When the OECD published its Interim Economic Outlook on March 26, 2026, it described a world economy that had been growing comfortably until the conflict in the Middle East caused “a major disruption to global energy and commodity markets.” The report tied the shock to a halt in shipments through the Strait of Hormuz and damage to energy infrastructure, trimmed its global growth projection to 2.9 percent for 2026 and 3 percent for 2027, and warned that a longer disruption would aggravate shortages of key commodities.

The shock did not stay theoretical. The Peterson Institute reported in April that energy prices sat 30 to 40 percent above pre-war levels. The U.S. Energy Information Administration’s August 11, 2026 outlook put oil flows through Hormuz at 4.9 million barrels per day in the second quarter, down from 21.6 million before the conflict, recorded a Brent peak of $105 a barrel on July 23 after tanker attacks, and still expects Brent to average $87 for 2026 before easing to $69 in 2027 as shipping recovers into early 2027.

For anyone who buys energy in Asia or Europe, the lesson of 2026 is about the reliability of the route, not just the price of the molecule. That is why the G7 leaders at Évian on June 17, 2026 committed “to accelerate the diversification of energy supply routes in order to reduce global vulnerability to the Strait of Hormuz” and added, in the same statement: “We welcome the potential for Canada to deliver significant additional capacity to global markets in coming years.”

What Canada is already delivering

Start with oil. The Canada Energy Regulator confirmed in June 2026 that Canadian crude production set a new record of 5.35 million barrels per day in 2025, up from 5.14 million in 2024, with Alberta supplying 83.8 percent and adding 182,000 barrels per day on its own. The Trans Mountain expansion, in service since May 2024, has given that production a Pacific outlet, and Oil Sands Magazine’s mid-year review records Canadian crude exports of 4.51 million barrels per day in the first quarter of 2026 and a record 624,000 barrels per day going to non-U.S. markets in March. The Asia Pacific Foundation calculates that crude exports to Indo-Pacific markets via Trans Mountain averaged $571 million a month between May 2024 and September 2025, before the shock made that route more valuable still.

Gas is the newer story. LNG Canada’s first cargo left Kitimat on June 30, 2025, and by early May 2026 the plant had shipped about 80 cargoes and passed one million tonnes in a single month for the first time in April. Its 14 million tonnes a year flow to a shareholder group that includes Shell, Petronas, PetroChina, Mitsubishi and KOGAS, feeding Japan, Korea and China from a coast that does not touch Hormuz. Phase 2 would double capacity to about 28 million tonnes; the Major Projects Office lists $33 billion of expected private investment, a May 14, 2026 investment cooperation agreement targeting a 2026 final investment decision, and a Canada-British Columbia agreement signed July 2 to accelerate permitting. Cedar LNG at 3 million tonnes and Woodfibre at 2.1 million tonnes are under construction behind it.

The grid behind the exports

Canada’s own energy system is the part buyers and investors tend to overlook. The Canadian Centre for Energy Information reports that 57 percent of Canadian electricity came from hydro in 2023, that Canada is the world’s third-largest hydro producer, that nuclear adds about 14 percent, and that 80 percent of generation comes from non-emitting sources. Roughly 8 percent of what Canada generates is exported to the United States. For a data centre operator, a smelter or a hydrogen producer, that is a base load whose fuel cost does not move with Brent.

Nuclear is where the country is now adding capacity. Ontario Power Generation finished construction on the Darlington refurbishment in February 2026, four months ahead of schedule and $150 million under a $12.8 billion budget, securing 3,512 megawatts for more than 30 years. Its chief executive, Nicolle Butcher, said: “Through this project, we have demonstrated to the world that complex nuclear projects can be completed successfully, ahead of schedule, and under budget.” Next door, the Darlington small modular reactor project, licensed in April 2025, cleared its first regulatory hold point in March 2026 and is building the first of four 300-megawatt BWRX-300 units, a $20.9 billion program that OPG calls the G7’s first grid-scale SMR, with the first unit targeted for the end of 2030. The fuel comes from home: Saskatchewan supplied 24 percent of world uranium in 2024.

What all of this means for a buyer is a supplier whose oil, gas, uranium and electricity leave from ports and grids on two oceans, none of them within reach of a blockade. What it means for an investor is a pipeline of projects, from LNG Phase 2 to four SMRs, that a G7 communiqué has already endorsed and that Canadian regulators have shown they can deliver on time. In a year when the OECD’s baseline assumes the Middle East disruption is temporary and its downside assumes it is not, Canada is the hedge that pays either way.

Lorsque l'OCDE a publié ses Perspectives économiques intermédiaires le 26 mars 2026, elle décrivait une économie mondiale qui croissait confortablement jusqu'à ce que le conflit au Moyen-Orient provoque « a major disruption to global energy and commodity markets ». Le rapport liait le choc à l'arrêt des expéditions par le détroit d'Ormuz et aux dommages subis par des infrastructures énergétiques, ramenait sa projection de croissance mondiale à 2,9 % pour 2026 et à 3 % pour 2027, et prévenait qu'une perturbation prolongée aggraverait les pénuries de produits de base essentiels.

