Il y a des chocs pétroliers qui se lisent dans le prix du baril, et d'autres qui se cachent dans la marge de raffinage. Celui de l'automne 2026 appartient clairement à la seconde catégorie. Selon Les Affaires, le diesel a dépassé pour la première fois les 6 $US le gallon aux États-Unis, un sommet historique qui pulvérise le précédent record établi au printemps 2022, dans les semaines qui ont suivi l'invasion de l'Ukraine. Au même moment, le Financial Times rapporte que l'Agence internationale de l'énergie (AIE) met en garde contre une « période perdue » pour la demande mondiale de pétrole, l'agence estimant que le détroit d'Ormuz ne rouvrira pas d'ici la fin de l'année et que la flambée des prix des produits raffinés finira par détruire une partie de la consommation.
Ce paradoxe apparent — des prix records du carburant et une demande en perte de vitesse — n'en est pas un. Il décrit précisément la nature du problème : ce n'est pas le pétrole brut qui manque, c'est la capacité de le transformer en diesel là où il en faut, quand il en faut.
Un goulot d'étranglement, pas une pénurie de brut
Le distillat moyen — la famille qui regroupe le diesel, le mazout de chauffage et le carburéacteur — est la coupe la plus disputée du baril. C'est aussi celle dont la production dépend le plus de la configuration précise des raffineries et de la qualité du brut qu'on y envoie. Un brut lourd et sulfureux, comme celui qui transite normalement par le Golfe, alimente un type d'unités; un brut léger de schiste américain en produit proportionnellement moins.
Quand une route maritime majeure se ferme durablement, le marché ne perd donc pas seulement des barils : il perd les bons barils pour les bonnes usines. C'est ce que traduit l'écrasement observé sur les marges de craquage du distillat, ce fameux « crack spread » qui mesure l'écart entre le prix du produit raffiné et celui du brut. Lorsque cet écart explose, comme c'est le cas actuellement, c'est le signal que le maillon faible est le raffinage.
L'Amérique du Nord vit avec cette contrainte depuis une décennie. Les États-Unis ont fermé plusieurs raffineries depuis 2019 — LyondellBasell à Houston, la conversion de sites en installations de carburants renouvelables sur la côte Ouest — sans en construire de nouvelles. L'U.S. Energy Information Administration documente depuis des années cette érosion nette de la capacité de distillation. Résultat : le système fonctionne à taux d'utilisation élevé, sans coussin. Le moindre incident, la moindre perturbation d'approvisionnement en brut se traduit immédiatement par une flambée des produits finis.
Pourquoi le Québec ne vit pas ce choc comme l'Alberta
Voilà où la géographie économique du Québec devient déterminante. La province ne produit pas de pétrole. Elle compte deux raffineries — Valero à Lévis et Suncor à Montréal — qui, ensemble, transforment autour de 400 000 barils par jour, une capacité importante mais qui n'isole pas le marché québécois des prix continentaux. Les prix de gros du diesel livré à Montréal se fixent en référence au marché de la côte Est américaine, le fameux « harbour » de New York, avec des ajustements de transport.
Autrement dit : quand le diesel s'envole à New York, il s'envole à Boucherville quelques jours plus tard, peu importe que Valero tourne à plein régime. Le Québec est preneur de prix sur un produit raffiné, pas sur du brut. Une hausse du baril, l'Alberta l'encaisse comme une manne fiscale; une hausse de la marge de raffinage, le Québec l'encaisse essentiellement comme un coût.
À cette réalité s'ajoute la dépendance structurelle au camionnage. Selon les données de Statistique Canada et les portraits sectoriels du ministère des Transports du Québec, la très grande majorité des marchandises consommées dans la province — en valeur comme en tonnage sur les distances courtes et moyennes — arrive par la route. L'Association du camionnage du Québec représente une industrie de plusieurs milliers d'entreprises, dont une majorité de PME possédant moins de dix véhicules. Ce sont précisément ces transporteurs qui ont le moins de pouvoir de négociation pour refiler la hausse, et le moins de liquidités pour l'absorber.
Les surcharges carburant : un amortisseur qui prend du retard
La plupart des contrats de transport routier au Québec comportent une surcharge carburant indexée sur un indice de référence, souvent le prix moyen hebdomadaire du diesel publié par Ressources naturelles Canada ou par l'EIA américaine. Le mécanisme fonctionne — mais avec un décalage d'une à deux semaines, parfois davantage selon la fréquence de révision négociée.
