Economie
Pétrole : La production record dans le Golfe des États-Unis devrait atténuer le déclin de la production en 2026
« On doit penser des autres comme on voudrait qu’ils pensent de nous. »Napoleon Hill
La production pétrolière américaine devrait probablement diminuer l’année prochaine, mais l’ampleur de cette baisse sera considérablement réduite par une ancienne source de nouveaux approvisionnements : le Golfe du Mexique.
Les producteurs de cette étendue d’eau – que le président Donald Trump a rebaptisée le Golfe d’Amérique – généreront 300 000 barils de nouvelle production quotidienne cette année et 250 000 barils supplémentaires en 2026 grâce à des projets en préparation depuis de nombreuses années, selon le prévisionniste Wood Mackenzie Ltd. Ceux-ci augmenteront la production dans la région à plus de 2 millions de barils par jour, soit environ 40 % de plus qu’en 2020.
Cette croissance s’inscrit dans un contexte de ralentissement de la production de pétrole de schiste aux États-Unis, imputable à la baisse des prix du pétrole. Les producteurs terrestres réduisent leurs plateformes et leurs coûts pour contrer la hausse de l’offre de l’OPEP et de ses alliés. La production américaine globale devrait diminuer de 0,4 % pour s’établir à 13,37 millions de barils par jour l’an prochain, soit la première baisse depuis 2021, selon les Perspectives énergétiques à court terme de l’Energy Information Administration (EIA) publiées mardi.
L’importance croissante du Golfe marque un tournant par rapport aux deux dernières décennies, lorsque la région – ternie par la marée noire de Deepwater Horizon, la flambée des coûts et les fermetures dues à la pandémie – était reléguée au second plan par l’essor du schiste qui a fait des États-Unis le premier producteur mondial de pétrole. Mais aujourd’hui, la chute des prix du brut pénalise les foreurs de schiste, tandis que d’importants projets à long terme dans le Golfe commencent à voir le jour.
« La plupart des gens se concentrent sur l’onshore, alors que la véritable croissance cette année viendra de l’offshore », a déclaré Miles Sasser, analyste principal chez Wood Mackenzie, lors d’une interview. « Les projets dans le golfe d’Amérique progressent à grands pas, ce qui devrait en surprendre plus d’un. »
Trump a promis de relancer la production américaine de pétrole et de gaz, et son administration revoit actuellement ses politiques pour stimuler les flux, notamment en provenance du Golfe. Il a également créé un Conseil national de domination énergétique pour favoriser l’expansion de la production. Mais sa guerre commerciale mondiale et l’augmentation de l’offre de l’OPEP+ qu’il a encouragée ont fait chuter les prix du brut, provoquant le repli des foreurs de schiste.
Chevron Corp. augmentera sa production dans le Golfe de 50 % par rapport à l’année dernière, pour atteindre 300 000 barils par jour d’ici 2026. Shell Plc exploite Sparta, un projet de 90 000 barils par jour qui sera mis en service en 2028, tandis que BP Plc mène une série de projets jusqu’à la fin de la décennie qui augmenteront sa capacité de production d’environ 20 %, pour atteindre plus de 400 000 barils par jour. Ces projets interviennent alors que les spécialistes de la fracturation hydraulique avertissent que la production de schiste aux États-Unis pourrait avoir atteint son pic.
La croissance de la production dans le Golfe n’a dépassé celle du schiste que dans trois des dix dernières années, et chacune de ces années s’est produite dans un contexte de prix du pétrole bas et de ralentissement de la demande, a déclaré Jesse Jones, analyste senior en amont chez Energy Aspects.
« Les producteurs de schiste réagissent plus rapidement à la baisse des prix », a-t-il déclaré.
Les derniers développements de Chevron ont permis d’atteindre l’équilibre financier à des prix du brut inférieurs à 20 dollars le baril, ce qui en fait l’un des plus bas au monde, selon Bruce Niemeyer, président de la production de l’entreprise pour les Amériques. Le Brent s’est établi juste au-dessus de 67 dollars le baril lundi, en baisse de 10 % depuis le 1er avril.
