Sans ressources fossiles propres, l’Espagne a traversé la fermeture du détroit d’Ormuz sans rupture d’approvisionnement, à la différence d’autres partenaires européens plus vulnérables. Sept terminaux de regazéification, une législation imposant la diversification des fournisseurs, des raffineries parmi les plus avancées au monde et une transition vers les énergies renouvelables accélérée expliquent une position stratégique construite sur plusieurs décennies et mise à l’épreuve pour la première fois dans toute son ampleur.
Le printemps 2026 a mis en lumière un paradoxe énergétique peu anticipé. L’Espagne, sans pétrole ni gaz propres, dépendant presque entièrement des importations pour couvrir sa demande en combustibles fossiles, a traversé la fermeture du détroit d’Ormuz — déclenchée par la guerre entre l’Iran et les États-Unis le 28 février dernier — sans rupture d’approvisionnement, surprenant analystes et partenaires européens. Cette résilience n’est pas conjoncturelle : elle résulte de décennies d’investissement dans les infrastructures et d’une législation ayant érigé la diversification en principe fondateur.
Le détroit d’Ormuz, par lequel transitaient en temps normal quelque 20 % du pétrole mondial — soit environ 20 millions de barils par jour — et une fraction équivalente du gaz naturel liquéfié (GNL) mondial, est quasiment bloqué depuis début mars 2026. L’impact sur les prix a été immédiat : le baril de Brent a dépassé 126 dollars au cours de ce mois. L’Espagne, elle, n’a subi aucune coupure d’approvisionnement. Ce qui suit explique pourquoi.
Sept terminaux de GNL : une infrastructure que personne n’avait conçue comme bouclier
Avec sept terminaux de regazéification répartis sur ses côtes — dont ceux de Barcelone, Huelva et Bilbao —, l’Espagne concentre près de 30 % de la capacité européenne totale de regazéification de GNL, la part la plus élevée du continent. Ces installations permettent d’importer du gaz liquéfié depuis n’importe quelle région du monde, qu’il s’agisse de l’Amérique du Nord, du golfe Persique, de l’Afrique de l’Ouest ou de l’Asie du Sud-Est. Cette flexibilité géographique distingue l’Espagne des pays européens liés à des gazoducs fixes, incapables de réorienter leurs achats avec la même agilité.
À cette capacité d’importation s’ajoute un système de stockage stratégique de premier plan. Le site de Yela, en Castille-La Manche, peut contenir un milliard de mètres cubes de gaz, l’équivalent d’environ quarante jours de consommation nationale. En mars 2026, les réserves espagnoles dépassaient largement la moyenne européenne, avantage opérationnel fruit d’une politique d’anticipation des risques menée sur le long terme. Longtemps critiquée pour son apparente surdimension par rapport à la demande intérieure, cette infrastructure s’est révélée être une assurance stratégique de premier ordre.
La règle des 50 % : la diversification énergétique inscrite dans la loi
La législation espagnole interdit à un seul pays de fournir plus de 50 % des importations énergétiques nationales, une règle qui a imposé une diversification extrême des fournisseurs et qui s’est révélée décisive dans le contexte actuel. En 2025, l’Algérie est demeurée le premier fournisseur de gaz avec 34,6 % des importations — 128 502 gigawattheures —, suivie par les États-Unis dont la part a atteint 30 %, en hausse spectaculaire de 96,3 % par rapport à l’année précédente. La Russie, de son côté, a vu sa participation chuter à 11,5 %.
Pour le pétrole, la structure est tout aussi distribuée. Les États-Unis arrivent en tête avec 15,2 % des importations, suivis du Brésil (13,6 %) et du Mexique (12,3 %). Le résultat de ce modèle, conçu comme mécanisme de sécurité juridique plus que comme stratégie géopolitique explicite, s’est imposé avec netteté en avril 2026 : seulement 17 % du pétrole importé provenaient de l’ensemble Afrique-Moyen-Orient, et à peine 5 % transitaient par un détroit d’Ormuz alors paralysé par le blocus irano-américain.
