Le début de l’année 2026 a été marqué par l’intervention des États-Unis au Venezuela qui s’accompagne de nombreuses interrogations (renforcées par les déclarations de Donald Trump).
Nous avons interrogé Jérôme Sabathier, chef du département Économie et évaluation environnementale au sein d’IFPEN, sur les incertitudes autour du pétrole, dans un marché toujours fortement excédentaire.
Quel peut être l’impact de l’intervention américaine sur le secteur pétrolier vénézuélien ?
La situation au Venezuela reste très confuse. Elle bouge tous les jours au gré des déclarations du président Donald Trump et il est difficile de savoir comment les choses vont évoluer. La volonté de reprendre la main sur l'industrie pétrolière vénézuélienne n’est en particulier pas claire et les sanctions contre le Venezuela sont toujours appliquées.
Avec ces sanctions et le blocus maritime, le Venezuela va être contraint de réduire encore sa production car le pays n'arrive plus à exporter son brut et les capacités de stockage, notamment sur les navires pétroliers bloqués, sont pleines. Ce qui est un peu contradictoire avec la volonté des Américains de vouloir relancer rapidement la production vénézuélienne.
Cette baisse était déjà visible au mois de novembre dernier dans le dernier rapport de l'AIE et devrait se poursuivre en ce début d‘année, avec une production inférieure au million de barils par jour. Les Américains ont indiqué que le Venezuela allait leur livrer entre 30 et 50 millions de barils, ce qui pourrait permettre de débloquer cet engorgement et de faire repartir un petit peu la production.
Comment les marchés réagissent-ils à cette intervention ?
Les marchés sont clairement hésitants et cette opération n’a pas eu un impact fort sur le prix du Brent. La production du Venezuela est aujourd'hui mineure, de l’ordre de 1% de la production mondiale. Et le contexte de 2026 reste similaire à celui de l’an dernier, avec une offre de pétrole très excédentaire par rapport à une demande qui est plutôt en train de ralentir. Les analystes revoient leurs scénarios, le dernier de Goldman Sachs prévoyant un prix du baril de brut autour de 60 dollars.
Pour que la production du Venezuela augmente à nouveau, il faudrait que les puits soient réparés, que l’embargo pétrolier soit levé et que le Venezuela puisse importer du diluant dont elle a besoin pour son exploitation. Dans ces conditions, on pourrait imaginer une hausse de production de 0,3 à 0,4 million de barils par jour, ce qui aurait un effet baissier sur le prix du Brent qui pourrait redescendre vers 55 dollars par baril.
La Chine et la Russie disposent aussi d’importantes concessions pétrolières au Venezuela…
La production du Venezuela est assez complexe : elle porte sur un pétrole lourd qui nécessite des investissements importants. Le bassin de l’Orénoque a été divisé en plusieurs concessions et le Venezuela a historiquement fait appel, pour l'aider à exploiter ces ressources, à de nombreuses sociétés étrangères, notamment américaines. Ces dernières ont été chassées du pays avec l'arrivée de Chavez puis de Maduro, à l’exception de Chevron.
Mais la Chine et la Russie ont toujours des concessions (avec respectivement 4,4 milliards de barils et 2,3 milliards de barils de réserves) qu’elles exploitent avec la société nationale PDVSA. Avec l'arrivée des Américains, que va-t-il se passer concernant ces accords passés ? C’est un gros point d’incertitude.
Donald Trump a pleinement assumé l’intérêt pétrolier de cette intervention. Comment se porte la production américaine de pétrole ?
Aux États-Unis, la production pétrolière est plutôt résiliente. Elle tournait autour de 13,6 millions de barils par jour en 2025 et pourrait légèrement baisser en 2026 mais très ponctuellement (13,5 Mb/j). Elle s’accompagne d’une forte augmentation de la production de liquides de gaz naturel, issus des unités de traitement de gaz.
Cette production est finalement peu affectée par le faible niveau actuel des cours : selon les enquêtes de la FED de Dallas, dans toutes les régions américaines, le prix moyen nécessaire pour couvrir les frais d'exploitation varie entre 26 et 45 $/b et presque tous les opérateurs peuvent couvrir leurs frais d'exploitation des puits existants aux prix actuels. Les analystes n'envisagent toujours pas un pic de la production du pétrole de schiste aux États-Unis.
Le marché gazier connaît de plus fortes tensions, avec une demande supérieure à l'offre. Il y a notamment une forte demande de GNL américain, en particulier de l’Europe qui a décidé de ne plus s'approvisionner en gaz russe. Le secteur gazier aux États-Unis est ainsi un petit peu en surchauffe et les prix du gaz augmentent, même s’ils restent faibles par rapport aux prix en Europe et dans le reste du monde. Il faut que le marché se rééquilibre : ce n’est pas un problème de ressources mais plutôt d'adéquation entre l'évolution de la demande et de la production.
