Cent huit jours.
C'est la durée pendant laquelle la France pourrait, théoriquement, tenir sans aucun import de pétrole, en s'appuyant uniquement sur ses stocks stratégiques, selon les données du ministère de la Transition écologique. La loi exige 90 jours. Le pays en stocke davantage, marge de sécurité au-delà de l'obligation européenne et internationale.
Sur le territoire, environ 17 millions de tonnes de pétrole brut et de produits raffinés dorment dans 81 sites de stockage : raffineries, dépôts portuaires, dépôts dits « de maillage » répartis dans l'Hexagone, et au-dessus de tout cela, un complexe souterrain unique — les cavités salines de Géosel-Manosque, dans les Alpes-de-Haute-Provence.
Quand le détroit d'Ormuz s'est fermé le 28 février 2026, et que la guerre en Iran a précipité le pétrole vers les 100 dollars puis 126 dollars le baril fin avril, la première ligne de défense française s'est mise en mouvement. Le 11 mars 2026, l'Agence internationale de l'énergie (AIE) a coordonné la plus importante libération de stocks stratégiques de son histoire : 400 millions de barils sortis des réserves des 32 pays membres.
Anatomie d'un système conçu après 1973, et mis à l'épreuve en 2026.
La règle des 90 jours : un héritage du choc pétrolier de 1973
L'origine du dispositif est connue. Octobre 1973 : guerre du Kippour. Les pays arabes producteurs imposent un embargo aux soutiens d'Israël et réduisent leur production. Entre octobre 1973 et janvier 1974, le prix du baril quadruple, passant d'environ 2,32 à 9 dollars. L'Europe occidentale, alors à 60-70 % dépendante du pétrole pour son énergie primaire, vacille.
La réponse occidentale prend la forme d'une organisation intergouvernementale. Le 18 novembre 1974, seize pays membres de l'OCDE créent l'Agence internationale de l'énergie (AIE), rattachée à l'OCDE et basée à Paris. La France, fidèle à sa doctrine d'autonomie énergétique gaullienne, refuse d'y adhérer. Elle ne ratifiera l'accord IEA qu'en 1992, sous François Mitterrand.
Cœur du dispositif AIE : chaque pays membre s'engage à constituer et maintenir des stocks équivalents à 90 jours d'importations nettes de pétrole brut et de produits raffinés. La directive européenne 2009/119/CE, qui transpose l'engagement au niveau de l'Union, fixe la même cible.
Pour la France, l'obligation est inscrite aux articles L. 642-2 et suivants du Code de l'énergie, complétés par les dispositions du Code de la défense pour les volumes mis à disposition de l'État en cas de crise majeure.
Le calcul des 29,5 % : ce que doit chaque distributeur
La traduction concrète de la règle des 90 jours, pour les opérateurs économiques, prend la forme d'un pourcentage.
Selon le Code de l'énergie, chaque société qui distribue des carburants en France doit mettre à disposition en permanence un volume de stocks de sécurité équivalent à 29,5 % de ses ventes de l'année précédente. Ce taux, légèrement supérieur aux 90 jours stricts demandés par l'AIE, intègre une marge de sécurité.
Les opérateurs ont deux options : détenir physiquement les stocks eux-mêmes (raffineurs intégrés), ou déléguer leur obligation au Comité professionnel des stocks stratégiques pétroliers (CPSSP) — une structure créée par la loi pétrolière n° 92-1443 du 31 décembre 1992 et précisée par les décrets 93-131 et 93-132 du 29 janvier 1993.
Le CPSSP perçoit en contrepartie une redevance proportionnelle aux ventes. Il sous-traite ensuite la gestion physique à la SAGESS.
SAGESS et CPSSP : qui détient, qui paie, qui gère
La SAGESS — Société anonyme de gestion des stocks de sécurité — est une particularité française. Société privée, constituée des opérateurs pétroliers actifs en France, elle a pour mission unique de financer l'achat et le stockage de pétrole pour le compte du CPSSP. Selon ses propres données, elle gère environ les trois quarts des réserves stratégiques françaises.
Mécanique financière : la SAGESS emprunte sur les marchés pour financer ses achats de brut et de produits raffinés. Le coût (intérêts, frais de stockage, assurances) est répercuté sur le CPSSP, qui le facture aux opérateurs au prorata de leurs ventes — donc, in fine, au consommateur, à travers les prix à la pompe.
L'État ne possède pas directement les stocks. Il en réglemente la quantité, en pilote la mobilisation, mais le portage financier reste privé. C'est un modèle dit « délégué » — par opposition au modèle « étatique » américain, où la Strategic Petroleum Reserve est entièrement publique et gérée par le Department of Energy.
