La fermeture du détroit d’Ormuz ouvre de nouvelles perspectives pour le secteur de l’énergie
Les perturbations provoquées par la fermeture du détroit d’Ormuz par l’Iran ont incité les États à renforcer leur sécurité énergétique. Comme l’ont montré les précédents chocs pétroliers, les conséquences pourraient être considérables, tout comme les opportunités pour les investisseurs.
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Le choc énergétique provoqué par la fermeture du détroit d’Ormuz fin février 2026 se répercute sur l’ensemble de l’économie mondiale. L’ampleur réelle de ses effets, y compris ses probables répercussions indirectes, reste encore difficile à évaluer. Il s’agit du deuxième choc énergétique majeur de la décennie, alors que de nombreuses économies continuent de s’adapter aux conséquences du premier, déclenché en 2022 par l’invasion de l’Ukraine par la Russie.
En remontant aux chocs pétroliers comparables des années 1970, on mesure à quel point les conséquences peuvent être profondes et s’inscrire dans la durée. Alors que les États et les blocs commerciaux cherchent à sécuriser leurs approvisionnements énergétiques, ils s’orientent vers de nouvelles priorités politiques, avec des implications potentielles pour l’ensemble des secteurs économiques et des classes d’actifs. Pour les investisseurs, ce contexte fait émerger à la fois de nouveaux risques et de nouvelles opportunités. Il pourrait, par exemple, ouvrir la voie à des révisions réglementaires concernant certains projets d’hydrocarbures. Il pourrait aussi renforcer l’argument en faveur d’un « dividende de décarbonation », dans la mesure où une énergie locale et bas carbone permettrait de réduire la dépendance aux importations. Dans cet article, nous analysons la crise actuelle sous l’angle de l’investisseur, en cherchant à identifier les scénarios susceptibles d’émerger à l'issue de cette période de bouleversements, ainsi que les opportunités qu'ils pourraient offrir.
Le choc énergétique de 2026 : qui est le plus exposé et pourquoi est-ce important ?
Les économies asiatiques devraient être les plus durement touchées par cette perturbation. Elles importent plus de 80 % des cargaisons de pétrole et de gaz qui transitent par le détroit d’Ormuz, ce qui les rend particulièrement vulnérables aux interruptions d’approvisionnement et aux flambées de prix. L’exposition directe de l’Europe est plus limitée : elle importe environ 5 % seulement de son pétrole brut et 13 % de son GNL via le détroit. Elle est toutefois loin d’être protégée. L’énergie étant valorisée sur des marchés mondiaux, une ruée sur les cargaisons de GNL, dans un contexte de concurrence directe entre l’Europe et l’Asie, pourrait maintenir les prix à des niveaux élevés pendant plus longtemps.
La vulnérabilité est d’autant plus forte que la dépendance aux importations est élevée. En Asie, le Japon apparaît comme le pays le plus exposé à la hausse des prix des combustibles fossiles, important 84 % de sa demande énergétique. La Corée du Sud suit de près, avec un taux proche de 80 %. En Europe, l’Italie, l’Espagne et l’Allemagne importent plus des deux tiers de leur énergie. Avec des routes commerciales perturbées et une hausse des coûts de l’énergie, ces économies font face à un risque classique de stagflation, combinant ralentissement de la croissance et regain de pressions inflationnistes.
Importations nettes de combustibles fossiles
Sources : EMBER, Schroders Economics Group, avril 2026.
Un choc qui accélère les transformations structurelles
Les chocs énergétiques se traduisent rarement par un simple retour des prix à leur niveau initial. Le plus souvent, ils obligent les gouvernements et les entreprises à revoir en profondeur leur stratégie énergétique. Ils les conduisent à réévaluer leur résilience, à diversifier leurs sources d’approvisionnement et à accélérer les investissements dans des systèmes énergétiques moins volatils et moins exposés aux tensions géopolitiques.
Ce scénario s’est déjà produit par le passé.
