Ce qu’est vraiment l’OPEP aujourd’hui : l’économie d’un cartel qui se démantèle lentement

2026-06-03

Il s’agit d’un article traduit par une machine. La version originale est disponible en anglais.

Le 1er mai 2026, les Émirats arabes unis ont mis fin à 59 ans d’appartenance à l’OPEP. L’annonce était tombée trois jours plus tôt, le 28 avril, alors que le Brent se négociait bien au-dessus de 100 dollars le baril après avoir frôlé les 120 dollars début mars. C’était la guerre qui l’avait porté là : les États-Unis et Israël avaient attaqué l’Iran le 28 février, et les représailles iraniennes avaient quasiment fermé le détroit d’Ormuz.

Avant la guerre, quelque 20 millions de barils de pétrole franchissaient chaque jour le détroit d’Ormuz. Lorsque l’Iran a commencé à attaquer des navires et a déclaré le détroit fermé, début mars, le trafic des pétroliers s’est effondré : fin avril, certains jours, moins de dix navires commerciaux le traversaient, contre environ 130 par jour avant la guerre. Les navires mouillaient au large et attendaient. L’AIE a parlé de la plus grave perturbation de l’offre de toute l’histoire du marché pétrolier mondial, et Goldman Sachs estimait qu’en avril les stocks mondiaux fondaient au rythme record de 11 à 12 millions de barils par jour.

Face à une crise qui étranglait un point de passage de 20 millions de barils par jour, l’OPEP+ a répondu en annonçant, le 3 mai, 188 000 barils par jour supplémentaires pour juin. Le rapport est d’environ cent contre un. Al Jazeera a jugé la mesure largement symbolique : la fermeture du détroit bridait les exportations des membres du Golfe, si bien que des quotas supplémentaires ne pouvaient guère atteindre le marché, quoi qu’on annonce. Les sept pays à l’origine de la décision ont continué de relever légèrement leurs objectifs, mois après mois, jusqu’en septembre, puis les ont gelés pour octobre et novembre. Rapporté à l’ampleur de la perturbation, le geste montre où en est désormais l’institution sur le marché pétrolier : elle peut ajuster à la marge un prix déterminé ailleurs, par des événements qu’elle ne contrôle ni n’influence.

Les Émirats ont annoncé leur départ dans la même quinzaine, et le moment choisi ne devait pas grand-chose au hasard : la crise montrait le peu dont le cartel était capable.

Le jeu auquel joue le cartel

Un cartel fonctionne ainsi. Un groupe de producteurs convient de restreindre collectivement sa production pour que le prix reste supérieur à ce qu’il serait en situation de libre concurrence. Chaque membre profite de ce prix plus élevé. Mais chaque membre a aussi intérêt, individuellement, à vendre quelques barils de plus à ce prix de cartel gonflé : il empoche l’intégralité des recettes de sa tricherie, tandis que le coût du soutien des prix se répartit entre tous. Si tout le monde raisonne ainsi en même temps, tout le monde triche, le prix s’effondre, et chacun se retrouve plus mal loti que s’il avait respecté l’accord.

C’est le dilemme du prisonnier. La coopération est rationnelle pour le groupe ; la défection l’est pour chacun de ses membres. Des relations répétées et la menace de représailles peuvent assurer la cohésion d’un cartel, et la forme la plus directe de cette menace est un membre assez gros pour jouer les gendarmes. Il doit pouvoir réduire sa propre production quand les autres trichent, en encaissant lui-même la perte de recettes, tout en menaçant, si la tricherie continue, d’abandonner complètement le plancher et d’inonder le marché, ce qui ferait s’effondrer les prix pour tout le monde. La menace doit être crédible, et la crédibilité exige un gendarme assez puissant pour que ses décisions de production fassent bouger le prix mondial, et disposé à accepter de lourdes pertes à court terme.

Dans toute son histoire, l’OPEP n’a eu qu’un seul gendarme de ce type : l’Arabie saoudite. Le bilan en matière de respect des quotas montre combien ce rôle compte.

Entre janvier 2024 et février 2025, sept membres de l’OPEP+ ont pompé ensemble, en moyenne, environ 300 000 barils par jour au-delà de leurs objectifs de production. En avril 2025, ils se sont engagés à des réductions compensatoires étalées sur les quinze mois allant jusqu’à juin 2026. L’Irak et le Kazakhstan, qui en devaient la plus grande part, n’avaient déjà pas tenu leurs engagements précédents ; c’étaient les contrevenants structurels et récidivistes du groupe.

