Plafonds de production contraignants par État au sein de l'alliance OPEP+, contrôlés mensuellement par le JMMC et ajustés lors de la réunion ministérielle régulière de l'OPEP+.
L'OPEP+ a vu le jour en décembre 2016 en réaction à l'effondrement des prix amorcé en 2014 (Brent passé de 110 USD à moins de 30 USD). L'Arabie saoudite a invité dix producteurs non-OPEP, la Russie en tête, à exercer ensemble la discipline de production. L'alliance coordonne aujourd'hui près de 40 pour cent de la production mondiale de brut et peut faire bouger sensiblement le prix du marché mondial tant que la conformité interne reste élevée.
Chaque État dispose d'un quota de référence (souvent négocié historiquement, controversé pour l'Algérie et le Nigeria, qui jugent leurs références trop basses) et d'un objectif de production courant, qui résulte de coupes ou d'augmentations en pourcentage. Le Joint Ministerial Monitoring Committee (JMMC) se réunit mensuellement et surveille le respect des quotas ; tous les 6 mois, une décision majeure est prise en plénière.
Histoire : de la guerre des parts de marché à l'alliance
En 2014, l'Arabie saoudite et d'autres États OPEP ont inondé le marché pour évincer les producteurs de schiste américains. La manœuvre a coûté à l'OPEP elle-même environ mille milliards USD de revenus perdus et n'a réussi que partiellement, l'industrie du schiste américain a certes perdu 100 000 emplois, mais s'est révélée plus résistante que prévu grâce à la baisse des coûts de forage.
Cette douleur a forcé l'OPEP et la Russie à s'asseoir à la même table. En novembre 2016, l'OPEP+ a convenu de sa première coupe commune de 1,8 Mb/j. En avril 2020, après l'effondrement de la demande dû au COVID et la brève guerre des prix saoudo-russe, a suivi la plus grande coupe de l'histoire pétrolière : 9,7 Mb/j, environ 10 pour cent du marché mondial. Depuis, l'OPEP+ agit comme centre de gravité de fait du pilotage mondial de l'offre, même si le schiste américain a nettement réduit le poids du cartel par rapport à 1973.
Mécanique : référence, coupes, JMMC et conformité
La mécanique des quotas comporte trois leviers. Premièrement la référence : un niveau de production historique par pays, fixé lors de l'adhésion à l'alliance. Deuxièmement des ajustements en pourcentage par rapport à la référence, typiquement par paliers de 100 000 à 500 000 barils par jour et par pays. Troisièmement des coupes supplémentaires volontaires et unilatérales d'États isolés, que l'Arabie saoudite a utilisées à plusieurs reprises depuis 2023 (coupe volontaire saoudienne de 1 Mb/j de juillet 2023 à fin 2025, plus 0,5 Mb/j venus de Russie).
La conformité est mesurée par des sources secondaires comme S&P Platts, Argus et les estimations de l'AIE, car les États OPEP déclarent leur propre production de manière inégale. Le taux de conformité de l'ensemble de l'alliance était de 102 pour cent en 2020, d'environ 110 pour cent en 2023 (mieux que prévu), mais de seulement 88 pour cent environ en 2024, l'Irak et le Kazakhstan dépassant régulièrement leur quota de 200 000 à 400 000 barils par jour.
Exemple : ce que les coupes saoudiennes 2023 ont signifié pour ta cuve de fioul
En avril 2023, l'OPEP+ a décidé par surprise d'une coupe de 1,16 Mb/j ; en juillet s'y est ajoutée une coupe volontaire saoudienne supplémentaire de 1 Mb/j. Le Brent est passé d'environ 75 USD en juin à 95 USD en septembre. Pour un foyer allemand de quatre personnes consommant 2 500 litres de fioul par an, cela s'est traduit concrètement ainsi :
Le prix moyen du fioul domestique en Allemagne (source : statistique pétrolière du BAFA) est passé d'environ 105 EUR par 100 litres en juin 2023 à 117 EUR par 100 litres en septembre. Pour une commande de 2 500 litres, cela fait 300 EUR de surcoût, visible sur la facture de fioul 4 à 6 semaines après la décision saoudienne. Qui a rempli sa cuve en janvier 2023 (environ 100 EUR par 100 litres) a économisé près de 425 EUR par rapport aux acheteurs de septembre. Le timing du fioul est donc un levier direct pendant les phases OPEP+.
Conséquences pour l'Allemagne : un mix d'importations recomposé
Jusqu'en février 2022, la Russie était, avec environ 33 pour cent, le premier fournisseur de brut de l'Allemagne ; après l'invasion et l'embargo de l'UE fin 2022, cette part est tombée sous 1 pour cent. Ce ne sont pas d'abord des États OPEP qui ont comblé le vide, mais la Norvège (environ 28 pour cent en 2024), les États-Unis (environ 15 pour cent), le Royaume-Uni, et l'Arabie saoudite (environ 10 pour cent en 2024, moins de 5 pour cent avant la guerre).
La sensibilité allemande aux coupes OPEP+ en a même augmenté, car l'Arabie saoudite, en tant que swing producer disposant d'environ 10 Mb/j de capacité de production, possède de loin le plus grand levier unilatéral sur le marché. Quand Riyad retient 1 Mb/j, cela représente un pour cent du marché mondial, assez pour un mouvement de 10 USD sur le Brent. La raffinerie de Schwedt, à la frontière polonaise, autrefois dépendante à 100 pour cent du pétrole Droujba, est aujourd'hui approvisionnée via Rostock et Gdansk en mélanges OPEP et norvégiens ; chaque décision OPEP+ s'y répercute donc aussi.
Qui est concerné : consommateurs, raffineries, politique
Les propriétaires chauffés au fioul et les navetteurs au diesel ressentent les décisions OPEP+ directement au portefeuille en 4 à 8 semaines. Les acheteurs industriels avec des contrats longs sont protégés à court terme, mais paient les coupes lors du prochain cycle contractuel. Les transporteurs avec des flottes diesel intègrent le calendrier OPEP dans leurs calculs comme des résultats trimestriels.
Politiquement, le gouvernement fédéral allemand est observateur sans droit de parole à chaque réunion OPEP+. Via l'AIE à Paris, l'Allemagne peut participer à des libérations coordonnées de réserves stratégiques ; en 2022, l'Allemagne faisait partie du programme de 60 millions de barils contre la flambée des prix. Le gouvernement fédéral ne dispose d'aucun levier propre de sanctions ou de quotas, mais peut agir indirectement via la diplomatie européenne et les partenariats énergétiques (p. ex. avec les Émirats arabes unis sur le GNL et l'hydrogène).