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Fuels: why international price drops rarely reach the pump

Each time the Competition Council releases its quarterly report on the hydrocarbon market, the debate over how the price swings are transmitted to the domestic market resurfaces.

How do domestic prices actually mirror these fluctuations? Is the degree of pass‑through the same when international prices fall as when they rise? And what pattern does this pass‑through show, quarter by quarter or semester by semester? These are the questions that resurface with each new publication.

Data from the Competition Council’s report for Q2-2025, indicate that pump prices respond more strongly to international rises than to falls.

Diesel illustrates the asymmetry: purchase costs fell by 0.98 DH/l, yet pump prices dropped by just 0.47 DH/l. Gasoline shows the same pattern, with selling prices down 0.32 DH/l against a 0.61 DH/l fall in costs.

In Q2‑2025, gross margins reached 1.17 DH/l for diesel and 1.83 DH/l for gasoline, virtually identical to those of Q2‑2024 (1.21 and 1.79 DH/l).

Over the past year, diesel and gasoline prices have significantly decreased, a trend confirmed by purchase costs, while margins have remained almost unchanged.

This correlation-based analysis tells part of the story, but not the whole. It shows parallel movements without measuring the actual degree of transmission. To know how many dirhams at the pump shift when international costs move by one dirham, a simpler and more meaningful measure is needed: elasticity in dirhams.

Médias24 carried out a similar exercise until late 2024. This time, we extend the same logic over a broader period, covering four consecutive quarters, from Q3-2024 to Q2-2025, drawing on the fortnightly data published in the Council’s reports.

Highly Irregular Price Transmission

Quarterly reasoning reveals an unstable and clearly asymmetrical dynamic. In Q3‑2024, diesel recorded a rise coefficient of 1.50, meaning international increases were reflected more than proportionally. By contrast, decreases only passed through at 0.61.

Gasoline, over the same period, shows the opposite pattern. Price increases are almost imperceptible, with a coefficient of 0.07, while decreases reach 0.61.

For Q4-2024, the increases show a negative coefficient for both fuels, -0.14 for diesel and -0.30 for gasoline. Internal prices continue to decrease despite a slight international recovery. Conversely, the decreases are very well transmitted, 0.90 for diesel and 1.13 for gasoline.

In the first quarter of 2025, diesel prices show rare neutrality. Both increases and decreases are passed through at the same rate, 0.36. For gasoline, however, the asymmetry remains: increases are transmitted at 0.60, while decreases register only 0.29. In practice, every dirham added to the CIF raises the pump price by an average of 60 cents, while a dirham cut in CIF reduces it by just 29 cents.

In Q2-2025, diesel reveals a stark asymmetry. A one‑dirham rise in CIF translates into about 0.92 dirham at the pump, while a one‑dirham drop reduces prices by only 0.11 dirham. The remainder is absorbed along the distribution chain. A distortion highlighted in the Competition Council’s report.

For gasoline, the quarter remains unusual. Even when the CIF increases slightly, pump prices continue to fall. However, as soon as the CIF declines, the pass‑through is strikingly strong.

Over the entire period analyzed, the link between CIF and pump prices proves anything but linear. It is shaped by margin sequences, delayed corrections, and internal adjustments — and it is far from symmetrical.

Diesel almost fully transmits increases as soon as the global market rebounds, yet a significant share of decreases is routinely retained within the chain. Gasoline, meanwhile, alternates: some quarters favor consumers, while others enable distributors to absorb international fluctuations.

Furthermore, the report provides insights into market structure. Nine companies control nearly 81% of the imported diesel and gasoline volumes. By the end of June 2025, total storage capacity stood at 1.57 million tons, of which about 1.27 million tons, nearly 81%, were held by these same operators. Diesel alone accounts for 85% of the storage capacity.

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As for methodology, it rests on a few straightforward steps. For each fortnight, the variation in the CIF price of fuel, in dirhams per liter, is calculated against the previous fortnight, alongside the corresponding change in pump price. Each quarter comprises six fortnights, yielding six pairs of variations. These are then split into two sequences: fortnights where CIF variations are positive (increases) and those where they are negative (decreases).

If the market fully transmits international variations, the coefficient hovers around 1: a one‑dirham rise in CIF translates into a one‑dirham rise at the pump, and the same applies to decreases. When the coefficient exceeds 1, the pump variation is stronger than that of CIF; when it falls below 1, transmission is only partial. A negative coefficient means the pump moves in the opposite direction of CIF, often reflecting delayed market corrections.

It should be noted, as the Competition Council’s report recalls, that the CIF quotations used in this analysis exclude TIC and VAT and serve solely as a reference. They do not necessarily mirror the actual purchase costs of each operator. In practice, these costs also depend on contract structures for international refined product purchases, whether spot deals or forward contracts. The data underpinning these indicators were provided by the Ministry responsible for Energy.