Ce qu'est l'OPEP+, et en quoi elle diffère de l'OPEP

L'OPEP est une institution internationale en bonne et due forme, dont le siège est à Vienne, dotée d'une charte juridique et comptant aujourd'hui onze États membres depuis le départ des Émirats arabes unis. Ses membres ont des obligations formelles en matière de quotas, même si l'Iran, la Libye et le Venezuela sont exemptés des réductions actuelles, et se soumettent à la structure de gouvernance de l'institution. L'OPEP+ est autre chose : une alliance plus lâche, formée en décembre 2016, qui associe les membres de l'OPEP à dix producteurs extérieurs à l'organisation, au premier rang desquels la Russie et le Kazakhstan, soit 21 pays au total après la sortie des Émirats. L'OPEP+ ne repose sur aucune obligation conventionnelle. Le respect des règles tient entièrement à la réputation. Un membre qui dépasse son quota OPEP+ s'expose à la pression de ses pairs et à des frictions diplomatiques ; il n'encourt aucun recours juridique, aucune sanction formelle. Les Émirats étaient membres de l'OPEP, mais les contraintes qui limitaient concrètement leur production passaient par l'OPEP+. En quittant les deux à la fois, ils se sont libérés d'obligations relevant de deux cadres de poids très différents.

Trois cent mille barils par jour de tricherie persistante ont suffi à rogner les réductions annoncées par l’Arabie saoudite, et ont signifié aux membres que les objectifs étaient facultatifs. Pendant une bonne partie de cette période, le cartel a surtout servi de cadre pour annoncer des objectifs que ses principaux contrevenants ignoraient, pendant que l’Arabie saoudite en absorbait les conséquences.

Le gendarme, et ce qu’il lui en a coûté

Pour comprendre l’OPEP, il faut remonter à la période qui va de 1980 à 1986.

L’Arabie saoudite a abordé les années 1980 en produisant près de 10 millions de barils par jour. Tandis que les producteurs hors OPEP, dont la Norvège, les gisements britanniques de la mer du Nord, le Mexique et l’Union soviétique, continuaient de pomper à pleine capacité sans égard aux signaux de prix, l’Arabie saoudite a réduit sa production, puis l’a réduite encore. Tous les membres de l’OPEP ont rogné leur production entre 1979 et 1985, mais aucun aussi profondément que le royaume, qui a renoncé à plus de 60 % de sa production de 1979. En août 1985, la production saoudienne était tombée à environ 2,3 millions de barils par jour. Le royaume avait encaissé cinq années de recettes sacrifiées pour tenir le plancher des prix, pendant que d’autres récoltaient l’essentiel des bénéfices.

Fin 1985, l’Arabie saoudite en a eu assez. Elle a changé de cap, fait grimper sa production et, en quelques mois, les prix se sont effondrés — passant d’environ 28 dollars le baril en 1985 à quelque 14 dollars en 1986. Le mécanisme de discipline du cartel avait fonctionné, en ce sens qu’il avait empêché un krach plus précoce ; il avait échoué, en ce sens qu’il ne pouvait pas durer indéfiniment, et lorsqu’il a pris fin, l’effondrement des prix a été brutal parce qu’une offre considérable avait été retenue.

Zaki Yamani, ministre saoudien du Pétrole pendant toute cette période, a passé l’année 1985 à supplier les autres producteurs de partager le fardeau. En décembre 1985, il a annoncé que l’Arabie saoudite ne jouerait plus le rôle de producteur d’appoint.

Le mécanisme était rationnel pour le cartel et ruineux pour le gendarme ; pourquoi l’Arabie saoudite a-t-elle donc accepté ce rôle ?

La logique des réserves fournit une première réponse. Un pays qui dispose de centaines de milliards de barils dans son sous-sol peut rationnellement accepter des recettes moindres aujourd’hui en échange de prix plus élevés sur un long horizon de planification. Le calcul ne tient que si la base de réserves est assez vaste et l’horizon assez long, et l’Arabie saoudite remplit les deux conditions.