Dans un marché stable, ce délai est anodin. Dans une flambée verticale comme celle de septembre, il crée un trou de trésorerie réel. Un transporteur qui consomme pour 200 000 $ de carburant par mois et qui subit un décalage de dix jours sur une hausse de 20 % avance l'équivalent de plusieurs dizaines de milliers de dollars sans compensation. Pour une entreprise dont la marge nette tourne autour de 3 à 5 %, l'exercice devient rapidement intenable.
Les secteurs les plus exposés ne sont d'ailleurs pas ceux qu'on imagine spontanément. L'agriculture québécoise entre en pleine période de récolte : moissonneuses, séchoirs à grain, transport vers les silos, tout cela carbure au diesel et au propane, sans mécanisme de surcharge pour compenser. La construction, elle, fonctionne avec des soumissions déposées des mois plus tôt à prix fermes; chaque excavatrice, chaque bétonnière, chaque camion à benne creuse une marge déjà mince. Les entrepreneurs qui n'ont pas prévu de clause d'ajustement des coûts d'énergie découvrent l'automne de façon brutale.
L'hiver, ou la guerre des molécules
Le véritable enjeu se profile toutefois en novembre. Le diesel et le mazout de chauffage sortent de la même coupe du baril. Chaque hiver nord-américain, la demande de chauffage vient concurrencer directement la demande de transport pour la même production limitée. Dans une année normale, les stocks accumulés pendant l'été servent de tampon.
Cette année, les avertissements de l'AIE relayés par le Financial Times laissent entendre que ce coussin est mince. Le Québec chauffe majoritairement à l'électricité — un avantage considérable dans ce contexte — mais une part non négligeable du parc immobilier institutionnel, industriel et agricole conserve des systèmes bi-énergie ou au mazout, et l'ensemble des provinces de l'Atlantique demeure fortement dépendant du chauffage au mazout. La pression régionale sur les distillats de la côte Est ne s'apaisera pas avant le printemps.
À cela s'ajoute un facteur macroéconomique souvent négligé : le coût du crédit. Le Financial Times rapporte que le secrétaire au Trésor américain Scott Bessent peine à contenir la remontée des taux obligataires malgré une opération de rachat de 6 milliards $US. Pour une PME de transport qui doit financer un fonds de roulement gonflé par le carburant, l'accès au crédit se resserre au pire moment. Et si les actions énergétiques surperforment le S&P 500 depuis le début de l'année, comme le note Inc., c'est bien parce que le marché anticipe que ces marges de raffinage exceptionnelles vont durer.
Quatre gestes concrets d'ici décembre
Renégocier la fréquence, pas seulement le taux. Une surcharge révisée chaque semaine plutôt qu'aux deux semaines réduit de moitié l'exposition au décalage. C'est souvent plus facile à obtenir d'un client qu'une hausse de tarif de base.
Verrouiller une portion du volume. Les contrats à prix fixe ou les instruments de couverture sur le distillat ne conviennent pas à toutes les tailles d'entreprise, mais sécuriser même 30 à 40 % de la consommation prévisible enlève beaucoup de volatilité au budget.
Chasser les litres inutiles. La marche au ralenti, la pression des pneus, le respect des limites de vitesse et l'optimisation des tournées ne sont pas des vœux pieux : dans un contexte de 6 $US le gallon, chaque point de pourcentage de consommation évitée vaut de l'argent immédiat.
Réviser les clauses des soumissions. En construction et en travaux publics, l'ajout d'une clause d'ajustement des coûts d'énergie sur les nouveaux contrats est la protection la plus rentable — et la plus rapide à mettre en place.
Ce qu'il faut surveiller
Trois indicateurs méritent votre attention hebdomadaire : les stocks de distillats sur la côte Est américaine publiés par l'EIA, l'évolution de la marge de craquage du diesel, et bien sûr toute nouvelle sur la réouverture d'Ormuz. Si l'AIE a raison et que le détroit reste fermé jusqu'en 2027, la question ne sera plus de savoir si le prix redescend, mais si vos contrats sont bâtis pour tenir jusque-là.
Le pétrole cher, le Québec sait vivre avec. Le diesel rare, c'est un autre exercice.