La réouverture n'est pas un redémarrage : pourquoi le pétrole du Golfe ne reviendra pas avec la réouverture du détroit.

 Karl Miller vient de publier un nouveau rapport sur l'état des infrastructures de production pétrolière dans le golfe Persique et, comme toujours, il est indispensable. Malheureusement, le document est protégé par un pare-feu, mais il m'a autorisé à résumer ses conclusions et à les partager avec vous. Les voici donc.

r

Presque toutes les prévisions pétrolières actuelles reposent sur une hypothèse rassurante : la réouverture du détroit d’Ormuz entraînerait le retour massif des barils manquants du golfe Persique, la normalisation des prix et la fin de la crise. Or, une modélisation technique et financière détaillée de la reprise de l’activité révèle que cette hypothèse est non seulement optimiste, mais aussi erronée de plusieurs années et de milliers de milliards de dollars. Le retour de la navigation sécurisée ne marquera pas la fin des perturbations. Il s’agira du premier jour d’une reconstruction industrielle quinquennale.

Le marché démarre avec le mauvais chiffre.

La première erreur concerne le point de départ. Les analystes se sont appuyés sur une perte d'environ 8,3 millions de barils par jour (mb/j), qui reflétait une reprise temporaire de la production du Golfe, et non la perte totale de liquides commercialisables. Corrigé, le modèle part du principe que le système d'Hormuz d'avant-guerre acheminait 20 mb/j de pétrole brut, de condensats, de produits raffinés et de GPL, contre à peine 1,5 mb/j aujourd'hui – et il distingue clairement deux chiffres que le marché confond souvent.

Le premier problème est un déficit d'approvisionnement exportable de 18,5 millions de barils par jour (mb/j) – le manque à gagner pour le marché, le flux d'avant-guerre n'atteignant plus les acheteurs. Le second est un arrêt de production en amont de 13,5 mb/j – la capacité de production étant effectivement à l'arrêt. L'écart de cinq millions de barils entre ces deux problèmes est révélateur : il ne s'agit pas de pétrole en attente dans le sol, mais de pétrole immobilisé car les usines de traitement, les réservoirs de stockage, les oléoducs, les terminaux et les postes de chargement entre la tête de puits et le pétrolier sont endommagés ou hors service. La réouverture du détroit ne résout aucun de ces problèmes.

Les dégâts commencent à la tête de puits.

Permettez-moi d'expliquer pourquoi une fermeture de puits n'est pas une simple pause, mais un phénomène physique. Lorsque des puits restent inactifs pendant des mois, les fluides statiques se séparent, la pression du réservoir se redistribue et des dépôts de tartre, de paraffine, d'asphaltènes et d'émulsions se forment dans la tubulure et la roche elle-même. Dans les gisements acides du Golfe, les fluides sulfurés d'hydrogène attaquent la tubulure, le tubage, les vannes et les équipements de sécurité de fond dès que les systèmes de contrôle et de surveillance de la corrosion cessent. Les injecteurs arrêtés brutalement refluent et s'encrassent ; les injections d'eau matures perdent l'équilibre de pression qui pousse le pétrole vers les puits producteurs ; et les puits à pompage artificiel accumulent leurs propres pannes : pompes électriques submersibles hors service, équipements grippés, vannes de pompage de gaz bloquées par le gaz et défectueuses, en attente de pièces de rechange dont le délai de livraison est long.

Il en résulte que le premier essai de production prouve seulement qu'un puits peut produire. Il ne prouve ni la stabilité sur trente jours, ni l'équilibre du réservoir, ni la qualité du débit exportable, ni la reproductibilité du débit. Considérer le débit d'un essai d'une journée comme une capacité rétablie est précisément l'erreur que le modèle vise à éviter.

Chaque tonneau doit franchir cinq portes.

Même un puits en bon état ne produit rien de commercialisable tant qu'il n'a pas franchi une série d'étapes successives : mécaniques (passage des barrières, de la cuvelage, de la tête de puits et des systèmes de sécurité), de réservoir (stabilisation de la pression, de la teneur en eau, du gaz et du sable), de traitement (disponibilité des installations de séparation, de compression, de désulfuration, d'alimentation électrique et de comptage), de produit (production de pétrole brut ou de gaz conforme aux spécifications et stockage adéquat) et d'exportation (fonctionnement du pipeline, du poste d'amarrage, du bras de chargement, du pétrolier, de l'équipage, du pilote, de l'assurance et du paiement). Une seule défaillance d'une étape bloque tout le système en aval. Ouvrir un puits avant que la suivante ne soit prête entraîne l'arrêt de la production et peut même provoquer une nouvelle fermeture.

C’est pourquoi le calendrier est régi par les systèmes partagés, et non par le nombre de puits. Un seul nœud indisponible – collecteur d’injection, unité de séparation gaz-pétrole, compresseur, sous-station électrique, train de soufre, parc de stockage, bras de chargement – ​​peut neutraliser des centaines de puits par ailleurs opérationnels. Un décompte des réparations puits par puits sous-estime considérablement le calendrier, car les goulots d’étranglement sont les systèmes dont dépend chaque puits. Un chenal de navigation ouvert, souligne le modèle, ne garantit pas un poste de chargement.

Le calendrier et l'argent

Si l'on considère l'ingénierie comme une courbe, les pertes sont fortement concentrées en début de cycle, car le volume le plus important est absent précisément au moment où la machine industrielle nécessaire pour y remédier est encore en cours d'assemblage. Dans le scénario central, un an après la réouverture, 11,8 millions de barils par jour de capacité exportable et 9,5 millions de barils par jour de capacité en amont restent indisponibles . La première année seulement retire 5,42 milliards de barils du marché.