L’histoire se répète : les chocs pétroliers des années 1970
L’embargo pétrolier de 1973, puis le choc d’offre de 1979, ont mis en évidence une vulnérabilité majeure au cœur des économies industrielles : leur dépendance massive aux combustibles fossiles importés de régions politiquement instables. Ces épisodes n’ont pas seulement entraîné une hausse temporaire des prix de l’énergie. Ils ont provoqué une transformation structurelle des politiques énergétiques dans de nombreux pays importateurs de pétrole.
Au début des années 1970, la consommation de combustibles fossiles progressait rapidement et l’industrie connaissait une forte expansion, jusqu’à ce que l’offre soit brutalement réduite. Les gouvernements ont alors dû adopter rapidement des mesures destinées à freiner la consommation. Les ménages et les entreprises ont, eux aussi, été contraints d’adapter leurs comportements. La leçon fut claire : lorsqu’elle est menacée, la sécurité énergétique peut entraîner des réponses politiques rapides et de grande ampleur.
Des réponses différentes, des trajectoires différentes
La France et le Danemark fournissent des exemples clairs de la manière dont les variations des prix des combustibles fossiles peuvent accélérer les transitions énergétiques de long terme. Dans ces deux pays, la sécurité énergétique est devenue une priorité nationale, conduisant les pouvoirs publics à réduire leur dépendance aux importations au profit de sources d’énergie domestiques.
La France a réagi de manière décisive en lançant le plan Messmer directement en réponse au choc pétrolier. Cette décision a entraîné l’expansion nucléaire à grande échelle la plus rapide de l’histoire moderne, transformant durablement le système électrique français pendant des décennies. Le Danemark a choisi une autre voie. Il a intensifié l’exploration dans la partie danoise de la mer du Nord, devenant autosuffisant en gaz naturel dès 1984, puis en pétrole en 1993. Parallèlement, le pays s’est imposé dès les années 1970 comme l’un des pionniers de l’énergie éolienne commerciale. Cette dynamique a contribué à faire émerger une industrie devenue par la suite d’envergure mondiale, avec des fabricants et fournisseurs de composants danois jouant un rôle central dans les chaînes d’approvisionnement des éoliennes.
L’Italie illustre une approche contrastée. Plutôt que de réduire significativement sa dépendance aux combustibles fossiles importés, elle est restée fortement dépendante des importations d’énergie, avec une politique axée davantage sur la diversification : passer du pétrole au gaz, principalement importé d’Afrique du Nord et de Russie. Cette période a également marqué un basculement plus large de l’Europe occidentale vers le gaz russe. La construction de gazoducs reliant l’Union soviétique à l’Europe de l’Ouest a posé les bases d’une dépendance qui s’est fortement accrue au cours des décennies suivantes. En 2021, la Russie fournissait environ 45 % du total des importations totales de gaz de l’Union européenne, gazoducs et GNL compris. Cette dépendance est devenue un enjeu crucial de sécurité énergétique après l’invasion de l’Ukraine par la Russie en 2022. La part du gaz russe dans les importations européennes a alors fortement diminué, pour tomber à 19 % en 2024. L’Europe a une nouvelle fois été contrainte de diversifier son approvisionnement énergétique, le gaz russe étant partiellement remplacé par du GNL américain.
Consommation d’énergie par source
Sources : Our World In Data, Schroders Economics Group, avril 2026.
Le dividende de la décarbonation : sécurité énergétique et durabilité
L’invasion de l’Ukraine a mis en lumière la sécurité énergétique comme un moteur supplémentaire de la transition vers l’abandon des combustibles fossiles. Les énergies renouvelables ne constituent pas seulement un levier de réduction des émissions. Elles permettent également de réduire la dépendance aux importations.
La flambée des prix du gaz après l’invasion a obligé l’Union européenne à revoir une nouvelle fois sa stratégie énergétique, s'engageant alors à réduire progressivement sa dépendance aux combustibles fossiles russes, à diversifier ses approvisionnements en gaz et à accélérer le déploiement des énergies renouvelables.
Part des énergies renouvelables dans la production d’électricité ( %)
Sources : EMBER, Schroders Economics Group, avril 2026.
