’approbation définira la sécurité énergétique de l’Asie pour des décennies. Les décisions prises en 2026-2027 figeront les modèles d’approvisionnement jusqu’aux années 2070.
La planification d’un nouveau pipeline sur la côte Ouest est déjà bien avancée. Soutenu par les gouvernements de l’Alberta et du Canada, le projet permettrait de transporter environ un million de barils par jour de pétrole brut de l’Alberta vers la côte de la Colombie-Britannique, vraisemblablement jusqu’au port de Prince Rupert. Il convient de noter que Prince Rupert a la possibilité de charger de très gros transporteurs de brut (TGTB) modernes, ce qui améliorerait encore la rentabilité de l’unité. L’Alberta prévoit de soumettre le nouveau projet de pipeline au Bureau des grands projets du Canada en vue de devenir un « projet d’intérêt national » d’ici juillet 2026. Le premier ministre Carney a indiqué que le gouvernement fédéral soutenait fermement le projet, qui prévoit une importante copropriété autochtone.
La phase 2 de LNG Canada doublerait la production de l’installation de Kitimat pour la porter à 28 millions de tonnes par an, ce qui en ferait la deuxième installation d’exportation de GNL au monde. Le projet est actuellement au stade de l’ingénierie et de la conception préliminaires (FEED), le contrat étant détenu par la coentreprise JGC-Fluor. La phase 2 a été confiée au Bureau des grands projets, avec un délai d’approbation de deux ans. La décision finale d’investissement de la coentreprise, qui regroupe Shell, Mitsubishi, Korea Gas Corporation, Petronas et PetroChina, est attendue fin 2026 ou début 2027. À elle seule, la phase 2 devrait attirer 33 milliards $ CA de capitaux privés. En outre, ses émissions devraient être inférieures de 60 % à la moyenne mondiale pour le GNL, un aspect qui comptera pour tous les fonds souverains soucieux des enjeux ESG.
Ksi Lisims LNG, un projet d’installation flottante de 12 millions de tonnes par an près de Prince Rupert, lancé par la nation Nisga’a, Western LNG et Rockies LNG, a reçu son autorisation d’évaluation environnementale fédérale et son certificat d’évaluation environnementale de la Colombie-Britannique, et a été désigné comme projet d’intérêt national par le Bureau des grands projets du Canada. TotalEnergies et Shell ont chacun signé des accords d’achat de 20 ans pour un total de quatre millions de tonnes par an. Les promoteurs du projet prévoient de prendre une décision finale d’investissement en 2026, le début de la production étant prévue pour la fin de 2029. S’il est approuvé, le projet Ksi Lisims LNG porterait la capacité totale d’exportation de GNL du Canada dans le Pacifique à plus de 40 millions de tonnes par an d’ici le début des années 2030, transformant le pays en un fournisseur de GNL d’importance mondiale au moment où les acheteurs asiatiques prennent la décision de réduire leur dépendance vis-à-vis du Golfe.
Dans le domaine du pétrole brut, Trans Mountain poursuit son expansion. Les agents réducteurs de traînée, qui sont des produits chimiques polymères injectés dans le pétrole et qui réduisent considérablement le frottement et permettent au pipeline de transporter plus de produits avec la même infrastructure, devraient ajouter de 85 000 à 90 000 barils par jour d’ici à 2027. Le dragage du terminal de Westridge, qui devrait être achevé fin 2026 ou début 2027, permettra aux navires Aframax polyvalents de charger de 700 000 à 750 000 barils par trajet, contre 550 000 auparavant, une amélioration structurelle de l’économie par trajet qui rendra le brut canadien progressivement plus compétitif par rapport aux coûts de débarquement en Asie. À moyen terme, 30 kilomètres de nouveaux pipelines et 11 nouvelles stations de pompage pourraient ajouter 360 000 barils par jour à la capacité de Trans Mountain.
