La production de pétrole brut iranienne a chuté de 19 % en mai 2026, selon les données de l’OPEP. Sachant que les États-Unis ont bloqué les ports du pays.

La production iranienne a chuté de 546 000 barils par jour pour s’établir à 2,33 millions de barils par jour, selon les données publiées jeudi 11 juin par l’Organisation des pays producteurs et exportateurs de pétrole (OPEP) dans son rapport mensuel.

Par ailleurs, l’organisation anticipe désormais pour 2026 une hausse d’environ 1 Mb/j de la consommation mondiale, contre 1,2 Mb/j estimés en mai. Cette révision tient compte des « tensions géopolitiques au Moyen-Orient » mentionnées dans le document.

Pour 2027, l’OPEP relève en revanche sa projection de croissance à 1,7 Mb/j, soit 200 000 barils par jour de plus qu’en mai. Ces trajectoires impliquent une consommation mondiale de 106,1 Mb/j en 2026 puis 107,9 Mb/j en 2027, selon l’organisation.

Notons qu’avant le conflit, le détroit d’Ormuz acheminait en moyenne 20 Mb/j de pétrole, soit environ 20 % de la consommation mondiale en 2024, selon l’Energy Information Administration américaine.

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La production pétrolière de l’OPEP a atteint en mai son niveau le plus bas depuis plus de vingt ans, selon une enquête de Reuters publiée mercredi 10 juin. Alors qu’un blocus naval américain limite les exportations iraniennes.

La production des 11 membres de l’OPEP a diminué de 1,06 million de barils par jour sur une base mensuelle, pour atteindre 16,13 millions de barils par jour, selon l’enquête. Il s’agit du niveau mensuel le plus bas depuis au moins 2000, relève Reuters, et bien en deçà des niveaux enregistrés pendant la pandémie de COVID-19 en 2020, lorsque la demande s’était effondrée.

Ces chiffres n’incluent pas les Émirats arabes unis, qui se sont retirés de l’OPEP le 1er mai dernier. L’Iran a enregistré la plus forte baisse, conséquence de l’embargo américain entré en vigueur le 13 avril, selon l’enquête. L’Arabie saoudite a enregistré de nouvelles baisses; tandis que l’Irak a réussi à augmenter son offre grâce à une hausse de la consommation intérieure, révèlent d’autres sources. Quant au Venezuela et au Nigeria, ils ont également pompé des quantités plus importantes.

A cet égard, notons que huit membres de l’OPEP+, un groupe qui comprend les membres de l’OPEP et leurs alliés, dont la Russie, avaient convenu d’augmenter leur production en mai. Mais la guerre en Iran et le blocus américain ont rendu cela impossible.

L’enquête de Reuters s’appuie sur des données du groupe financier LSEG, des informations provenant d’autres sociétés de surveillance des flux, telles que Kpler, et des informations fournies par des sources issues des compagnies pétrolières, de l’OPEP et de consultants.

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L’Irak et les Émirats arabes unis accélèrent leurs projets d’expansion des oléoducs afin de compenser les pertes de flux dues à la fermeture du détroit d’Ormuz. Alors que de nouvelles données révèlent leur forte dépendance au golfe Persique, rapporte CNBC.

Il convient de noter que le gouvernement irakien vient d’approuver des plans visant à accélérer les exportations de pétrole brut via le réseau d’oléoducs Kurdistan-Turquie. Cette décision permettra de plus que tripler les exportations actuelles, passant de 220 000 barils par jour à 770 000. Cet itinéraire offre un passage alternatif à travers le Kurdistan jusqu’au port turc de Ceyhan, en Méditerranée.

Des données exclusives présentées à CNBC par QuantCube Technology révèlent que les exportations irakiennes globales se sont pratiquement taries depuis le début de la guerre. Et ce, en raison de sa dépendance géographique vis-à-vis du détroit d’Ormuz.

« L’Irak se trouve dans une situation beaucoup plus compliquée car nous savons que la majeure partie, voire la totalité, de son pétrole transite par le détroit d’Ormuz », a déclaré Alan Aleman, économiste principal chez QuantCube, à CNBC lors d’une interview…

Parallèlement, Abou Dhabi accélère la construction du nouvel oléoduc est-ouest vers Fujairah, cherchant ainsi à contourner le détroit d’Ormuz. Ce projet, qui devrait être opérationnel en 2027, doublera la capacité d’exportation de la compagnie pétrolière nationale ADNOC.

Le prince héritier d’Abu Dhabi, Cheikh Mohammed ben Zayed Al Nahyan, a appelé le 15 mai à l’accélération des travaux d’expansion du pipeline, dans un contexte de demande énergétique mondiale croissante. Les Émirats arabes unis peuvent toujours exporter du pétrole via d’autres terminaux. Cela atténue l’impact de la fermeture d’Ormuz, note encore CNBC.

