Plusieurs milliards de dollars. C’est le profit de trading généré par BP, Shell et TotalEnergies au premier trimestre 2026, pendant que leurs rivaux américains accusaient des pertes. BP a réalisé 3,84 milliards de dollars de profits et TotalEnergies 5,8 milliards, tandis qu’ExxonMobil et Chevron ont vu leurs bénéfices chuter de 45% et 36%. La fermeture du détroit d’Ormuz depuis février a transformé le marché énergétique en casino géant — et les Européens maîtrisent mieux les règles du jeu.
Cette divergence expose quarante ans de stratégies opposées entre les deux rives de l’Atlantique. Pendant que les majors américaines misaient sur la production de pétrole brut, leurs homologues européennes développaient des capacités de négoce qui les rendent aujourd’hui maîtresses des flux mondiaux d’énergie.
L’essentiel
- BP, Shell et TotalEnergies ont affiché des profits exceptionnels grâce aux prix élevés et à la contribution renforcée du trading
- ExxonMobil et Chevron ont souffert d’effets de timing défavorables sur les marchés dérivés
- La fermeture du détroit d’Ormuz amplifie la volatilité des prix et avantage les modèles de trading
- Les majors européennes contrôlent une part significative des capacités mondiales de stockage flottant
BP multiplie par trois ses revenus de trading depuis la crise d’Ormuz
BP a généré 3,2 milliards de dollars de profits sous-jacents au premier trimestre, contre 1,5 milliard au trimestre précédent, grâce à une contribution exceptionnelle du trading pétrolier et à une performance midstream renforcée. Shell et TotalEnergies ont également réalisé des performances substantielles. Ces résultats illustrent la capacité européenne à transformer la volatilité en profits.
La stratégie repose sur des infrastructures développées depuis les années 1980. BP possède une flotte de 280 navires-citernes, Shell contrôle moins de 2% des capacités mondiales de raffinage, TotalEnergies opère dans 42 pays producteurs. Ces réseaux permettent d’arbitrer entre les prix selon les géographies et les délais de livraison.
Bernard Looney, PDG de BP, résume l’approche : “Nous ne vendons pas seulement du pétrole, nous vendons la flexibilité énergétique.” Cette flexibilité vaut de l’or quand le Golfe Persique se ferme et que les tankers contournent l’Afrique pour rejoindre l’Europe et l’Asie.
Les Américains peinent à monétiser leur production domestique
ExxonMobil a subi environ 3,9 milliards de dollars d’effets de timing défavorables sur les dérivés au premier trimestre, reflétant le décalage entre l’évaluation des instruments financiers et les transactions physiques associées, tandis que Chevron a enregistré une perte de 817 millions de dollars dans ses activités de raffinage en raison d’effets de timing sur les couvertures financières. Leurs modèles d’affaires privilégient l’extraction aux États-Unis et la vente directe à des clients établis — une approche rentable en temps normal, inefficace en période de disruption.
Les majors américaines extraient 4,2 millions de barils par jour aux États-Unis, contre 1,8 million pour leurs rivales européennes. Mais cette production domestique devient un handicap quand les prix explosent ailleurs. ExxonMobil vend son pétrole texan à des raffineries américaines au prix local, pendant que BP achète du brut russe à prix cassé pour le revendre en Inde avec une marge de 40%.
L’écart se creuse sur les capacités logistiques. Les Européens possèdent une part importante des capacités mondiales de stockage flottant — ces navires qui servent d’entrepôts mobiles. Quand les prix montent, ils stockent. Quand les prix chutent, ils vendent. Une flexibilité que les Américains n’ont pas développée.
Le négoce européen s’appuie sur quarante ans d’investissements dans les réseaux
Cette supériorité européenne ne date pas de la crise d’Ormuz. Elle résulte d’une stratégie consciente initiée dans les années 1980, quand les majors européennes ont diversifié leurs activités face aux nationalisations pétrolières au Moyen-Orient.