« Si vous parvenez à réduire les points morts, vous renforcez la résilience de vos investissements et de l’entreprise », a déclaré Niemeyer lors d’une interview. « C’est le tableau de bord ultime. »
Le secret du rebond du Golfe réside dans un changement fondamental du modèle économique offshore.
Lorsque le pétrole se négociait constamment à 100 dollars le baril entre 2008 et 2015, les producteurs ont conçu des navires de production imposants, complexes et coûteux. Depuis, ils se sont concentrés sur des structures plus petites et plus simples. BP a réduit le coût de son projet Mad Dog 2 de plus de moitié, à 9 milliards de dollars, lors de sa mise en service en 2023. Shell a réduit le coût de sa plateforme Vito de 70 % par rapport à sa conception initiale. Les deux entreprises affirment que leur nouvelle approche consiste à « concevoir un navire, en construire plusieurs ».
« Deepwater n’est plus un projet coûteux par défaut », a déclaré Colette Hirstius, vice-présidente exécutive de Shell pour le Golfe d’Amérique, en réponse aux questions. « Il s’avère très efficace, peu gourmand en capital et résilient » tout au long du cycle des prix du pétrole.
Chevron s’efforce de remplir les anciennes plateformes de production plutôt que d’en construire de nouvelles, a déclaré Niemeyer. Ballymore a commencé à produire ses 75 000 barils par jour en avril, mais ne dispose pas de plateforme dédiée. Le champ est relié à sa plateforme Blind Faith, construite en 2008, par cinq kilomètres de pipelines sous-marins, ou « raccordements ». Environ 80 % du bail d’exploration de Chevron se trouve à portée des installations existantes.
« Nous commençons par la finalité », a déclaré Niemeyer. « Cela nous oblige à être très rigoureux dans les choix de conception et d’exécution, ce qui se traduit au final par une baisse des coûts d’équilibre. »
Comme tous les champs pétroliers établis, le Golfe est confronté à des limites. Aucune découverte majeure n’a été réalisée depuis 2017, année où Shell a découvert du pétrole dans le champ Whale, a déclaré M. Sasser de Wood Mackenzie. La région « manque de projets à fort impact susceptibles de soutenir la croissance dans les années à venir », a-t-il ajouté.
Mais les grandes compagnies pétrolières démontrent que la technologie peut aider à surmonter ces obstacles.
Chevron a découvert Anchor dans les strates géologiques du Paléogène en 2015, mais ses 440 millions de barils se trouvaient à dix kilomètres sous le fond marin, à des pressions et températures extrêmement élevées. Après des années de collaboration avec des fournisseurs de l’industrie pour accéder au pétrole en toute sécurité, Chevron a commencé à produire le pétrole d’Anchor en août à des pressions allant jusqu’à 20 000 livres par pouce carré, parmi les plus élevées au monde et équivalentes à celles d’un éléphant debout sur une pièce de 25 cents.
BP a découvert environ 10 milliards de barils de ressources dans le Paléogène et commencera à en produire grâce à son projet Kaskida en 2029.
Le Golfe est « une région stratégique clé pour BP » en raison de ses volumes élevés et de ses faibles coûts, a déclaré Andy Krieger, vice-président senior pour le Golfe d’Amérique et du Canada, en réponse aux questions.
« C’est l’une des principales raisons pour lesquelles nous avons réalisé des investissements importants dans cette région pendant de nombreuses années », a-t-il déclaré, « et c’est pourquoi nous avons pleinement l’intention de continuer à y investir, de manière disciplinée, pendant de nombreuses années encore. »
Economie
Mali : Approvisionnement en carburant, plus de 643 camions-citernes acheminés vers Bamako
« Le rire pur, le rire d’enfant, commence avec la pleine acceptation de nos erreurs et préjugés. » Arnaud Desjardins
Au Mali, l’approvisionnement en carburant devient une opération de sécurité. Plus de 643 camions-citernes ont rejoint Bamako sous escorte militaire, dans un contexte marqué par les perturbations des corridors routiers et les attaques visant les convois de produits pétroliers. »
Plus de 643 camions-citernes sont arrivés samedi matin à Bamako, après une escorte nocturne assurée par l’armée. Leur prise en charge a été confiée aux services chargés du contrôle et de la distribution des hydrocarbures.