« Il est clair que l’Irak, de par sa situation géographique, se trouve dans une situation beaucoup plus compliquée que celle des Émirats arabes unis ou de l’Arabie saoudite » a ajouté Aleman. « Les Émirats arabes unis possèdent toujours le terminal de Fujairah. Même s’il a été endommagé pendant la guerre, il dispose théoriquement encore des infrastructures et des navires nécessaires pour exporter une grande quantité de pétrole ».

Mais même les infrastructures alternatives existantes sont menacées. L’oléoduc reliant l’ouest à l’est de l’Arabie saoudite a été attaqué par l’Iran en avril, et Fujairah a également été la cible de frappes de drones iraniens.

L’oléoduc saoudien, qui relie les installations de traitement près du golfe Persique à un centre d’exportation en mer Rouge, et l’oléoduc des Émirats arabes unis jusqu’au port de Fujairah, ont une capacité disponible combinée estimée entre 3,5 et 5,5 millions de barils par jour, note l’Agence internationale de l’énergie (AIE). Bien que l’Arabie saoudite ait déclaré en mars que son oléoduc pompait 7 millions de barils par jour.

Cependant, ces flux restent bien loin des quelque 20 millions de barils de pétrole et de produits pétroliers qui transitaient quotidiennement par le détroit d’Ormuz avant la guerre. Le développement de voies d’exportation alternatives exige non seulement d’énormes investissements dans les infrastructures, mais aussi du temps. Des accords interétatiques sont souvent nécessaires, car les pipelines traversent différents territoires…

Par ailleurs, les navires immobilisés dans le Golfe risquent d’être attaqués par les forces iraniennes s’ils n’obtiennent pas l’autorisation de Téhéran pour emprunter une route désignée via le détroit d’Ormuz.

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Le champ pétrolier d’Ashtart, situé dans le golfe de Gabès, devrait atteindre son niveau de rentabilité le plus élevé en 2031, selon une analyse publiée par un cabinet de recherche spécialisé dans les marchés de l’énergie à Washington, d’après l’agence TAP. Cette perspective marque une étape importante pour l’un des plus anciens et des plus importants gisements pétroliers du pays.

Concrètement, cette échéance correspond au moment où la différence entre les revenus générés par la production de pétrole et les coûts d’exploitation serait la plus favorable. En d’autres termes, le champ devrait alors offrir son meilleur rendement économique avant d’entrer dans une phase où le maintien de la production pourrait devenir plus complexe et plus coûteux.

Mis en production en 1974 après sa découverte au début des années 1970, Ashtart demeure aujourd’hui un actif stratégique pour le secteur énergétique tunisien. Le gisement produit actuellement près de 5 000 barils par jour, soit environ 14% de la production nationale de pétrole. Cette contribution lui permet de conserver une place importante dans un contexte marqué par le déclin naturel de plusieurs champs historiques du pays.

L’importance d’Ashtart ne se limite pas à sa production actuelle. Le gisement a également joué un rôle majeur dans l’histoire pétrolière tunisienne. Au début des années 1980, associé au champ d’El Borma, il a contribué à la période la plus productive du secteur national, lorsque la production pétrolière du pays atteignait des niveaux record.

Le champ est exploité par la Société de recherche et d’exploitation des pétroles en Tunisie (Serept), détenue conjointement par l’Entreprise tunisienne d’activités pétrolières (ETAP) et la société Perenco. Cette dernière est devenue copropriétaire du gisement après le rachat, en 2018, de la participation détenue auparavant par le groupe OMV.

Au-delà des indicateurs économiques, le rapport souligne plusieurs défis techniques. Les caractéristiques du réservoir, la profondeur des puits et certaines contraintes liées à la pression constituent autant de facteurs qui influencent les performances de production. Le gisement repose sur un seul réservoir et utilise un système d’injection d’eau de mer afin de maintenir la pression nécessaire à l’extraction du pétrole.

Ces éléments illustrent les défis auxquels sont confrontés les champs pétroliers arrivés à maturité. Si Ashtart continue de jouer un rôle central dans la production nationale, les années à venir seront déterminantes pour prolonger son exploitation dans des conditions économiquement viables.

Dans un pays où les hydrocarbures demeurent une composante importante de l’approvisionnement énergétique, l’évolution de ce gisement historique sera suivie de près. Son parcours reflète plus largement les enjeux auxquels fait face l’industrie pétrolière tunisienne: maintenir la production des champs existants tout en recherchant de nouvelles sources de croissance.

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Le déficit commercial américain s’est réduit en avril, la hausse des exportations de pétrole ayant contribué à compenser la hausse continue des importations d’équipements utilisés pour la construction de centres de données.