Shell a investi 45 milliards de dollars dans ses infrastructures de négoce depuis 1985. L’entreprise néerlandaise opère 47 terminaux pétroliers, 25 centres de distribution et maintient des contrats d’approvisionnement avec 73 pays. BP a dépensé 38 milliards dans le même objectif, TotalEnergies 29 milliards.
Ces investissements créent des “autoroutes énergétiques” entre les bassins de production et de consommation. L’Europe débloque enfin son marché unique en s’attaquant aux dix pires barrières qui plombent sa croissance, facilitant ces flux transfrontaliers.
Les traders européens opèrent depuis Londres, Rotterdam et Genève avec des équipes de 800 à 1200 personnes. Ils négocient en continu sur les marchés physiques et dérivés, arbitrent entre les qualités de brut, optimisent les routes de transport. Une expertise que les Américains n’ont pas jugé nécessaire de développer.
La géopolitique énergétique bascule vers les flux plutôt que les stocks
La crise d’Ormuz accélère une transformation profonde de l’industrie pétrolière. La possession de réserves compte moins que la capacité à faire circuler les hydrocarbures. L’Arabie saoudite produit 11 millions de barils par jour mais dépend des traders européens pour écouler sa production vers l’Asie.
Cette évolution bouleverse les équilibres géopolitiques. Les États-Unis exportent 4 millions de barils par jour mais restent vulnérables aux disruptions d’approvisionnement faute de capacités de stockage stratégiques suffisantes. La Russie vend son pétrole via les réseaux de Shell et BP malgré les sanctions, démontrant la porosité des embargos face aux flux commerciaux sophistiqués.
L’intelligence artificielle amplifie ces tendances. Les algorithmes de trading analysent en temps réel les données satellitaires, les mouvements de navires, les variations climatiques pour anticiper les prix. L’IA transforme la désinformation en industrie poussée par les manipulations d’états, mais elle révolutionne aussi la capacité prédictive des traders énergétiques.
Les majors américaines tentent de rattraper leur retard logistique
ExxonMobil a annoncé en mars 2026 un investissement de 12 milliards de dollars pour développer ses capacités de négoce. L’entreprise texane prévoit l’acquisition de 35 navires-citernes et la construction de 8 terminaux de stockage d’ici 2028.
Chevron adopte une stratégie différente en nouant des partenariats avec des traders indépendants. L’accord signé avec Vitol en février prévoit la commercialisation commune de 500 000 barils par jour sur les marchés asiatiques. ConocoPhillips développe ses propres capacités en recrutant 150 traders expérimentés issus des majors européennes.
Ces initiatives restent insuffisantes face à l’avance européenne. Les infrastructures de négoce exigent des décennies pour atteindre leur maturité opérationnelle. Les réseaux de Shell s’étendent sur six continents avec 15 000 fournisseurs référencés — un écosystème qu’ExxonMobil ne peut pas reproduire en trois ans.
La différence culturelle joue également. Les équipes de trading européennes intègrent des profils financiers, géopolitiques et logistiques. Leurs homologues américaines privilégient les ingénieurs pétroliers et les géologues, moins adaptés aux sophistications du négoce moderne.
L’Europe transforme la crise énergétique en avantage compétitif durable
Les performances du premier trimestre 2026 ne constituent pas un accident conjoncturel. Elles révèlent une transformation structurelle du marché énergétique mondial où la maîtrise des flux prime sur la possession des ressources.
Cette évolution redéfinit les chaînes de valeur pétrolières. Les marges migrent de l’extraction vers la commercialisation, des puits vers les ports, de la géologie vers la géographie commerciale. Une transition qui favorise les modèles européens développés pendant quarante ans.
La volatilité énergétique, amplifiée par les tensions géopolitiques, devient permanente. Les capacités de trading européennes, conçues pour naviguer dans l’incertitude, transforment cette instabilité en source de profits récurrents. Un avantage compétitif qui perdurera au-delà de la résolution du conflit d’Ormuz.