Dans un contexte géopolitique tendu, les analystes anticipent-ils d’autres confrontations, notamment avec l’Iran ?
La situation de l’Iran serait plus compliquée encore. L’Iran, c'est 3,5 millions de barils par jour et le contexte géopolitique est plus sensible qu'en Amérique latine. Malgré les déclarations de Donald Trump, la plupart des analystes n'envisagent actuellement pas une évolution semblable au Venezuela en Iran.
Mais s'il devait y avoir une opération américaine ou israélienne en Iran, l'impact sur la prime géopolitique du pétrole serait beaucoup plus important que celui du Venezuela qui est quasiment inexistant.
Quelle est la stratégie actuelle de l’OPEP, dont le Venezuela est un membre fondateur ?
La situation du Venezuela n’a pas été abordée lors de la conférence de presse ni dans le communiqué de la dernière réunion de l’OPEP.
Depuis plusieurs années, la politique de l’OPEP est d'essayer de stabiliser le marché pétrolier les prix du brut. C'est pour cette raison que les membres de l’OPEP+ avaient fortement réduit leur production afin de maintenir un prix du brut autour de 60 dollars par baril. Cette stratégie a plutôt bien marché mais a coûté des parts de marché à l’OPEP (qui est chutée de plus de 40% avant 2018 à environ 35% actuellement).
Depuis un an, l’OPEP+ a ainsi la volonté de raugmenter progressivement sa production, notamment en réduisant les coupes de production volontaires des huit pays de l’OPEP qui s'étaient engagés à faire des efforts additionnels.
L'impact de cette hausse de production sur les prix ne s’est pour l’instant pas fait vraiment sentir car la Chine a servi d'amortisseur au niveau des prix de marché en stockant énormément de pétrole pour ses réserves stratégiques. Et elle continue visiblement de le faire.
Des visions divergentes apparaissent-elles au sein de ce groupe de producteurs ?
Au vu des décisions et déclarations, il n’y a pas de grosses tensions actuellement au sein de l’OPEP, l'Arabie saoudite arrivant toujours à bien contrôler ce cartel.
Toutefois, une grosse discussion a eu lieu lors de la réunion de l'OPEP au mois de décembre : des membres veulent rediscuter les quotas de production de chacun des pays, en particulier l'Irak et les Émirats arabes unis qui souhaitent faire réévaluer leurs réserves et leurs potentiels de production.
Il a été décidé de faire venir des consultants américains qui doivent refaire une évaluation des réserves et des potentiels de production de chacun des pays. Il y aura ainsi probablement un nouveau barème des quotas de l'OPEP qui sera mis en place d’ici la fin de l’année pour répondre à la demande de certains membres qui souhaitent produire davantage.
La stratégie de l’OPEP fonctionne mais le marché pétrolier reste très excédentaire…
Exactement, l’AIE évoque un excédent d’offre de 4,5 millions de barils par jour au 1er trimestre 2026 et anticipe un excédent autour de 4 Mb/j sur l’ensemble de l’année. Pour l’EIA américaine, cet excédent avoisinera 2 Mb/j en 2026. Mais pour l'OPEP, le marché est quasiment équilibré. Il y a ainsi une grosse divergence entre les différentes agences concernant l’importance de ce surplus de pétrole.
Comment expliquer un tel écart ?
Les stocks de pétrole au sein de l'OCDE sont bien connus : ils sont publiés tous les mois en Europe et toutes les semaines aux États-Unis. En revanche, il n’existe pas de suivi régulier et indépendant du niveau des stocks dans de nombreux pays hors de l’OCDE.
L’exemple le plus clair de ce manque de visibilité est la situation de la Chine qui ne publie pas l’état de ses stocks. Les informations dont on dispose proviennent de consultants qui suivent les navires et recueillent des informations un petit peu à gauche à droite mais ce ne sont pas des données officielles. Il n’y a pas non plus de publication officielle concernant le stockage en mer, au niveau des navires pétroliers. Ce manque de transparence explique pourquoi les différentes agences peuvent avoir différentes appréciations de la situation du marché pétrolier.
Au niveau de la demande, les agences sont à peu près en ligne. On considère que la demande de pétrole devrait croître autour de 1 Mb/j en 2026. Côté offre, l'AIE anticipe une hausse de la production de l’OPEP, comme annoncé par ses membres, tandis que l’EIA américaine estime que l'OPEP va intervenir et réduire sa production pour limiter l’excédent sur le marché. Ce qui est crédible car l’OPEP a déjà annoncé un gel de sa production au premier trimestre 2026. L'OPEP ne communique pour sa part pas de scénarios sur le futur.
Quel est le prix moyen du baril anticipé par ces agences en 2026 ?
L'AIE ne fait pas de prévision sur le prix du pétrole. L’EIA américaine anticipe un cours moyen de 55 $ par baril de Brent. Le consensus global, de Bloomberg à Reuters, tourne autour de 60 dollars le baril en 2026.