L’architecture budgétaire fournit la deuxième. L’État saoudien, de son pacte politique et de son système de subventions jusqu’aux transferts royaux et aux dépenses de développement, s’était construit sur des recettes pétrolières durables à des prix administrés ; c’était le postulat même de l’économie nationale. Bloomberg Economics estimait le prix d’équilibre budgétaire de l’Arabie saoudite à 94 dollars le baril ; le FMI le projetait à environ 91 dollars pour 2025. Ces chiffres indiquent ce que doit coûter le pétrole pour que le budget soit à l’équilibre, et ils traduisent des décennies de dépenses publiques calibrées sur des prix administrés.

L’alignement géopolitique fournit la troisième. Depuis la rencontre de 1945 entre Franklin Roosevelt et le roi Abdelaziz à bord de l’USS Quincy, la relation entre l’Arabie saoudite et les États-Unis s’est en partie structurée autour d’un engagement saoudien à maintenir des marchés pétroliers stables et accessibles — un engagement d’une valeur stratégique qui se traduisait par des garanties de sécurité américaines. Faire respecter le plancher de prix de l’OPEP servait les intérêts économiques de l’Arabie saoudite, mais aussi la logique plus large d’une relation géopolitique dont la politique étrangère américaine s’était portée garante.

L’arithmétique joue désormais contre ces trois raisons. Le Brent s’est établi en moyenne à environ 69 dollars en 2025 et a terminé l’année aux alentours de 61 dollars le baril, soit 30 à 33 dollars sous le prix d’équilibre budgétaire saoudien de 91 à 94 dollars. Le royaume a affiché cette année-là un déficit budgétaire de 5,8 % du PIB. Il peut emprunter : une dette d’environ 32 % du PIB lui laisse une certaine marge. Mais emprunter pour combler un trou budgétaire creusé par le soutien de prix que les concurrents cassent ensuite n’est pas une stratégie tenable.

L’Arabie saoudite n’a jamais administré les prix en continu. Le mécanisme s’est effondré en 1985-1986, a mal fonctionné à la fin des années 1990 et s’est gravement enrayé en 2014-2016. Ce que l’Arabie saoudite apportait, c’était l’anticipation d’un plancher. Les architectes budgétaires des pétro-États pouvaient bâtir leurs plans sur l’hypothèse de prix administrés parce que l’Arabie saoudite avait périodiquement démontré sa volonté de la faire respecter. L’horizon de planification avait un sens parce que l’existence du mécanisme de discipline avait été prouvée. L’un et l’autre sont aujourd’hui remis en question.

Zaki Yamani et la logique de la hausse de production de 1985-1986

Le cheikh Ahmed Zaki Yamani a été ministre saoudien du Pétrole de 1962 à 1986, traversant l'embargo de 1973, les chocs pétroliers de la fin des années 1970 et les années éprouvantes de réductions unilatérales de production du début des années 1980. Sa situation résumait le paradoxe : le pays le mieux placé pour faire respecter le plancher du cartel était aussi celui qui en payait le plus lourd tribut lorsque cette discipline exigeait un sacrifice unilatéral. À la mi-1985, l'Arabie saoudite produisait moins du quart de ce qu'elle pompait en 1980-1981, pour maintenir un prix que les autres producteurs, membres de l'OPEP comme pays extérieurs, cassaient ensuite en refusant d'ajuster leur propre production. Yamani a été limogé par le roi Fahd en octobre 1986, peu après l'effondrement des prix. L'échec que marquait son limogeage était inscrit dans le cartel : le mécanisme qui faisait fonctionner l'OPEP exigeait qu'un seul pays absorbe des coûts que le système répartissait entre tous ses membres.

La révolution qui a changé les règles

Le pétrole de schiste américain a ajouté un autre type d’offre, qui se comporte comme un producteur d’appoint involontaire : il réagit aux signaux de prix, individuellement et collectivement, sans la moindre coordination ni loyauté envers un cartel.

Entre 2014 et 2019, la production américaine de pétrole brut a augmenté de plus de 3,5 millions de barils par jour. En octobre 2014, Goldman Sachs en a tiré la conclusion : la capacité de réserve effective du schiste américain avait dépassé celle de l’Arabie saoudite. Avec environ 5 millions de barils par jour de capacité de réserve du côté du schiste, contre quelque 1,5 million pour l’Arabie saoudite, l’OPEP avait perdu l’avantage de celui qui fixe le prix le premier. Le cartel ne pouvait plus brandir de façon crédible la menace d’inonder le marché au point de briser les producteurs à coûts élevés, car les producteurs américains étaient déjà sur le marché et réagissaient aux prix de manière indépendante.