La carte des stocks : 17 millions de tonnes sur 81 sites
Les 17 millions de tonnes de produits pétroliers stockés en France ne sont pas concentrés en un seul lieu. Le ministère de la Transition écologique recense 81 sites répartis sur cinq grandes régions de stockage :
- Marseille-Fos : Fos-sur-Mer, Lavéra (Bouches-du-Rhône)
- Basse-Seine : Gonfreville-l'Orcher, Port-Jérôme-Gravenchon, Le Havre (Seine-Maritime)
- Donges (Loire-Atlantique) — raffinerie TotalEnergies, port pétrolier majeur
- Feyzin (Rhône) — raffinerie TotalEnergies, vallée du Rhône
- Grandpuits (Seine-et-Marne) — bassin parisien
S'y ajoutent une centaine de dépôts d'importation dans les ports majeurs, et des dépôts de maillage répartis dans tout le territoire pour assurer l'irrigation jusqu'à la pompe.
Trois grands axes de pipeline irriguent le pays :
- Antifer-Le Havre : sortie maritime de la Basse-Seine, pour les flux raffinés
- Donges-Melun-Metz : axe ouest-est, des ports atlantiques au bassin parisien et à l'Est
- SPSE (Société du pipeline Sud-Européen) : Fos-sur-Mer vers la Suisse et l'Allemagne du Sud
Le DRPC (Dépôt Rouen Petite-Couronne), exploité par Bolloré Energy sur les rives de la Seine, ajoute 600 000 m³ de capacité dédiée à l'Île-de-France, à la Normandie et aux aéroports parisiens.
Géosel Manosque : 30 cavités, 9 millions de m³ sous terre
Au sud, le complexe industriel le plus singulier du dispositif français. Géosel, situé sur la commune de Manosque (Alpes-de-Haute-Provence), exploite trente cavités salines creusées entre 350 et 1 000 mètres de profondeur dans le massif salifère du Lubéron.
Chaque cavité a été lessivée — c'est-à-dire creusée par injection d'eau douce qui dissout le sel — au cours des cinquante dernières années. Les capacités unitaires varient de 100 000 à 600 000 mètres cubes. Au total, la capacité utile dépasse 9 millions de mètres cubes, sur 200 hectares d'emprise au sol.
La répartition est équilibrée selon Géosel : environ 50 % de pétrole brut et 50 % de produits raffinés (gazole, essence, kérosène, naphta). Le site héberge à lui seul environ 42 % des réserves stratégiques pétrolières françaises.
L'avantage technique du stockage en cavité saline : la roche-sel est imperméable, mécaniquement stable, et le pétrole peut y être conservé pendant des décennies sans dégradation significative. Géosel est relié à Fos-sur-Mer par un pipeline et à la zone de Lyon-Feyzin par d'autres canalisations, ce qui permet une mobilisation rapide vers les marchés français et européens du Sud.
Quand on libère : 1991, 2005, 2011, 2022, 2026
Le mécanisme des stocks stratégiques n'est pas seulement défensif. Il fonctionne aussi comme un outil d'intervention sur les marchés.
Les libérations coordonnées par l'AIE, depuis sa création, sont restées rares :
- 1991 — Guerre du Golfe : la coalition occidentale décide une libération coordonnée pour absorber le retrait du pétrole irakien et koweïtien des marchés.
- 2005 — Ouragans Katrina et Rita : la production et le raffinage du Golfe du Mexique sont massivement endommagés. L'AIE libère 60 millions de barils.
- 2011 — Guerre civile libyenne : la production libyenne s'effondre. L'AIE coordonne 60 millions de barils, dont la France contribue à hauteur de 14,5 millions de barils.
- 2022 — Invasion russe de l'Ukraine : deux libérations successives totalisent 182,7 millions de barils par les 32 pays membres.
- 2026 — Guerre Iran : libération record de 400 millions de barils.
Hors de ces opérations, la France et ses partenaires ont aussi puisé dans leurs réserves lors de tensions ponctuelles — pénuries de carburants en raison de grèves dans les raffineries (octobre 2022 en France), incidents techniques majeurs, attaques cybernétiques sur des oléoducs.
Mars 2026 : la plus importante libération de l'histoire de l'AIE
Le 11 mars 2026, les 32 pays membres de l'AIE ont validé à l'unanimité une libération de 400 millions de barils. Le volume représente la plus importante action coordonnée depuis la création de l'agence en 1974, supérieure à la libération de 182,7 millions de barils décidée en 2022 après l'invasion russe de l'Ukraine.