Un convoi de plus de 643 camions-citernes a atteint Bamako samedi 3 octobre vers 7 heures, selon des informations communiquées par la Direction générale du commerce, de la consommation et de la concurrence (DGCC).
Les véhicules ont circulé durant la nuit sous la protection des Forces armées maliennes. À leur arrivée dans la capitale, la Douane, la DGCC et la Police nationale ont pris le relais afin d’orienter les cargaisons vers les dépôts pétroliers et les stations-service.
Le nombre de véhicules a été communiqué sans précision sur le volume total transporté, l’origine des produits ou leur répartition entre le gasoil et l’essence.
Cette arrivée s’inscrit dans le dispositif de sécurisation des importations d’hydrocarbures au Mali, pays enclavé dont l’approvisionnement repose principalement sur des corridors routiers reliant Bamako aux ports de la sous-région.
Entre le 14 et le 20 septembre, le pays avait réceptionné 57,99 millions de litres de gasoil et d’essence, transportés par environ 1 273 citernes, selon le ministère de l’Industrie et du Commerce.
Au 20 septembre, les réserves recensées dans les dépôts de l’OMAP, de Sanké et de Star Oil atteignaient 10,17 millions de litres de gasoil et 10,09 millions de litres d’essence. Les autorités avaient également signalé la réception en cours de 1 278 citernes à Bamako.
Un précédent convoi de 980 camions-citernes était entré dans la capitale le 6 septembre sous escorte militaire.
Avec APA
Economie
Riyad réfute les allégations des Houthis suite à l’attaque de samedi contre Aramco
« Le rire pur, le rire d’enfant, commence avec la pleine acceptation de nos erreurs et préjugés. » Arnaud Desjardins
Dans des propos rapportés tard le 3 octobre par le quotidien saoudien Asharq Al-Awsat, le porte-parole de la coalition, le général Turki al-Malki, a contesté la version du mouvement yéménite pro-iranien. Selon lui, les Houthis cherchent des « victoires imaginaires » alors qu’ils subissent des difficultés à Taëz, troisième ville la plus peuplée du Yémen, majoritairement tenue par le gouvernement dans le sud-ouest du pays.
Les combattants anti-gouvernementaux avaient affirmé samedi avoir attaqué une installation du groupe pétrolier Saudi Aramco au sud de la capitale saoudienne. Des flammes et de la fumée ont été observées sur un site d’Aramco situé dans cette zone, sans communication des autorités saoudiennes sur l’origine ni l’ampleur de l’incendie.
Saudi Aramco constitue un actif stratégique pour le royaume, premier exportateur mondial de brut et chef de file de la coalition militaire appuyant le gouvernement yéménite internationalement reconnu. Le ciblage revendiqué d’un site du groupe à Ryad élargit le registre des attaques houthies, déjà orientées vers les infrastructures pétrolières et les moyens maritimes saoudiens.
Dans son rapport annuel 2025, Aramco faisait état d’une production totale de liquides de 10,7 millions de barils par jour et d’une capacité nette de raffinage de 4,2 millions de barils par jour, avec une fiabilité d’approvisionnement de 99,9 % pour Saudi Arabian Oil Company. Ces volumes donnent aux installations du groupe une importance systémique pour les marchés pétroliers et pour l’approvisionnement domestique saoudien.
Les hostilités entre les Houthis, d’une part, et l’Arabie saoudite avec le gouvernement yéménite reconnu, d’autre part, se poursuivent depuis leur reprise en juillet, qui a ouvert un nouveau front dans la guerre au Moyen-Orient. Les Houthis mènent régulièrement des frappes contre l’Arabie saoudite et contre des navires du royaume.
En septembre, le mouvement houthi a infligé d’importants revers aux forces gouvernementales yéménites et à leur allié saoudien, consolidant son emprise sur le détroit stratégique de Bab el-Mandeb après une offensive rapide que les frappes saoudiennes n’ont pas enrayée. Ce passage relie la mer Rouge au golfe d’Aden et conditionne une partie des flux pétroliers entre le Moyen-Orient, l’Europe et l’Asie.