En Europe, cette dynamique est bien réelle. En 2025, l’éolien et le solaire ont produit pour la première fois davantage d’électricité dans l’Union européenne que les combustibles fossiles, limitant l’exposition de l’Europe au type de choc externe auquel elle est confrontée actuellement. Les pays asiatiques ont également été touchés par le choc énergétique de 2022 en raison de la hausse des prix de l’énergie. Comme le montre le graphique ci-dessus, cela a entraîné une part plus élevée des énergies renouvelables dans la production d’électricité dans les économies asiatiques, à mesure que leur avantage relatif en matière de coûts par rapport au pétrole et au gaz devenait plus évident.
Les pays sont-ils revenus au charbon en raison du conflit russo-ukrainien ?
Certains pays sont revenus au charbon domestique, mais ce changement a été de courte durée et une mesure d’urgence principale. La part du charbon dans l’électricité a poursuivi sa tendance à la baisse à long terme. Même dans les grands pays producteurs de charbon comme l’Inde et la Chine, la part du charbon a diminué au cours de la dernière décennie.
Cela s'explique en partie par les politiques mises en place. Les mécanismes de tarification du carbone rendent le charbon moins attractif, car il s'agit de la source d'énergie la plus émettrice de carbone. Selon une analyse de Bruegel, un think tank européen, après l’annonce en 2019 du Mécanisme d’ajustement carbone aux frontières de l’Union européenne, ou CBAM, les pays dont les échanges commerciaux avec l’UE portaient davantage sur des biens couverts par ce mécanisme ont été plus susceptibles d’annoncer leurs propres dispositifs de tarification du carbone. Les données montrent également que plusieurs pays alignent leur tarification carbone sur les secteurs couverts par le CBAM. La Chine, par exemple, a intégré l’acier, le ciment et l’aluminium à son système national d’échange de quotas d’émission. Avec l’entrée en vigueur du CBAM en janvier 2026, un retour durable au charbon chez les principaux exportateurs vers l’Union européenne paraît moins probable.
Part du charbon dans la production d’électricité ( %)
Sources : EMBER, Schroders Economics Group, avril 2026.
Quels impacts probables sur les futures stratégies énergétiques nationales ?
Malgré les réponses apportées aux précédents chocs pétroliers, la fermeture du détroit d’Ormuz suggère que les enseignements en matière de sécurité énergétique n’ont pas été pleinement intégrés. La dépendance aux combustibles fossiles importés continue de rendre les économies vulnérables, notamment via le GNL.
À court terme, les gouvernements pourraient renforcer leurs stocks de pétrole et de gaz afin de disposer d’un matelas de sécurité, le temps de développer des solutions plus durables. Accroître les capacités de stockage est généralement plus rapide que déployer de nouvelles infrastructures de production, en particulier dans un contexte de goulets d’étranglement sur les réseaux et de capacités limitées.
Point de vue investisseur : la crise révèle l'émergence d'un nouveau cycle énergétique
Mark Lacey, responsable des actions thématiques
Certains signaux laissaient déjà entrevoir un risque d’insuffisance de l’offre pétrolière disponible avant même que le conflit actuel au Moyen-Orient ne fasse peser la menace d’une perturbation sans précédent.
La fermeture effective du détroit d’Ormuz constitue un choc d'offre majeur, qui intervient sur des marchés déjà tendus. En ce sens, le conflit accélère un ajustement des prix plutôt qu'il ne crée une dynamique totalement nouvelle : les équilibres pétroliers s'étaient déjà fragilisés, avec des marchés gaziers censés se resserrer au cours des trois à quatre prochaines années.
Ce choc met également en lumière les conséquences d’une décennie de sous-investissement. Le pondération du secteur de l’énergie dans les indices actions mondiaux est passée d’environ 14 % lors des pics précédents à environ 3 % début 2026. Cette évolution reflète la priorité donnée ces dernières années à la rigueur financière et à la rentabilité pour les actionnaires, au détriment du développement de nouvelles capacités de production. La durée de vie des réserves s'est raccourcie, passant de 14 à 15 ans au début des années 2000 à environ 7 à 10 ans pour de nombreux producteurs. Au-delà de 2026, les projets confirmés permettant d’accroître significativement la production se font également plus rares. Parallèlement, l’offre d'appoint flexible, autrefois fournie rapidement par le schiste américain semble aujourd'hui moins réactive et plus gourmande en capital.