Le scénario central prévoit une perte de 12,9 milliards de barils d'approvisionnement exportable sur cinq ans, soit environ 1 160 milliards de dollars de ventes brutes à 90 dollars le baril, et nécessite une enveloppe de financement de relance de 380 à 870 milliards de dollars . Deux scénarios plus pessimistes constituent moins des risques extrêmes que des variantes plausibles : un scénario « contraint » (rareté des plateformes de production, difficultés de financement, perturbations du trafic maritime) entraîne une perte de 17,5 milliards de barils et de 1 570 milliards de dollars, tandis qu'un scénario de « dommages structurels » engendre une perte de 21,97 milliards de barils et de 1 980 milliards de dollars. Ce dernier scénario accuse encore un déficit de 6 millions de barils par jour à la fin de la cinquième année, alors que le scénario central est quasiment achevé.

Qui est petit, et de combien ?

La panne en amont de 13,5 mb/j n'est pas répartie uniformément, et le résidu de l'année 1 montre pourquoi un chiffre de tête « 4 mb/j toujours en panne » sous-estimerait grandement le problème de la tête de puits — le véritable résidu de l'année 1 est de 9,5 mb/j.

Système	panne le jour de l'ouverture	Toujours en première année	Le long poteau
Arabie Saoudite	4,0 Mo/j	2,8 Mo/j	Injection d'eau en milieu mature, en mer, en milieu acide, GOSP partagés
Irak	3,0 Mo/j	2,3 Mo/j	Alimentation électrique, injection d'eau, arriérés d'intégrité, stockage/terminaux
Koweit	2,0 Mo/j	1,5 Mo/j	Réservoirs matures, forte intensité de reconditionnement, injecteurs, collecte
Émirats arabes unis	1,4 Mo/j	0,9 Mo/j	Soutien de pression Bab/Bu Hasa, complexes offshore, îles artificielles
Qatar	1,3 Mo/j	1,0 Mo/j	Gaz acide, compression, soufre, trains GNL/GTL, chargement
L'Iran	1,0 Mo/j	0,4 Mo/j	saturation des capacités de stockage, sanctions, accès aux navires
Bahreïn / Zone neutre	0,8 Mo/j	0,6 Mo/j	Amélioration de l'apparence des personnes âgées, traitement partagé, concentration en un seul point
Total	13,5 Mo/j	9,5 Mo/j

Les deux contraintes que l'argent ne peut pas acheter

Même avec un financement complet, la reconstruction se heurte à deux limites infranchissables. La première concerne le fonds de roulement, et son calendrier est crucial : les liquidités nécessaires au redémarrage sont dépensées avant même le retour des recettes de production. Les dépôts et les achats précèdent la mobilisation, la mobilisation précède l’intervention, l’intervention précède la stabilisation de la production, la stabilisation de la production précède la livraison d’une cargaison conforme au cahier des charges, et cette cargaison précède le premier versement. Une région dont les opérateurs ont besoin de liquidités immédiates – pour les salaires, la sécurité, les produits chimiques, les pièces de rechange, l’assurance contre les risques de guerre – est contrainte de dépenser pendant un an, voire plus, avant que les recettes ne se rétablissent. C’est pourquoi le modèle préconise un montage financier spécifique : des lignes de crédit renouvelables ultra-prioritaires pour le redémarrage, des lignes d’approvisionnement en devises fortes, des mécanismes de mobilisation des entreprises et des financements relais basés sur les créances à l’exportation.

La seconde limite est la capacité industrielle, et l'argent ne peut la créer par magie. Les équipes qualifiées, les appareils de forage et de reconditionnement, les navires offshore, les ROV et les équipes de plongée, le service après-vente des fabricants et les composants à long délai de livraison pour environnements corrosifs (tubules, soupapes de sécurité de fond de puits, pompes immergées, compresseurs) ne peuvent être mobilisés à la demande, surtout lorsque toute la zone du Golfe se dispute le même équipement rare. La courbe quinquennale reflète autant la capacité industrielle que la capacité du réservoir.

En résumé, le marché

La phrase la plus importante de cette analyse est son avertissement aux prévisionnistes : tout modèle d’approvisionnement qui prévoit un retour immédiat de la production du Golfe dès la réouverture du détroit surestime l’offre à court terme, sous-estime les pertes cumulées et ignore les capitaux et les capacités industrielles nécessaires à la reconstruction de la chaîne d’approvisionnement, du puits au pétrolier. La méthode appropriée consiste à ne comptabiliser les puits qu’après stabilisation mécanique et du réservoir, les champs qu’après stabilisation du traitement partagé, les produits qu’après spécification et stockage, et les exportations qu’après plusieurs chargements assurés ; le mouvement d’un seul navire ne constitue pas un corridor.

Pour ceux qui cherchent à comprendre pourquoi la pénurie de diesel et de pétrole brut de ces derniers mois ne disparaîtra pas comme par magie avec un cessez-le-feu, voici la réponse. La tension sur les marchés des distillats moyens et du pétrole brut n'est pas un problème passager qui s'estompe avec la fin des hostilités et la réouverture des voies de navigation. Elle est le signe avant-coureur d'une pénurie structurelle pluriannuelle, concentrée sur les douze à vingt-quatre prochains mois et dont les prix sont déjà intégrés. La réouverture du détroit met fin au blocus, mais ne relance pas le trafic maritime dans le Golfe.

Source         4 septembre 2026                     Par Larry C. Johnson -