La nature économique du schiste rend ce phénomène structurel plutôt que cyclique. Un puits de schiste peut être foré, complété et mis en production en quelques mois, et suspendu tout aussi vite. Les producteurs réagissent au prix sans se concerter, et leur réaction collective fait office de plafond. Quand les cours montent vers les prix d’équilibre budgétaire des pétro-États, les producteurs de schiste accélèrent et ajoutent de l’offre, ce qui freine la hausse. Ce plafond ne repose sur aucun accord formel, seulement sur la somme de milliers de décisions de production individuelles, au Texas et dans le Dakota du Nord, qui répondent au signal de prix d’une matière première.

En 2014-2016, l’Arabie saoudite a tenté de le briser. En novembre 2014, sous l’impulsion de Riyad, l’OPEP a refusé de réduire sa production, maintenu son plafond de 30 millions de barils et laissé chuter les prix pour étrangler les producteurs à coûts élevés — schiste compris. Le Brent est passé d’environ 115 dollars le baril en juin 2014 à quelque 26 dollars en janvier 2016. La stratégie avait une logique apparente : si les prix restent assez bas assez longtemps, les producteurs de schiste font faillite et quittent le marché.

La manœuvre s’est retournée contre ses auteurs : les coûts d’équilibre du schiste ont fortement baissé grâce aux gains d’efficacité — les techniques de forage horizontal se sont améliorées, les coûts de complétion ont diminué, la gestion de l’eau est devenue moins chère et les producteurs ont appris à tirer davantage de chaque puits. Lorsque l’OPEP a fait machine arrière et formé l’OPEP+ en décembre 2016, la production américaine se redressait déjà, et la guerre des prix avait rendu le schiste plus compétitif qu’avant.

La création de l’OPEP+ en 2016 devait régler le problème de fond en élargissant la coalition, en y faisant entrer la Russie, le Kazakhstan et d’autres grands producteurs pour que l’ensemble puisse peser sur les marchés. Dans les faits, ajouter de gros producteurs sans mécanisme de discipline a surtout agrandi le cercle des membres libres d’ignorer leurs quotas.

Pourquoi le schiste diffère structurellement des autres sources d'offre

Les gisements conventionnels en eaux profondes exigent des années d'investissement avant de produire la moindre goutte de pétrole. Une fois construits, ils tournent à pleine capacité, car le coût marginal d'un arrêt est plus élevé que celui de la poursuite. Le schiste, c'est l'inverse. Le coût initial par puits est relativement modeste, le délai entre la décision et la première production se mesure en mois, et les puits peuvent être mis à l'arrêt quand les prix passent sous les coûts d'exploitation. L'offre de schiste est donc élastique au prix d'une manière que l'offre conventionnelle n'est pas : elle augmente quand les prix montent et se contracte quand ils baissent, avec un décalage qui se compte en trimestres plutôt qu'en années. Pour l'OPEP, c'est un problème durable. Chaque fois que le cartel parvient à faire monter les prix, il donne aux producteurs de schiste le signal de se développer, et cette expansion freine la hausse, même si la discipline financière et la géologie font que cette réaction reste loin d'être illimitée.

La coalition qui ne tient pas

L’OPEP+ a aggravé structurellement le problème de la discipline, car les nouveaux membres apportaient des logiques budgétaires et stratégiques incompatibles avec celles de l’Arabie saoudite.

Les coûts décaissés de la Russie pour exploiter ses gisements existants et acheminer le pétrole jusqu’à un terminal d’exportation tournent autour de 13 à 14 dollars le baril — un niveau bas selon les normes internationales. Ceux de l’Arabie saoudite sont plus bas encore : Aramco évalue son coût complet, extraction et dépenses d’investissement comprises, à environ 11,50 dollars par baril équivalent pétrole. Sur les seuls coûts de production, les deux pays pourraient tenir une guerre des prix. C’est l’architecture budgétaire qui les sépare.

