Rares sont les années où le travail des analystes pétroliers a été aussi difficile. Le Brent a atteint 109,21 USD le baril le 15 septembre, enregistrant une hausse de plus de 20 % en un seul mois. Le pétrole de référence affiche désormais un niveau supérieur de 60 % à celui d’il y a un an, après un choc d’offre historique qui a, contre toute attente, également détruit la demande. La production saoudienne est désormais tombée à son plus bas niveau depuis 1990, tandis que la Libye a suspendu ses activités sur plusieurs champs pétroliers, invoquant un cas de force majeure. Le WTI s’échange aujourd’hui (15 septembre) à 102,13 USD, après avoir légèrement reculé par rapport aux 104 USD plus tôt dans la semaine, à la suite d’informations indiquant que l’oléoduc Est-Ouest stratégique de l’Arabie saoudite pourrait être remis en service. Mais derrière le bruit incessant autour des calendriers de réparation des oléoducs et des négociations diplomatiques, deux tendances structurelles redessinent discrètement les perspectives de prix à moyen terme, avec des effets qui dureront bien plus longtemps que n’importe quel cessez-le-feu régional.
D’abord, le basculement irréversible des tendances de la demande mondiale, mené par la Chine, et la position délicate dans laquelle se trouve désormais l’OPEP+, qui a achevé en trois ans sa montée en production à ce qui est peut-être le pire moment possible. Ces deux dynamiques sont étroitement imbriquées et rendent les prévisions sur le prix du pétrole pour les six à douze prochains mois particulièrement incertaines.
La mutation structurelle de la Chine et l’inconnue saisonnière
L’évolution la plus déterminante de la demande mondiale de pétrole cette année, et peut-être la plus difficile à inverser, n’a rien à voir avec le détroit d’Ormuz. Il s’agit plutôt du déclin structurel accéléré de la consommation de pétrole en Chine. Le département de recherche de Sinopec prévoit une baisse de la demande chinoise de pétrole de 600 000 barils par jour (-8,9 %) en 2026. Il s’agit d’une troisième baisse annuelle consécutive, l’essence et le diesel enregistrant les reculs les plus marqués, de 8,7 % et 11,4 % respectivement. Les facteurs en jeu sont structurels plutôt que cycliques : l’essor des véhicules électriques a fait chuter la demande d’essence plus vite que ne l’anticipaient presque toutes les prévisions, tandis que les camions au GNL ont fortement réduit la part du diesel dans le transport de marchandises. Même les méga-raffineries chinoises traitent désormais le brut différemment, en privilégiant davantage les produits chimiques que les carburants. Dans le scénario le plus favorable, les importations chinoises de brut devraient rester inférieures de 1,0 à 1,5 million de barils par jour à leur moyenne de 2025. La Chine n’a commencé à puiser dans ses stocks de brut qu’en mai, ce qui a entraîné un déstockage cumulé plus limité qu’au Japon et en Corée du Sud. Le calendrier de la très attendue vague de reconstitution des stocks chinois, qui pourrait théoriquement ajouter jusqu’à 1,6 million de barils par jour de demande supplémentaire sur une période de remplissage de 100 jours, reste donc très incertain et dépendra probablement des niveaux de prix et de la confiance dans la sécurité des voies d’approvisionnement. La saisonnalité ajoute une difficulté supplémentaire. La fin de la saison estivale des déplacements routiers dans l’hémisphère Nord entraîne traditionnellement un recul de la demande d’essence en Europe et en Amérique du Nord en septembre et octobre, avant que les besoins de chauffage hivernal ne fassent de nouveau augmenter la demande vers décembre. Cette année, cette transition saisonnière est compliquée par la forte baisse des importations de brut en Chine et au Japon, d’environ 40 % dans chacun des deux pays. L’activité des raffineries asiatiques est ainsi restée si faible que la hausse saisonnière habituelle de la demande de pétrole pourrait être nettement plus modérée que ne le suggèrent les données historiques, notamment compte tenu des hivers plus doux observés ces dernières années. Il en résulte une demande structurellement inférieure aux niveaux d’avant-conflit. Et compte tenu d’un potentiel rebond cyclique si le détroit d’Ormuz se normalise, il est réellement difficile de modéliser avec précision les évolutions à moyen terme.
Le mauvais timing de l’OPEP+ et l’essor des producteurs hors OPEP
Du côté de l’offre, l’OPEP+ a finalement atteint le carrefour qu’elle abordait prudemment depuis trois ans, et le timing ne pourrait guère être plus défavorable. Le cartel a désormais achevé l’annulation des réductions volontaires de production instaurées pendant la pandémie de COVID grâce à une hausse en septembre : sept producteurs, dont l’Arabie saoudite et la Russie, ont mis en œuvre une dernière augmentation de 188 000 barils par jour afin de finaliser ce revirement en quatre phases. L’OPEP+ a indiqué son intention de maintenir les quotas inchangés jusqu’à la fin de 2026, une décision que Jorge Leon de Rystad Energy a qualifiée de « prochaine étape logique », ajoutant que « l’OPEP+ a peu d’intérêt à précipiter de nouveaux changements de l’offre. Notre scénario de référence prévoit donc une pause au quatrième trimestre, le temps que le groupe prépare les négociations sur les quotas de 2027. » Le véritable problème auquel l’OPEP+ est confrontée est que ses quotas rétablis n’existent, pour l’essentiel, que sur le papier. Les perturbations des exportations causées par le conflit, qui touchent les producteurs du Golfe, la Russie et le Kazakhstan, font qu’une grande partie de l’offre supplémentaire approuvée cette année par l’alliance n’est pas encore arrivée sur le marché. Heureusement pour certains, cet écart est activement comblé par les producteurs hors OPEP : les États-Unis, le Brésil, le Canada, le Guyana et l’Argentine dominent la croissance de la production mondiale, avec 1,4 million de barils par jour supplémentaires en 2026 et 1 million de plus l’année prochaine. Cette trajectoire créera assurément un excédent structurel d’offre dès que les flux du Golfe commenceront à se normaliser, quelle que soit la décision de l’OPEP+ lors de sa prochaine réunion. Il vaut donc mieux ne pas voir cette dernière augmentation des quotas de l’OPEP+ comme une hausse brutale de l’offre, mais plutôt comme la conclusion officielle d’une politique défensive adoptée il y a trois ans : ce sont les événements géopolitiques, et non les annonces de quotas, qui détermineront réellement l’évolution de l’offre au second semestre 2026. En ce qui concerne les prix à moyen terme, ça veut dire qu’on va avoir un marché qui reste très sensible aux actualités géopolitiques dans l’immédiat, mais qui va aussi subir une réelle pression structurelle à la baisse une fois que les voies d’approvisionnement seront revenues à la normale et que le pétrole hors OPEP arrivera lui aussi sur le marché. La combinaison de ces facteurs fait que le niveau actuel, au-dessus des 100 USD, semble bien plus fragile que ne le laisseraient penser les incidents quotidiens liés aux interruptions d'approvisionnement par oléoduc et aux attaques contre des pétroliers.
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