Le déficit commercial des biens et services s’est réduit de 1,2 % en avril par rapport au mois précédent pour s’établir à 55,9 milliards de dollars, a annoncé mardi 9 juin le département du Commerce.

La valeur des exportations a progressé de 2,6 % en avril par rapport à mars, principalement grâce à une hausse de 60 % des exportations de pétrole brut, ainsi qu’à une augmentation des exportations de fioul et d’autres produits pétroliers. Pour leur part, les importations ont augmenté de 2 %, tirées par les ordinateurs et les semi-conducteurs.

La guerre avec l’Iran et la fermeture quasi totale du détroit d’Ormuz ont restreint l’approvisionnement en pétrole dans la région, entraînant une hausse des prix… Elle a également accentué les fortes fluctuations des échanges mensuels, suite aux annonces répétées de Donald Trump concernant les droits de douane pendant la majeure partie de l’année 2025. A noter que nombre de ces droits de douane ont été invalidés par la Cour suprême en février. Mais l’administration Trump a par la suite proposé de nouveaux droits de douane d’au moins 10 % sur les importations en provenance de 60 partenaires commerciaux.

Des enquêtes récentes menées auprès des responsables des achats montrent que les entreprises américaines constituent des stocks de marchandises, tentant de prévenir de nouvelles hausses de prix liées à la guerre, rappelant la « course » aux importations de l’année dernière avant les droits de douane dits du « jour de la libération » de Trump.

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Le champ d’Ashtart, l’un des principaux gisements pétroliers en Tunisie et la deuxième plus grande découverte pétrolière du pays, devrait atteindre son pic de rentabilité en 2031. C’est ce qu’indique un rapport publié par une plateforme de recherche et de conseil spécialisée dans les marchés de l’énergie basée à Washington.

Le seuil de rentabilité correspond au niveau où l’écart entre les recettes de production prévisionnelles et les charges d’exploitation est à son maximum.

A ce stade, des défis liés à la viabilité de l’exploitation du champ à long terme commencent à se présenter.

Le champ d’Ashtart a été découvert en 1970 à 70 km au large de Sfax dans le Golfe de Gabès, à une profondeur de 219 pieds sous la surface de l’eau. Il est entré en production en 1974, précisent les données du ministère de l’Énergie, des mines et des énergies renouvelables.

En outre, les dernières données figurant dans le rapport calculent la moyenne de production du gisement à environ 5 000 barils de pétrole par jour. Ce qui représente près de 14 % de la production nationale totale.

En 1980, ce gisement, avec celui d’El-Borma, a contribué à hauteur de 70 %, au pic de la production nationale enregistré, durant cette année là. Soit un niveau avoisinant les 117 000 barils par jour, souligne le même rapport.

La gestion du gisement est assurée par la société SEREPT, détenue à parts égales par l’Entreprise tunisienne d’activités pétrolières (ETAP) et la société PERENCO Tunisia -Oil and Gas Limited .

En décembre 2018, la société « OMV » a finalisé la cession de sa part de 50 % dans le gisement à la société Perenco.

S’agissant des défis techniques, la SEREPT a indiqué que le réservoir du champ présente d’importantes anomalies, qui affectent les performances des puits de production. De plus, les hydrocarbures sont sous-saturés avec des pressions variant entre 200 bars (dans la partie Est du réservoir) et 250 bars (dans la partie Ouest du réservoir). Et les températures sont de 140 degrés, poursuit le rapport.

D’ailleurs, il ajoute que la plupart des puits sont à une profondeur pouvant atteindre 3000 mètres et les pressions des tubes très hautes pressions (THP) sont constamment basses variant entre 8-10 bars.

Enfin, notons que ce champ se compose d’un seul réservoir dont l’épaisseur atteint environ 70 mètres. La production du pétrole se fait à l’eau. Le champ est encerclé par des puits d’injection d’eau utilisant l’eau de mer.

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Le ministère égyptien du Pétrole et des Ressources minérales a annoncé le 7 juin que la région des champs pétroliers offshore du Sinaï a atteint son taux de production journalier le plus élevé depuis 2017, avec une production totale d’environ 27 000 barils de pétrole brut par jour dans cette région où la société italienne Eni investit en partenariat avec la Compagnie générale égyptienne du pétrole.

Le ministère du Pétrole a déclaré dimanche dans un communiqué que ces résultats sont le fruit de la stratégie de travail actuelle et des mesures incitatives mises en œuvre au cours de la période précédente, notamment la prolongation des travaux sur les accords qui arrivaient à expiration dans les zones de production. Ce qui a encouragé les entreprises internationales à injecter de nouveaux investissements et à intensifier les activités de forage et d’exploration.

Eni a adopté un programme d’investissement ambitieux dans les régions du golfe de Suez, du Sinaï et du delta du Nil dans le but de stimuler la production et de maximiser l’utilisation des actifs existants, afin de soutenir les efforts visant à accroître la production nationale de pétrole et de gaz.