Détail des décisions, selon le communiqué AIE :
- 72 % de pétrole brut, 28 % de produits raffinés (essentiellement gazole et kérosène)
- Calendrier : Asie-Océanie en mobilisation immédiate, Amériques et Europe à compter de fin mars
- Sources : stocks publics + stocks obligatoires détenus par l'industrie + autres réserves
Le but affiché par Fatih Birol, directeur général de l'AIE, est double : « stabiliser les marchés » en compensant la disparition partielle du pétrole iranien et golfo-persique des flux mondiaux, et « contenir l'inflation énergétique » qui menace les économies importatrices.
L'effet sur les prix a été partiel. Le baril Brent, qui était autour de 80 dollars avant les frappes, a culminé à 126 dollars en intraday le 30 avril sur les contrats à terme avant de redescendre à ~114 dollars en clôture. Sans la libération AIE, la trajectoire aurait probablement dépassé les 140-150 dollars selon les estimations Banque mondiale et Rystad Energy.
Les Strategic Petroleum Reserve américains : le contraste
Pour comprendre la spécificité française, le contraste avec les États-Unis est éclairant.
Le Strategic Petroleum Reserve américain est public, géré par le Department of Energy, financé par le contribuable. Capacité autorisée : 714 millions de barils — la plus grande réserve de pétrole brut d'urgence au monde. Inventaire fin 2025 : 411 millions de barils, soit environ 57 % de capacité.
Quatre sites concentrent ces volumes le long du golfe du Mexique :
- Bryan Mound, près de Freeport (Texas) : 247,1 millions de barils autorisés
- Big Hill, près de Beaumont (Texas) : 170 millions de barils
- West Hackberry, près de Lake Charles (Louisiane)
- Bayou Choctaw, près de Baton Rouge (Louisiane)
Le SPR américain ne contient que du pétrole brut. Il est mobilisable rapidement — le pipeline et les terminaux d'export du golfe permettent une livraison à l'international en quelques jours. La France, dont les stocks comprennent à la fois du brut et des produits raffinés, peut intervenir plus directement sur le marché de la pompe — mais avec des volumes plus limités.
Ce que la France a libéré, et ce qui reste
La part française de la libération de mars 2026 n'a pas été détaillée publiquement. Sur la base des libérations passées, les opérateurs estiment que la contribution française aux 400 millions de barils représente entre 12 et 18 millions de barils — soit l'ordre de grandeur de la libération de 2011 (14,5 millions de barils contribués lors de la crise libyenne).
La porte-parole du gouvernement et ministre déléguée à l'Énergie Maud Bregeon a précisé le 19 avril 2026, sur les ondes de France Inter, que la France disposait toujours de l'équivalent de « 100 jours » de réserves de kérosène stratégique. Cette mesure spécifique à un produit raffiné illustre la souplesse du dispositif français, qui permet une mobilisation par segment.
Pour les compagnies aériennes confrontées à la flambée du kérosène, ces réserves représentent une garantie d'approvisionnement physique. Pour le pétrole brut, le calcul est plus complexe : sa libération massive crée un effet d'amortissement temporaire sur les prix, mais sans capacité à reconstituer les flux interrompus à Ormuz.
Ce que la crise révèle : une dépendance structurelle
La France importe la quasi-totalité de son pétrole brut. Selon le ministère de la Transition écologique, les imports brut se sont établis à environ 45 millions de tonnes équivalent pétrole en 2024 (-2 % vs 2023), pour une consommation totale de produits pétroliers proche de 65 millions de tonnes. La production nationale ne couvre que 548 000 tonnes — soit moins de 1 % des besoins. En 2024, l'Amérique du Nord est devenue la première région d'origine du pétrole brut importé (23 %, en hausse de 33 % depuis les États-Unis), devant les fournisseurs historiques (Arabie saoudite, Kazakhstan, Nigeria, Angola, Norvège), conséquence directe des sanctions occidentales contre la Russie.
Cette dépendance structurelle se compense par le mix énergétique global, qui repose à 64 % sur le nucléaire pour la production d'électricité. Mais le pétrole reste irremplaçable à court terme dans les transports (routier, aérien, maritime) et dans certains procédés industriels, notamment Désindustrialisation chimique en Europe : 9 % de capacités, 90 000 emplois en jeu.
Les 90 jours d'autonomie ne sont pas une solution. Ils sont un délai. Un sas pour permettre à l'État, aux opérateurs et aux marchés de s'adapter avant l'épuisement. Au-delà, sans réouverture des flux d'importation, l'économie française entrerait dans un mode de rationnement — comme cela avait été envisagé pendant les chocs pétroliers de 1973-1974 et 1979-1980.
La crise iranienne de 2026 a réveillé un dispositif que la plupart des Français n'avaient jamais entendu nommer. Géosel, SAGESS, CPSSP, AIE : ces acronymes administratifs gèrent en silence l'une des dépendances les plus structurantes du pays. Quand le détroit d'Ormuz se ferme, ils sortent de l'ombre.
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