Selon les estimations de 2025, l’Arabie saoudite a besoin d’un baril à environ 91 à 94 dollars pour équilibrer son budget. La Russie, elle, fait la guerre. Son budget 2026 a été construit sur un brut de l’Oural à 59 dollars le baril, mais le chef du renseignement militaire suédois a estimé en avril 2026 que la Russie aurait besoin d’un Oural au-dessus de 100 dollars pendant au moins un an rien que pour combler son déficit budgétaire. Dans un cas comme dans l’autre, la logique budgétaire de guerre pousse la Russie vers les volumes.

Une économie de guerre impose de maximiser les recettes tout de suite. Les recettes, c’est le prix multiplié par le volume, et la Russie a bien souscrit en 2024 à une réduction volontaire supplémentaire de 471 000 barils par jour, mais un budget de guerre rend Moscou méfiante à l’idée d’échanger des barils d’aujourd’hui contre un prix plus élevé qui pourrait ne jamais venir, si bien que l’Arabie saoudite et la Russie ont des besoins difficiles à concilier.

Les recettes pétrolières et gazières de la Russie ont chuté d’environ un quart en 2025 par rapport à 2024, à quelque 8 500 milliards de roubles. Le brut de l’Oural est tombé sous les 40 dollars le baril en décembre. La Russie produisait sous forte pression, entre les sanctions visant sa flotte de pétroliers et les attaques ukrainiennes contre ses infrastructures pétrolières. Elle a suivi d’assez près son objectif OPEP+, et à partir d’août 2025 sa production a commencé à glisser en dessous, un écart qui s’est ensuite creusé jusqu’à 400 000 barils par jour lorsque des frappes de drones ukrainiens ont mis à l’arrêt des gisements en mer. Ce que la Russie n’a aucune raison de faire, c’est consentir de son plein gré des réductions plus profondes : avec des recettes en chute libre, chaque baril retenu pour soutenir le prix est un revenu dont un budget de guerre ne peut se passer.

L’Arabie saoudite ne peut pas non plus menacer la Russie de manière crédible d’une guerre des prix. Le pétrole russe continue de couler à des prix qui ruineraient le budget saoudien, et un gouvernement en guerre n’a guère de marge pour réduire ses volumes dans la durée. Si l’Arabie saoudite abandonne son propre quota et inonde le marché pour discipliner la Russie, comme elle a discipliné les tricheurs de l’OPEP en 1985-1986, son problème de prix d’équilibre devient catastrophique pendant que les puits russes continuent de pomper. La menace qui fonde la discipline d’un cartel ne fonctionne pas quand sa cible n’a aucune marge pour céder et que le gendarme a davantage à perdre.

C’est le problème de 1985, reconstruit sur une architecture plus fragile. En 1985, quand le rôle de producteur d’appoint est devenu intenable, l’Arabie saoudite l’a abandonné et a fait plonger les prix. Avec le temps, le marché a trouvé un nouvel équilibre, dans lequel l’Arabie saoudite a adopté une posture de gendarme moins ruineuse. La différence, aujourd’hui, c’est qu’aucun nouvel équilibre n’est accessible par une transition pilotée. Entre le schiste, frein permanent sur les prix, la Russie, réticente à réduire, et une transition énergétique qui freine la croissance de la demande à long terme, le plancher que créait autrefois la discipline ne peut plus être rebâti par le même mécanisme.

En mai 2026, l’Arabie saoudite avait de fait perdu son allié le plus solide au sein de l’OPEP pour faire respecter la discipline. Avec le départ des Émirats, elle s’est retrouvée à porter le fardeau de la discipline, avec pour seuls appuis des partenaires plus modestes comme le Koweït, face à une coalition que sa structure même incite à produire au maximum.

Pourquoi les Émirats sont partis, et ce que dit leur départ

Pour les Émirats, l’arithmétique est tout autre. S&P Global situe leur prix d’équilibre budgétaire à environ 42 dollars le baril, moins de la moitié de celui de l’Arabie saoudite.

L’écart est le fruit de deux décennies durant lesquelles les Émirats ont délibérément bâti une économie qui ne dépend pas d’un pétrole cher. Au premier trimestre 2025, le secteur non pétrolier a atteint un record de plus des trois quarts du PIB, et sur l’ensemble de l’année la production non pétrolière a progressé de près de 7 %. Le tourisme, les services financiers, la logistique et l’immobilier de Dubaï sont devenus l’économie elle-même, le pétrole n’étant plus qu’une source de revenus héritée du passé.