Les Houthis avaient déjà affirmé avoir visé des installations du groupe pétrolier saoudien à deux reprises avant l’épisode de Ryad : en septembre dans la ville portuaire de Yanbu, principal terminal pétrolier du royaume, puis en août dans le sud de l’Arabie saoudite.
Economie
Les réserves pétrolières de l’AIE ont déjà livré 325 millions de barils
« Le rire pur, le rire d’enfant, commence avec la pleine acceptation de nos erreurs et préjugés. » Arnaud Desjardins
Au 2 octobre, environ 325 millions de barils avaient été libérés dans le cadre de l’action collective de 400 millions de barils décidée le 11 mars par l’Agence internationale de l’énergie. Selon l’AIE, ce déstockage, engagé pour amortir les effets de la guerre au Moyen-Orient sur les marchés pétroliers, constitue le plus important de son histoire.
Le G7 a demandé le 2 octobre à l’AIE de suivre l’exécution complète et rapide des engagements pris en mars 2026. Les dirigeants ont aussi acté une libération coordonnée de 100 millions de barils sur quatre mois, comprenant un apport significatif de gazole durant les vingt premiers jours par les membres du G7 et leurs partenaires.
Cette décision répond aussi à la pression du président américain Donald Trump, qui réclamait depuis plusieurs jours aux Européens de mobiliser davantage de gazole. Il avait agité la menace d’une interdiction des exportations américaines de carburants, une option écartée entre membres du G7 après la réunion.
La consommation mondiale de pétrole avoisine 100 millions de barils par jour, principalement dans les transports, la pétrochimie et l’industrie des plastiques. Les réserves stratégiques permettent aux États importateurs de disposer d’un coussin mobilisable en cas de pénurie, de blocage logistique ou de rupture d’approvisionnement.
Créée en 1974 après le premier choc pétrolier, l’AIE a pour mission fondatrice la sécurité énergétique de ses membres. Elle regroupe 32 pays, dont l’Allemagne, la France, l’Australie, l’Autriche, la Belgique, le Canada, l’Italie, le Japon, le Mexique, la Turquie et les États-Unis.
Chaque pays membre doit maintenir des stocks équivalents à au moins 90 jours d’importations nettes. Cette obligation peut être satisfaite par des réserves d’urgence, par des stocks commerciaux mobilisables par l’État ou par des volumes conservés à l’étranger dans le cadre d’accords bilatéraux.
L’obligation de l’AIE ne prescrit pas une répartition unique entre pétrole brut et produits raffinés. Les pays disposant d’un appareil de raffinage important peuvent privilégier le brut, qu’ils sont capables de transformer rapidement, tandis que les produits finis offrent une réponse plus directe aux tensions sur des carburants précis.
L’AIE estime toutefois qu’il est judicieux de conserver une partie des stocks d’urgence sous forme raffinée, malgré des coûts de stockage plus élevés. Pour les États appartenant à la fois à l’AIE et à l’Union européenne, un tiers des réserves doit être détenu sous forme de produits raffinés spécifiques.
En France, la Société anonyme de gestion des stocks de sécurité, qui détient environ deux tiers des stocks physiques français, indiquait dans un document relatif à 2024 que les réserves étaient composées à 30,6 % de pétrole brut et à 49,8 % de gazole. Le solde comprenait 9,1 % d’essence, 7,8 % de carburéacteur pour l’aviation et 2,7 % de fioul domestique.
Lorsqu’une action collective de l’AIE est décidée, chaque pays contribue selon son poids dans la consommation pétrolière totale des membres de l’organisation. La mise en œuvre opérationnelle reste ensuite nationale, avec des arbitrages sur les volumes, les produits libérés et le rythme de sortie des stocks.
En France, le président de la SAGESS avait indiqué en avril devant l’Assemblée nationale qu’un déstockage pouvait être engagé dans un délai de 24 heures. Emmanuel Macron a déclaré que la France ferait l’« effort » de privilégier le gazole au début, dans une « volonté d’envoyer un signal clair au marché ».
Les membres du G7 ont prévu de se réunir dans le cadre de l’AIE après l’annonce du 2 octobre afin d’examiner d’éventuelles libérations supplémentaires de gazole si les tensions d’approvisionnement le nécessitent.
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