Raffineries à haute complexité : adaptables à n’importe quel marché
L’Espagne bénéficie d’un avantage supplémentaire dans le maillon du raffinage, grâce à un réseau d’installations classées parmi les plus complexes au monde selon l’indice de complexité Nelson (l’indicateur de référence du secteur pour évaluer la capacité de traitement de différents types et qualités de brut). Les raffineries de Carthagène, Tarragone et Bilbao, notamment, peuvent traiter des pétroles lourds et de composition variée, réduisant leur dépendance envers des origines spécifiques et leur permettant de s’adapter aux chaînes d’approvisionnement fragmentées par les tensions géopolitiques.
En 2024, le secteur a traité plus de 65 000 kilotonnes de matières premières, soit 3,9 % de plus que l’année précédente, avec en sortie du kérosène d’aviation et du gazole à faible teneur en soufre. Dans le contexte du blocus d’Ormuz, cette capacité a acquis une dimension stratégique directe. Selon les estimations internationales, l’Europe ne disposait en avril 2026 que de six semaines de réserves de kérosène, ce qui a fait de la capacité de raffinage espagnole, tournée vers l’exportation, une ressource critique pour l’ensemble du secteur aérien continental.
D’île énergétique à plaque tournante : gaz pour la France et le Maroc
La transformation la plus significative de la position espagnole tient à ce qu’elle a cessé d’être une « île énergétique » — qualificatif qui évoquait sa faible interconnexion avec le reste de l’Europe — pour devenir une plateforme de distribution continentale. En 2025, 34,5 % de ses exportations de gaz ont été acheminées vers la France via l’interconnexion transpyrénéenne, tandis que le Maroc a reçu 24,9 % des volumes exportés grâce à l’inversion du sens du gazoduc Maghreb-Europe, mécanisme permettant à Rabat d’importer du GNL d’origine mondiale par les terminaux ibériques, renforçant par là même les liens commerciaux bilatéraux.
Les exportations de produits pétroliers raffinés ont atteint en 2025 une valeur de 15,3 milliards d’euros, à destination principalement des Pays-Bas, de la France, du Maroc et du Portugal. Les grands groupes énergétiques consolident ce rôle stratégique. Repsol a signé en avril 2026 un accord au Venezuela pour atteindre une production de 135 000 barils par jour d’ici trois ans ; Moeve — anciennement Cepsa — investit plus d’un milliard d’euros dans un projet d’hydrogène vert de 300 mégawatts en Andalousie ; Enagás pilote quant à lui H2Med, qui vise à transporter deux millions de tonnes d’hydrogène renouvelable par an vers l’Europe d’ici 2030, soit 10 % de la demande européenne projetée.
Protégée de la coupure, exposée aux prix : les limites de la résilience
La solidité de la position espagnole a une limite précise et structurelle. Sur le plan physique, le risque de rupture d’approvisionnement est marginal — seuls 5 % du pétrole importé et 2 % du gaz transitent par Ormuz —, mais l’Espagne ne peut s’isoler de la volatilité des marchés mondiaux. La hausse du Brent à 126 dollars le baril en mars 2026 s’est répercutée sur tous les dérivés du brut. Le gouvernement a libéré des réserves via la Corporation des Réserves Stratégiques de Produits Pétroliers (CORES) et réduit la fiscalité sur les carburants pour contenir les prix à la pompe — autour de 1,516 euro le litre d’essence à Madrid à la mi-avril 2026.
Le troisième bouclier face au choc énergétique est la transition vers les énergies renouvelables. En mars 2026, celles-ci représentaient 63,2 % de la production électrique nationale — l’éolien à 22,4 %, le solaire à 18,5 % —, réduisant la part du gaz dans le système tarifaire et maintenant par instants le prix de gros à zéro euro par mégawattheure. Entre 2020 et 2024, cette montée en puissance a évité l’importation de 26 milliards de mètres cubes de gaz, pour une économie estimée à 13,5 milliards d’euros. Le défi structurel demeure le stockage par batteries, encore insuffisant pour gérer les excédents de production renouvelable.