Vu de là, le système de quotas de l’OPEP n’avait pas le même visage que vu de Riyad. La compagnie pétrolière nationale d’Abou Dhabi, l’ADNOC, a approuvé un plan d’investissement quinquennal de 150 milliards de dollars pour 2023-2027 et avancé à 2027 son objectif de capacité de 5 millions de barils par jour ; la capacité de production émiratie atteignait déjà environ 4,85 millions de barils par jour. Le quota OPEP+ des Émirats était d’environ 3,5 millions de barils par jour. À 60 dollars le baril, les 1,35 million de barils par jour de capacité inutilisée représentent, en ordre de grandeur, quelque 30 milliards de dollars de revenus perdus chaque année. Les Émirats ont bâti une capacité de production qu’ils ne pouvaient pas utiliser, tout en payant le coût du soutien des prix d’un système dont le plancher était bien plus nécessaire à l’Arabie saoudite.

Les responsables émiratis et la direction de l’ADNOC invoquaient depuis des années un argument plus direct : la nécessité de monétiser les réserves avant que la transition énergétique ne les déprécie progressivement. C’est la logique des actifs échoués appliquée à la politique pétrolière d’un État souverain. Si la demande décline bel et bien à long terme, retarder la production pour soutenir un prix de cartel impose un coût d’opportunité permanent sur des réserves qui vaudront moins à l’avenir, et la réponse rationnelle consiste à produire davantage dès maintenant. C’est un pari qu’Abou Dhabi est en droit de faire, même si l’OPEP elle-même prévoit toujours une consommation en hausse, jusqu’à environ 124 millions de barils par jour d’ici à 2050.

Le Qatar a quitté l’OPEP avec effet au 1er janvier 2019, en expliquant vouloir se concentrer sur sa stratégie gazière et accroître sa production de GNL. Son départ a retenu l’attention mais suscité peu d’inquiétude : sa production pétrolière ne représentait qu’une petite fraction de la production totale de l’OPEP, et sa contribution à la discipline était négligeable.

Le départ des Émirats pèse bien plus lourd. Les Émirats avaient leurs propres écarts : eux aussi avaient dépassé leur objectif et devaient encore des réductions compensatoires en 2025. Mais ils ont porté de véritables réductions aux côtés de l’Arabie saoudite pendant des années et sont restés dans le système comme le partenaire le plus solide de Riyad. Officiellement, Abou Dhabi s’est contenté de dire qu’un réexamen de sa politique et de ses capacités de production avait conclu à la nécessité d’avoir les coudées franches pour porter sa production vers 5 millions de barils par jour. Sa sortie fait tomber le second pilier de la structure de discipline dont disposait l’OPEP.

Ce que soutenait le plancher

Les chiffres qui comptent le plus ici sont les prix d’équilibre budgétaire, c’est-à-dire le cours du pétrole auquel le budget de chaque pétro-État s’équilibre.

En 2025, S&P Global situait le prix d’équilibre budgétaire du Nigeria à environ 86 dollars le baril et celui de l’Irak plutôt vers 99 dollars, tandis que le FMI projetait celui de l’Irak à environ 92 dollars pour 2025. Pour l’Arabie saoudite, le FMI l’établit à environ 91 dollars et Bloomberg Economics à 94 dollars.

En avril 2026, Goldman Sachs a relevé à 90 dollars le baril sa prévision de Brent pour le quatrième trimestre 2026, en invoquant la perturbation prolongée à Ormuz. À 90 dollars, le Nigeria franchit son seuil d’équilibre, l’Irak reste environ 2 dollars en deçà et l’Arabie saoudite de 1 à 4 dollars. Les prix sont depuis montés plus haut encore, mais un prix élevé n’aide guère un producteur qui ne peut pas expédier. Pendant une bonne partie de 2026, l’essentiel des barils de l’Irak, du Koweït et des autres exportateurs du Golfe est resté bloqué derrière le détroit. L’Arabie saoudite, qui a détourné son brut par l’oléoduc Est-Ouest vers la mer Rouge, en a tiré une manne. Même un choc géopolitique menaçant 20 millions de barils par jour d’offre n’a pas offert aux membres les plus importants de l’OPEP un coussin budgétaire durable.

Le niveau de référence structurel d’avant la crise d’Ormuz est plus révélateur. Le Brent a clôturé 2025 à environ 61 dollars le baril, un prix fixé par l’offre et la demande sous-jacentes avant que les forces iraniennes ne menacent le détroit. À ce prix, il manque 25 dollars au Nigeria pour atteindre son seuil d’équilibre, 31 à l’Irak et 30 à 33 à l’Arabie saoudite.