La demande, toutefois, évolue davantage qu’elle ne diminue. Aux États-Unis, la demande d’électricité devrait progresser d’environ 2 à 3 % par an, portée par l’électrification et par les centres de données dédiés à l’intelligence artificielle. Dans certains cas, ces derniers alimentent également la demande de gaz via des turbines installées sur site.
Si les prix de l’énergie restent durablement élevés, les flux de trésorerie et les actions du secteur pourraient en bénéficier. Dans le même temps, la priorité donnée à la sécurité énergétique par les gouvernements ouvre de nouvelles opportunités d’investissement dans les réseaux, le stockage, les énergies renouvelables et les technologies associées.
Pourquoi les énergies renouvelables sont importantes pour la sécurité (et les coûts)
Le conflit avec l’Iran remet les énergies renouvelables au premier plan comme levier stratégique d’indépendance énergétique. Les technologies solaire et éolienne ne nécessitent pas d’intrants fossiles. Leurs coûts de production sont donc moins exposés aux fluctuations des marchés mondiaux de l’énergie.
Sur les marchés européens de l’électricité, le prix de gros horaire est souvent fixé par le moyen de production le plus coûteux nécessaire pour répondre à la demande, généralement une centrale au gaz. À mesure que la production issue de technologies moins coûteuses, comme l’éolien et le solaire, augmente, elle remplace plus fréquemment le gaz et le charbon. Les énergies fossiles interviennent donc moins souvent dans la formation des prix.
L’Espagne en offre un exemple clair. Selon l’analyse d’Ember, think tank mondial spécialisé dans l’énergie, la forte progression du solaire et de l’éolien a contribué au découplage progressif des prix de l’électricité espagnols par rapport aux prix du gaz. Au cours du premier semestre 2019, les prix de l'électricité en Espagne reflétaient le coût de la production à partir d'énergies fossiles pendant 75 % des heures ; à la même période en 2025, ce pourcentage est tombé à 19 %. Même après la forte hausse des prix du gaz liée au conflit iranien, l’électricité espagnole reste parmi les moins chères en Europe et au Royaume-Uni.
Prix de gros de l’électricité
Sources : EMBER, Schroders Economics Group, avril 2026.
Point de vue investisseur : les marchés actions intègrent-ils correctement l’impact de long terme ?
Simon Webber, responsable des actions mondiales
Des signes clairs montrent déjà que la hausse et la volatilité accrue des prix des combustibles fossiles se traduisent par une demande plus forte dans les secteurs de l’éolien, du solaire et du stockage d’énergie à grande échelle (voir paragraphe ci-après : Les infrastructures d’énergies renouvelables gagnent en attractivité). Les carnets de commandes dans ces segments recommencent à accélérer, alors que les services aux collectivités et les gouvernements investissent davantage afin de sécuriser une électricité produite localement, à moindre coût. Les marchés actions restent toutefois sceptiques. Les cours et les valorisations d’une grande partie de la chaîne de valeur des renouvelables suggèrent encore qu’il s’agit d’un rebond cyclique de courte durée, plutôt que du début d’une phase plus durable de croissance soutenue par les enjeux de sécurité énergétique. Ce décalage signifie que certains segments du secteur n’intègrent que très peu l’amélioration des fondamentaux ou la visibilité accrue sur la demande future.
En dehors des États-Unis, la hausse et la volatilité des prix du pétrole accélèrent également la transition vers les véhicules électriques. Cette dynamique favorise les constructeurs et fournisseurs qui ont maintenu le cap sur leurs investissements dans les véhicules électriques malgré le récent ralentissement cyclique, et pénalise ceux qui ont retardé ou réduit leurs investissements. Les évolutions de parts de marché sont désormais plus susceptibles d’être structurelles que cycliques.