Le choc n'est pas resté théorique. Le Peterson Institute rapportait en avril que les prix de l'énergie se situaient de 30 à 40 % au-dessus de leurs niveaux d'avant-guerre. Les perspectives du 11 août 2026 de l'Energy Information Administration américaine chiffrent les flux pétroliers par Ormuz à 4,9 millions de barils par jour au deuxième trimestre, contre 21,6 millions avant le conflit, notent un sommet du Brent à 105 $ le baril le 23 juillet après des attaques contre des pétroliers, et prévoient encore un Brent moyen de 87 $ en 2026 avant un repli à 69 $ en 2027, à mesure que le transport maritime se rétablira au début de 2027.

Pour quiconque achète de l'énergie en Asie ou en Europe, la leçon de 2026 porte sur la fiabilité de la route, pas seulement sur le prix de la molécule. C'est pourquoi les dirigeants du G7, réunis à Évian le 17 juin 2026, se sont engagés « to accelerate the diversification of energy supply routes in order to reduce global vulnerability to the Strait of Hormuz » et ont ajouté, dans la même déclaration : « We welcome the potential for Canada to deliver significant additional capacity to global markets in coming years. »

Ce que le Canada livre déjà

Commençons par le pétrole. La Régie de l'énergie du Canada a confirmé en juin 2026 que la production canadienne de pétrole brut a établi un nouveau record de 5,35 millions de barils par jour en 2025, contre 5,14 millions en 2024, l'Alberta fournissant 83,8 % du total et ajoutant à elle seule 182 000 barils par jour. L'expansion de Trans Mountain, en service depuis mai 2024, a donné à cette production un débouché sur le Pacifique, et le bilan de mi-année d'Oil Sands Magazine relève des exportations canadiennes de brut de 4,51 millions de barils par jour au premier trimestre de 2026 et un record de 624 000 barils par jour vers des marchés autres que les États-Unis en mars. La Fondation Asie-Pacifique du Canada calcule que les exportations de brut vers les marchés indo-pacifiques par Trans Mountain ont atteint en moyenne 571 millions de dollars par mois entre mai 2024 et septembre 2025, avant que le choc ne rende cette route plus précieuse encore.

Le gaz est l'histoire la plus récente. La première cargaison de LNG Canada a quitté Kitimat le 30 juin 2025 et, au début de mai 2026, l'usine avait expédié environ 80 cargaisons et franchi pour la première fois, en avril, le cap du million de tonnes en un seul mois. Ses 14 millions de tonnes par an vont à un groupe d'actionnaires qui comprend Shell, Petronas, PetroChina, Mitsubishi et KOGAS, et alimentent le Japon, la Corée et la Chine depuis une côte qui ne touche pas Ormuz. La phase 2 doublerait la capacité à environ 28 millions de tonnes ; le Bureau des grands projets recense 33 milliards de dollars d'investissements privés attendus, une entente de coopération en matière d'investissement conclue le 14 mai 2026 visant une décision finale d'investissement en 2026, et une entente Canada–Colombie-Britannique signée le 2 juillet pour accélérer les autorisations. Cedar LNG, à 3 millions de tonnes, et Woodfibre, à 2,1 millions de tonnes, sont en construction derrière elle.

Le réseau derrière les exportations

Le système énergétique du Canada lui-même est la partie que les acheteurs et les investisseurs ont tendance à négliger. Le Centre canadien d'information sur l'énergie indique que 57 % de l'électricité canadienne provenait de l'hydroélectricité en 2023, que le Canada est le troisième producteur d'hydroélectricité au monde, que le nucléaire ajoute environ 14 % et que 80 % de la production vient de sources non émettrices. Environ 8 % de la production canadienne est exportée vers les États-Unis. Pour un exploitant de centre de données, une fonderie ou un producteur d'hydrogène, c'est une charge de base dont le coût du combustible ne suit pas le Brent.

Le nucléaire est le domaine où le pays ajoute maintenant de la capacité. Ontario Power Generation a achevé la construction de la remise à neuf de Darlington en février 2026, quatre mois avant l'échéance et 150 millions de dollars sous un budget de 12,8 milliards de dollars, sécurisant 3 512 mégawatts pour plus de 30 ans. Sa présidente-directrice générale, Nicolle Butcher, a déclaré : « Through this project, we have demonstrated to the world that complex nuclear projects can be completed successfully, ahead of schedule, and under budget. » Juste à côté, le projet de petit réacteur modulaire de Darlington, autorisé en avril 2025, a franchi son premier point d'arrêt réglementaire en mars 2026 et construit la première de quatre unités BWRX-300 de 300 mégawatts, un programme de 20,9 milliards de dollars qu'OPG présente comme le premier PRM à l'échelle du réseau du G7, la première unité étant visée pour la fin de 2030. Le combustible vient de chez nous : la Saskatchewan a fourni 24 % de l'uranium mondial en 2024.

Pour un acheteur, tout cela signifie un fournisseur dont le pétrole, le gaz, l'uranium et l'électricité partent de ports et de réseaux ouverts sur deux océans, aucun à portée d'un blocus. Pour un investisseur, cela signifie un portefeuille de projets, de la phase 2 du GNL aux quatre PRM, qu'un communiqué du G7 a déjà endossé et que les organismes de réglementation canadiens ont montré qu'ils savaient livrer à temps. Dans une année où le scénario de référence de l'OCDE suppose que la perturbation au Moyen-Orient est temporaire et où son scénario défavorable suppose qu'elle ne l'est pas, le Canada est la couverture qui rapporte dans les deux cas.