Le schiste aide à comprendre pourquoi ce niveau de référence est ce qu’il est. Chaque fois que les cours approchent des prix d’équilibre budgétaire des pétro-États, dans la fourchette de 86 à 99 dollars, les producteurs de schiste américains réagissent au signal de prix, augmentent leur production et font redescendre les cours. C’est déjà arrivé : le mécanisme a joué en 2014, puis de nouveau en 2018, quand la production américaine a bondi de bien plus d’un million de barils par jour en une seule année. L’OPEP peine à percer cette barrière en restreignant sa production, car la restriction elle-même fait monter le prix qui déclenche l’expansion du schiste.

Les krachs précédents, de 2014 à 2016 et en 2020, étaient cycliques. La demande chutait, ou l’offre bondissait, et l’équilibre finissait par se rétablir. Les pétro-États s’en sont sortis en empruntant, en puisant dans leurs réserves et en attendant que le cycle tourne. Cette fois, plusieurs facteurs structurels jouent en même temps. Le schiste pèse sur la hausse à chaque cycle, et pas seulement à un seul. La transition énergétique ralentit la croissance de la demande à long terme : même l’OPEP, plus optimiste que tous les autres grands prévisionnistes, ne voit la demande augmenter que d’environ 0,8 million de barils par jour par an en moyenne entre 2025 et 2050. Et le mécanisme de discipline qui créait autrefois le plancher a disparu.

Venezuela : l'issue déjà démontrée

Le Venezuela pompait environ 3,4 millions de barils par jour à la fin des années 1990. En 2020, sa production était tombée à environ un demi-million de barils par jour, un effondrement de plus de 80 %. Même après une reprise partielle, elle s'est établie en moyenne à un peu moins d'un million de barils par jour en 2025. Cette trajectoire illustre l'économie politique de la faillite budgétaire d'un pétro-État dans sa forme la plus extrême. Les dégâts ont commencé tôt : près de 20 000 travailleurs qualifiés du pétrole ont été licenciés au début des années 2000, et des années de mauvaise gestion et de sous-investissement ont suivi. Quand les recettes pétrolières se sont effondrées après 2014, le gouvernement vénézuélien a dû choisir entre réduire les dépenses qui assuraient la docilité politique et emprunter en gageant des actifs en pleine déroute. Il n'a fait efficacement ni l'un ni l'autre. Il a fait tourner la planche à billets, et les sanctions américaines à partir de 2019 ont aggravé la chute de la production. L'hyperinflation a anéanti l'épargne ; le pacte politique s'est effondré avec l'économie. L'histoire du Venezuela est souvent présentée comme exceptionnelle, produit de pathologies politiques propres aux années Chávez et Maduro, et elle l'est par sa gravité. Mais une partie du mécanisme est générique, et le Venezuela l'a rencontré tôt : un pétro-État dont le système budgétaire était calibré sur des prix administrés se heurte à une baisse structurelle des prix sans la souplesse budgétaire nécessaire pour s'adapter.

La dimension politique des tensions budgétaires des pétro-États est indissociable de leur dimension économique. Au-delà des revenus d’exportation, la rente pétrolière est le socle matériel de l’ordre politique. Subventions, emploi public, dépenses d’infrastructure et, dans bien des cas, transferts directs aux citoyens sont financés par cette rente. Quand elle baisse et reste basse, les gouvernements ont trois options : réduire les dépenses qui assurent la docilité politique, emprunter en gageant des actifs qui s’épuisent, ou tenter une diversification économique qui prend des décennies et exige précisément le flux de recettes stable qui est en train de disparaître.

L’Arabie saoudite tente les trois à la fois : le programme Vision 2030 est bien réel, la capacité d’emprunt existe avec une dette de 32 % du PIB, et les coupes budgétaires sont en cours. L’Irak et le Nigeria n’ont ni la marge budgétaire ni la capacité institutionnelle pour un ajustement équivalent. Quand le FMI a bouclé en juillet son examen 2026 de l’Arabie saoudite, il a constaté que la guerre avait offert au royaume une manne de recettes pétrolières, mais n’en a pas moins appelé à un assainissement budgétaire à moyen terme, parallèlement aux réformes de Vision 2030.