Dans le même temps, la hausse des prix des combustibles fossiles et le renforcement de la demande en métaux industriels stimulent un regain d’investissement dans les capacités amont d’énergie et d’extraction minière. Les principaux bénéficiaires ne se limitent pas aux producteurs de matières premières : ils s’étendent aux entreprises industrielles fournissant des équipements miniers, des services de production d’énergie et des infrastructures électriques. Les entreprises exposées aux réseaux électriques, à l’électrification et à la fiabilité énergétique se situent à l’intersection d’un soutien politique axé sur la sécurité et de l’augmentation des dépenses d’investissement pour répondre à la hausse de la consommation d’électricité.
À l’inverse, l’environnement est bien moins indulgent envers les secteurs exposés à la consommation. L’inflation de l’énergie et des matières premières alimente une nouvelle vague de pression sur les coûts des intrants, alors que les consommateurs restent déjà fragilisés par le choc inflationniste post-pandémie. L’érosion des marges devrait être généralisée, seules les entreprises dotées d’un véritable pouvoir de fixation des prix et de marques solides étant susceptibles de mieux résister.
Le secteur bancaire est lui aussi confronté à des perspectives moins favorables. Après avoir profité de marges d'intérêt plus élevées et de faibles coûts de crédit, des signes de faiblesse commencent à apparaître. Certains prêteurs exposés aux secteurs de l'agriculture, de la logistique et aux consommateurs à faibles revenus annoncent déjà une hausse des créances douteuses. Si les prix du pétrole se maintiennent autour de 100 dollars le baril, l'inflation liée à l'énergie risque de se traduire directement par un resserrement général du crédit.
Point de vue investisseur : les infrastructures d’énergies renouvelables gagnent en attractivité
Duncan Hale, gérant de portefeuille, Schroders Greencoat
À long terme, l’accent devrait être davantage mis sur le renforcement de la sécurité énergétique et la maîtrise des coûts de l’énergie, grâce au développement de sources nationales à faible émission de carbone. Cela inclut, dans de nombreuses régions, la poursuite du déploiement des principales énergies renouvelables, notamment l’éolien et le solaire, ainsi que de technologies et combustibles émergents tels que l’hydrogène vert, les réseaux de chaleur urbains et les réseaux de transport d’électricité.
Ces dynamiques renforcent également le profil rendement-risque des infrastructures de transition énergétique. Les prix du gaz exercent notamment un effet d’entraînement prononcé sur les prix de l’électricité, ce qui rend l’Europe et le Royaume-Uni particulièrement exposés. Pour les actifs renouvelables exposés aux prix de marché, cette situation peut soutenir les rendements à court terme.
Nous avons observé cette dynamique dans les portefeuilles de Schroders Greencoat, où les périodes de hausse des prix de l’électricité ont eu un impact positif direct. La dernière fois qu’un conflit géopolitique a affecté significativement les prix du gaz et de l’électricité, au début de la guerre entre la Russie et l’Ukraine en 2022, les performances annuelles ont été solides. En effet, sur l’ensemble du marché, 2022 a vu les actions et les obligations chuter de concert, tandis que la plupart des classes d’actifs sur les marchés privés, y compris les stratégies diversifiées d’infrastructures en actions, affichaient des rendements positifs à un chiffre. Les infrastructures de transition énergétique ont, quant à elles, généré plus de 22 %.*
Cet épisode souligne également les avantages de diversification d’une allocation à la transition énergétique au sein d’un portefeuille plus large. Les prix de l’électricité, l’inflation et la disponibilité des ressources constituent les principaux moteurs de rendement dans ce secteur. Ces facteurs présentent généralement une corrélation faible, voire négative, avec de nombreuses classes d’actifs traditionnelles. NDes résultats similaires pourraient être observés dans le contexte actuel. La hausse des prix de l’électricité et l’inflation devraient avoir un impact positif sur les actifs d’infrastructure de transition énergétique, même si elles pèsent sur les marchés actions et de crédit au sens large.
Les énergies renouvelables comportent-elles leurs propres risques d’approvisionnement ?
Les technologies d’énergie propre, notamment les éoliennes, les panneaux solaires et les véhicules électriques, nécessitent beaucoup plus de minéraux que les énergies fossiles. Une centrale éolienne en mer requiert par exemple environ 13 fois plus de ressources minérales qu’une centrale à gaz. La transition devrait donc entraîner une hausse substantielle de la demande en minéraux et en métaux. L’enjeu de sécurité tient à la forte concentration géographique des ressources nécessaires aux technologies propres. Les chaînes d’approvisionnement des matériaux de transition sont ainsi plus concentrées géographiquement que celles du pétrole ou du gaz naturel.