Occasions en pratique
Les structures de gouvernance des plus grands fonds souverains, des compagnies pétrolières nationales et des ministères de l’Énergie d’Asie donnent à ces économies des leviers directs pour agir sur ce qui se passe actuellement. L’argument géographique est clair. Quelles sont les occasions à saisir?
Premièrement, les engagements d’écoulement. Les accords d’achat de GNL à long terme conclus avec des acheteurs asiatiques sont le signal dont les consortiums LNG Canada (phase 2) et Ksi Lisims ont besoin pour prendre leurs décisions finales d’investissement. Korea Gas Corporation participe déjà à la coentreprise LNG Canada. Les sociétés japonaises JERA, Osaka Gas, CNOOC, INPEX et les principaux importateurs indiens devraient participer activement à la table des négociations, tout comme les champions nationaux de l’énergie taïwanais et singapouriens. Le délai pour prendre les décisions pour les deux projets est cette année : 2026. Tout acheteur asiatique qui conclut une entente d’écoulement de 40 à 50 ans avant que ces décisions ne soient prises souscrit une assurance contre la prochaine crise du détroit d’Ormuz à un prix qui semblera extraordinairement bon marché par rapport aux prix au comptant du GNL en cas de crise.
Deuxièmement, des participations en capital dans les infrastructures canadiennes. Cedar LNG est déjà le plus grand projet d’infrastructure au monde détenu majoritairement par des Autochtones, un modèle qui démontre comment les partenariats de capitaux propres peuvent être structurés pour harmoniser les rendements commerciaux avec la sécurité de l’approvisionnement à long terme. Le pipeline de la côte Ouest prévoit des structures de copropriété comparables, avec une marge de manœuvre pour une participation stratégique de l’Asie. Le Japon, la Corée du Sud et la société Temasek de Singapour ont tous investi dans des infrastructures au Canada par le passé; une participation dans un pipeline acheminant un million de barils par jour vers la côte Pacifique du Canada constitue une couverture structurelle qu’aucune position à terme ne peut reproduire.
Troisièmement, des cadres directs de gouvernement à gouvernement. Un accord stratégique de coopération énergétique et commerciale entre le Canada et la Chine a été signé lors de la récente visite du premier ministre Carney à Beijing. Des négociations similaires sont en cours avec l’Inde, le Japon et Singapour. Alors que le Canada cherche activement à diversifier ses relations commerciales en s’affranchissant de la dépendance à l’égard des États-Unis, la concordance d’intérêts entre l’impératif de diversification du Canada et l’impératif de sécurité énergétique de l’Asie n’a jamais été aussi forte.
Une nouvelle carte, un nouvel avenir
M. Kaplan a averti que si la géographie n’est pas une destinée, les dirigeants du monde l’ignorent à leurs risques et périls. Les navires-citernes bloqués au détroit d’Ormuz et les installations GNL hors service à Ras Laffan ne sont pas des anomalies. Il s’agit de tests de résistance montrant ce qui se passe lorsque la sécurité énergétique mondiale repose sur un point d’étranglement flanqué d’une puissance hostile.
Les infrastructures susceptibles de modifier la géographie énergétique de l’Asie existent déjà ou sont en cours de construction : TMX, LNG Canada – phases 1 et 2, Cedar LNG, Woodfibre LNG, Ksi Lisims LNG, et un nouveau pipeline sur la côte Ouest. Les décideurs et les investisseurs asiatiques qui agissent aujourd’hui s’assurent un approvisionnement sûr pour un demi-siècle. Ceux qui attendent seront confrontés à un marché de vendeurs formé par des acheteurs qui ont intériorisé les leçons de 2026 avant eux.
Le Canada possède ce dont l’Asie a besoin : du pétrole et du gaz qui n’ont pas à passer par des détroits contestés et qui proviennent d’un partenaire commercial de confiance, hors de portée des drones. La question est de savoir si l’Asie investira dans une géographie qui résoudra la vulnérabilité créée par l’autre géographie.
• Édition : Michael Roberts, directeur des communications, FAP Canada. L’auteur a également utilisé des outils d’IA lors de la rédaction initiale de cet article.