Il a expliqué que les taux de production dans la région ont augmenté de plus de 50 % depuis début 2025. Ce qui représente l’un des taux de croissance les plus élevés enregistrés dans la région depuis des décennies. Et ce, malgré le fait que certains gisements continuent de produire depuis plus de six décennies. Ce qui témoigne de l’efficacité des programmes techniques et opérationnels modernes mis en œuvre pour améliorer les performances des gisements matures et maximiser leur productivité.

Le ministère a déclaré que cette augmentation représente une performance exceptionnelle par rapport aux taux de déclin naturel attendus pour les champs en production. Car la forte hausse de la production a entraîné un surplus de plus de 10 000 barils de pétrole par jour. Ce qui a contribué à ajouter une production cumulée de plus de 2,8 millions de barils depuis janvier 2025.

Le ministère a enfin indiqué qu’un programme intensif d’amélioration de la production avait été mis en œuvre, basé sur l’application des technologies les plus récentes, augmentant l’efficacité des processus opérationnels et réduisant les temps d’arrêt à leur niveau le plus bas.

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Les pays membres de l’OPEP+ ont approuvé dimanche 7 juin la quatrième hausse de leurs objectifs de production pétrolière ces derniers mois, lit-on dans un communiqué de l’OPEP.

La guerre a réduit le flux de pétrole transitant par le détroit d’Ormuz, provoquant la plus grave crise d’approvisionnement pétrolier au monde. Car les principaux membres de l’OPEP+, comme l’Arabie saoudite, sont incapables d’approvisionner pleinement leurs clients depuis fin février.

La crise au sein de l’OPEP+ s’est aggravée lorsque les Émirats arabes unis (EAU) se sont retirés de l’organisation après près de 60 ans.

Dimanche, les sept pays membres ont décidé d’augmenter leurs objectifs de production pétrolière de 188 000 barils par jour à compter de juillet.

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Les prix du pétrole ont bondi de plus de 2 dollars le baril ce lundi, après de nouvelles frappes israéliennes menées dimanche 7 juin sur la banlieue sud de Beyrouth, malgré le cessez-le-feu  Israël et le Liban.

Ces attaques ravivent les craintes d’une extension du conflit au Moyen-Orient et compromettent les perspectives de reprise des flux énergétiques via le détroit d’Ormuz.

Les contrats à terme sur le brut américain ont progressé de 2,10 dollars (+2,32 %), atteignant 92,64 dollars le baril en début de séance de ce lundi 8 juin. Le Brent a, de son côté, gagné 2,33 dollars (+2,5 %) pour s’établir à 95,42 dollars le baril. Cette hausse efface en grande partie les pertes enregistrées vendredi 5 juin, lorsque les marchés avaient anticipé une désescalade du conflit entre les États-Unis et l’Iran, déclenché le 28 février.

Selon les analystes, les dernières violences constituent un obstacle supplémentaire à un éventuel accord de paix entre Washington et Téhéran, ainsi qu’à la réouverture du détroit d’Ormuz, passage stratégique pour le pétrole et le gaz mondiaux, sachant que l’Iran conditionne tout accord de paix à un cessez-le-feu durable au Liban.

Dans ce contexte, l’Iran a riposté aux frappes visant Beyrouth et son allié du Hezbollah en lançant des missiles contre Israël. Le président américain Donald Trump a déclaré qu’il demanderait au Premier ministre israélien Benjamin Netanyahu de ne pas répondre militairement à cette attaque.

Par ailleurs, même si la guerre à grande échelle semblait en pause depuis l’arrêt des frappes américano-israéliennes contre l’Iran début avril, Téhéran continue de perturber une partie du trafic maritime dans le détroit d’Ormuz.

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Le nombre de plateformes pétrolières américaines est en hausse pour la sixième semaine consécutive, marquant la plus forte progression en près de quatre ans.

Le nombre de plateformes de forage en activité dans les champs pétroliers américains a augmenté de deux cette semaine pour atteindre 431, selon les données publiées vendredi 5 juin par Baker Hughes Co. La dernière tendance à la hausse similaire dans l’exploration nationale remonte à la mi-2022, lorsque la demande énergétique avait commencé à se redresser après les confinements liés à la pandémie.

Cette tendance suggère que les producteurs de pétrole de schiste réagissent à la hausse continue des prix du pétrole, les raffineurs étrangers augmentant leurs achats de cargaisons américaines pour remplacer les approvisionnements pétroliers perturbés par le conflit, qui dure maintenant depuis près de 100 jours.

Selon Bloomberg, les contrats à terme sur le pétrole brut de référence américain ont bondi de 35 % depuis le début du conflit fin février, atteignant en moyenne près de 98 dollars le baril au cours des six dernières semaines.

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