Le graphique ci-dessous montre la part des trois premiers pays producteurs dans l’extraction de minéraux clés et de combustibles fossiles, mettant en évidence la manière dont la production de lithium, de cobalt et d’éléments des terres rares est contrôlée par une poignée de fournisseurs.
La concentration est particulièrement marquée pour le cobalt et les terres rares. La République démocratique du Congo représente environ 70 % de l’approvisionnement mondial en cobalt, un métal essentiel pour les batteries de véhicules électriques. La Chine assure, pour sa part, 60 % de la production mondiale de terres rares. Elle domine également la production de graphite, autre composant essentiel des batteries. Par ailleurs, les tensions entre l’Europe et la Russie pourraient compliquer davantage la transition, la Russie étant un producteur important de nickel et de cobalt.
Principaux pays producteurs de minéraux clés
Sources : IEA, Schroders Economics Group, juin 2022. 605437
Cela étant, le solaire et l’éolien offrent un avantage de résilience distinct par rapport aux combustibles fossiles. Leurs principales sources d’énergie ne sont pas des cargaisons susceptibles d’être retardées, détournées ou bloquées à des points de passage stratégiques comme le détroit d’Ormuz.
Bien que les restrictions sur les minéraux critiques puissent limiter les déploiements futurs, elles ne nuisent pas au fonctionnement des capacités renouvelables déjà installées. En outre, les coûts de production n’étant pas liés aux intrants fossiles, la production renouvelable existante peut rester stable sur les plans économique et opérationnel, même en période de forte volatilité des prix du pétrole et du gaz.
Implications : un cycle des matières premières remodelé et de nouveaux gagnants dans la transition
Comme nous l’avons analysé dans une publication récente, la transition énergétique devrait avoir un impact majeur sur le marché mondial des matières premières. Déployer l’énergie propre à grande échelle nécessite d’importants volumes de métaux industriels, ce qui soutient la demande de long terme. Cette dynamique pourrait favoriser l’émergence d’un super-cycle « à double vitesse » : les prix des combustibles fossiles tendraient à reculer au fil du temps, tandis que ceux des métaux industriels progresseraient.
Pour les marchés émergents, les implications pour les investisseurs sont importantes et hétérogènes. Les pays fortement dépendants des recettes d’exportation des combustibles fossiles pourraient faire face à des pressions extérieures et budgétaires persistantes à mesure que la demande et les prix s’affaiblissent. Ils devront adapter leurs économies et leurs finances publiques à la nouvelle économie bas carbone, sous peine d’être confrontés à des tensions économiques et de marché. Ce défi sera particulièrement important pour les marchés émergents qui disposent de peu de réserves accumulées grâce à leurs exportations passées. À l’inverse, une amélioration durable de la balance des paiements des marchés émergents importateurs nets de combustibles fossiles devrait soutenir leurs devises et contribuer à une baisse structurelle des taux d’intérêt à long terme. Mais les plus grandes opportunités pour les investisseurs devraient probablement se trouver dans les marchés émergents exportateurs de matières premières très recherchées dans ce nouveau contexte, ce qui devrait stimuler les rendements dans tous les domaines.
*Notes et sources : À titre illustratif uniquement, basé sur des performances simulées. Les performances simulées ne préjugent pas des rendements futurs. Les rendements sont basés sur les prix trimestriels. Les rendements simulés de la transition énergétique sont construits à partir de la performance combinée de la Valeur liquidative, dividendes inclus, des véhicules cotés Schroders Greencoat. Toutes les autres classes d’actifs privés proviennent des indices de référence PitchBook pour les actifs privés. Les actifs cotés proviennent de Refinitiv, septembre 2024. Les rendements des actions mondiales sont calculés à partir des prix bruts en USD du MSCI World. Les rendements obligataires sont calculés à partir de l’indice Bloomberg Global Aggregate Credit Total Return.
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