Quand les armes se tairont

Le détroit a déjà rouvert une fois. En juin, un accord intérimaire entre les États-Unis et l’Iran a fait sortir du Golfe des files de pétroliers et ramené les prix sous leur niveau d’avant-guerre début juillet — jusqu’à ce que le cessez-le-feu vole en éclats les 7 et 8 juillet et que la voie maritime soit de fait refermée. En septembre, les exportations de brut du Golfe étaient remontées au-dessus des trois quarts de leur niveau d’avant-guerre, mais de nouvelles attaques, dont le bombardement de l’oléoduc Est-Ouest saoudien le 11 septembre, avaient ramené les contrats à terme sur le Brent autour de 107 dollars à la mi-octobre 2026. Quand les armes se tairont enfin, la prime d’Ormuz devrait s’évaporer, mais plus lentement qu’en juin : des stocks épuisés et des capacités de raffinage endommagées maintiendront certains segments du marché sous tension pendant une bonne partie de 2027. Le schiste américain et les autres producteurs à forte croissance des Amériques, qui n’ont cessé d’ajouter des barils pendant toute la crise, plafonneront la hausse. L’équilibre qui se rétablira ressemblera probablement à peu près à la situation d’avant la crise : un Brent quelque part entre 60 et 70 dollars, des budgets de pétro-États en déficit, et une OPEP qui annonce des décisions de production dont le marché prend acte avant de les ignorer pour l’essentiel.

Ce que la crise du détroit a révélé, et ce que le départ des Émirats a confirmé, c’est la disparition définitive du mécanisme qui opérait jadis entre les extrêmes. La volatilité a toujours existé : un pétrole à 30 dollars en 2016, à 130 dollars en 2022. Au sein de cette volatilité, l’OPEP offrait autrefois quelque chose qui n’allait pas jusqu’au prix fixe : l’anticipation que l’Arabie saoudite défendrait périodiquement un minimum. Les architectes budgétaires des pétro-États ont bâti leurs systèmes autour de cette anticipation. Elle n’a jamais été garantie, mais elle avait été démontrée assez souvent pour qu’on puisse planifier en fonction d’elle.

Le gendarme a changé sa propre arithmétique. La guerre a offert à Riyad une manne temporaire, mais un royaume qui a besoin de 91 à 94 dollars le baril pour équilibrer son budget ne peut pas recommencer à absorber le coût, en recettes perdues, de réductions de production unilatérales aux 61 dollars que payait le marché fin 2025, pendant que la Russie pompe à plein volume et que le schiste plafonne la hausse. Il peut toujours annoncer des réductions, publier des objectifs, convoquer des réunions de l’OPEP et diffuser des communiqués. Ce qu’il ne peut plus faire de façon crédible, c’est brandir la menace d’une guerre des prix qui lui coûterait davantage qu’aux membres qu’il cherche à discipliner.

Le marché a hérité de deux producteurs d’appoint qui n’obéissent pas à la logique d’un cartel : le schiste américain, qui réagit aux signaux de prix sans coordination, et la Russie, qui répond aux impératifs de recettes d’une économie de guerre sans contrainte diplomatique. Et les Émirats, le partenaire du Golfe qui avait le plus de marge budgétaire et de capacités inutilisées pour partager le coût de la discipline, sont désormais partis.

Il ne faut pas s’attendre à une dissolution formelle de l’OPEP. L’OPEP continuera de se réunir, de publier des déclarations, de diffuser des prévisions, d’entretenir son siège de Vienne. Ce qui prend fin, c’est la garantie politique que des prix administrés rendraient viables les modèles de développement des pétro-États sur les horizons de planification dont les gouvernements ont besoin pour bâtir un État. Cette garantie dépendait de la volonté périodique de l’Arabie saoudite de la faire respecter.

Ce qui s’ouvre, c’est la libre formation des prix sur un marché que les systèmes budgétaires des pétro-États n’ont jamais été conçus pour affronter — un marché qui oscille entre 30 et 130 dollars selon qu’un conflit armé menace ou non un seul détroit, où la hausse est d’origine géopolitique et passagère, et où la pression structurelle s’exerce invariablement à la baisse.

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Médias

Champ pétrolifère en feu pendant l’opération Tempête du désert, Koweït – Wikipedia

Principales sources et références

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