Perturbations de l’offre et impact sur le marché
Le conflit a retranché environ un cinquième de l’offre mondiale de pétrole et de GNL. Les dommages aux sites qataris ont réduit la capacité de liquéfaction (transformation du gaz en liquide) et pourraient nécessiter des années de réparation, ce qui retarde l’augmentation de l’offre, notamment celle tirée par les États-Unis. L’AIE estime un déficit cumulé d’environ 120 milliards de mètres cubes entre 2026 et 2030. Cela suggère un marché durablement tendu sur cette période. La demande de gaz s’est tassée dans des régions importatrices clés, surtout en Asie. La hausse des prix et les mesures publiques poussent au remplacement d’un combustible par un autre (par exemple passer du gaz au charbon ou au fioul) et à une baisse de la consommation. Le pétrole reste au centre de l’attention, le conflit maintenant les prix à un niveau élevé. Le Brent se maintient au‑dessus de 115 dollars le baril, un niveau qui n’avait plus été durable depuis les chocs de 2022. Nous voyons un intérêt à acheter des options d’achat à longue échéance (un droit d’acheter plus tard à un prix fixé, sur une maturité lointaine) pour profiter d’une hausse supplémentaire tout en limitant le risque à la prime payée. Le contexte rappelle 2022 après l’invasion de l’Ukraine. En 2025, beaucoup pensaient que la « prime de risque géopolitique » (surcoût intégré aux prix par crainte d’événements) allait se réduire, mais le conflit avec l’Iran montre que les chocs d’offre restent déterminants. Cela laisse prévoir des mouvements de prix brusques et imprévisibles dans les prochains mois.Volatilité des options et positionnement de trading
La situation du gaz naturel est encore plus critique, compte tenu des dégâts sur les installations qataries de GNL. Avec des prix européens TTF au‑delà de 35 $/MMBtu (MMBtu : unité de mesure de l’énergie, « million de BTU »), l’écart avec le Henry Hub américain (prix de référence du gaz aux États-Unis) reste très large, signe d’une ruée vers des approvisionnements hors zone de conflit. Le répit attendu via de nouveaux terminaux d’exportation américains (infrastructures pour envoyer du GNL) est désormais repoussé, ce qui maintient la tension sur le marché au moins jusqu’en 2028. La forte volatilité (ampleur des variations de prix) sur l’énergie rend l’achat d’options coûteux. Il faut envisager des approches qui en profitent, comme vendre des options de vente garanties par du cash (obligation potentielle d’acheter l’actif, avec la trésorerie mise de côté) lors de replis marqués, ou utiliser des « spreads verticaux » (achat et vente d’options de même échéance mais à prix d’exercice différents) pour réduire le coût d’entrée sur une position haussière. La volatilité implicite (volatilité anticipée par le marché et intégrée dans le prix des options) sur les contrats à très court terme dépasse régulièrement 40 %, ce qui ouvre une possibilité de capter des primes (encaisser le prix des options vendues). Il faut aussi surveiller la demande, car les prix élevés commencent à peser sur la consommation en Asie. Les dernières données d’indice PMI (indice des directeurs d’achat, indicateur avancé de l’activité industrielle) dans plusieurs marchés émergents montrent un léger ralentissement de l’industrie, un signal précoce pour la demande d’énergie. Cela peut plafonner les prix, rendant risquées les positions acheteuses directes sur les contrats à terme (futures : contrats d’achat/vente à une date future) sans stop‑loss clair (ordre de vente automatique pour limiter les pertes).
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