 

Carburants : pourquoi les baisses internationales n’arrivent (presque) jamais jusqu’à la pompe

À chaque fois que le Conseil de la concurrence publie le rapport trimestriel sur la situation du marché des hydrocarbures, le débat sur la transmission des fluctuations internationales au marché interne refait surface.

Comment les prix se répercutent-ils réellement ? Le degré de répercussion est-il le même lorsque les cours internationaux baissent que lorsqu’ils sont en hausse ? Quelle évolution, par trimestre ou par semestre, ce degré de répercussion affiche-t-il ? Autant de questions qui reviennent à chaque publication.

Selon le rapport du Conseil de la concurrence pour le T2-2025, la corrélation entre les cours internationaux et les prix à la pompe montre que les baisses ne sont pas répercutées de façon significative.

Pour le gasoil, la baisse des coûts d’achat de 0,98 DH/l n’a été que partiellement transmise aux prix de vente, qui n’ont reculé que de 0,47 DH/l. Pour l’essence, la baisse des prix de cession de 0,32 DH/l est également inférieure à celle des coûts d’achat, qui ont reculé de 0,61 DH/l.

Par ailleurs, il convient de noter que les marges brutes, réalisées sur le T2-2025, s’élèvent à 1,17 DH/l pour le gasoil et 1,83 DH/l pour l’essence. Ces marges sont quasiment au même niveau que celles observées au T2-2024, où elles atteignaient 1,21 DH/l pour le gasoil et 1,79 DH/l pour l’essence.

À noter que les prix du gasoil et de l’essence ont baissé significativement sur un an glissant, et que les prix d’achat confirment cette tendance, alors que les marges, elles, sont restées quasiment inchangées.

Cette lecture par corrélation est utile, mais elle reste incomplète. Elle décrit des mouvements parallèles sans mesurer explicitement le degré de répercussion. Pour savoir combien de dirhams à la pompe bougent quand le coût international bouge d’un dirham, il faut passer à un autre outil, beaucoup plus simple et plus parlant pour le débat public, le pass-through ou l’élasticité en dirhams.

Médias24 avait déjà réalisé un exercice similaire jusqu’à la fin de 2024. Nous reprenons ici la même logique, mais sur une période plus large qui couvre quatre trimestres consécutifs, du T3-2024 au T2-2025, en utilisant les données quinzaine par quinzaine fournies dans les rapports du conseil.

Une transmission des prix très irrégulière

En raisonnant en trimestre, les résultats montrent une dynamique instable et clairement asymétrique. Au T3-2024, le gasoil affiche un coefficient de hausse de 1,50. Les hausses internationales sont donc répercutées plus que proportionnellement. Les baisses, en revanche, ne passent qu’à 0,61.

L’essence, sur la même période, suit une logique opposée. La répercussion des hausses est presque invisible (0,07), alors que les baisses atteignent 0,61.

Pour le T4-2024, les hausses affichent un coefficient négatif pour les deux carburants, -0,14 pour le gasoil et -0,30 pour l’essence. Les prix internes continuent de baisser malgré un léger redressement international. À l’inverse, les baisses sont très bien transmises, 0,90 pour le gasoil et 1,13 pour l’essence.

En 2025, le premier trimestre montre une situation plus neutre. Pour le gasoil, hausses et baisses sont transmises au même niveau, 0,36. Pour l’essence, les hausses sont transmises à 0,60, alors que les baisses ne passent qu’à 0,29. Cela veut dire que pour chaque DH de hausse du CIF, le prix de l’essence augmente en moyenne de 60 centimes, tandis qu’un DH de baisse ne se traduit que par 29 centimes de moins à la pompe.

Au T2-2025, le gasoil montre un écart clair entre hausses et baisses. Quand le CIF monte d’un dirham, la pompe prend environ 0,92 dirham. Quand le CIF baisse d’un dirham, la pompe ne baisse que de 0,11 dirham. Le reste est gardé dans la chaîne. C’est exactement ce que souligne aussi le rapport du Conseil.

Pour l’essence, le trimestre reste particulier. Même quand le CIF augmente un peu, les prix à la pompe continuent de baisser. Par contre, dès que le CIF baisse, la transmission est très forte.

L’ensemble de la période analysée montre que la relation entre le CIF et les prix à la pompe n’est pas linéaire. Elle dépend des séquences de marge, des corrections retardées et des ajustements internes. Elle n’est pas non plus symétrique.

Le gasoil transmet presque entièrement les hausses dès que le marché mondial se redresse, alors qu’une part notable des baisses reste souvent retenue dans la chaîne. L’essence alterne entre des trimestres qui favorisent le consommateur et d’autres qui permettent aux distributeurs d’absorber les variations internationales.

Par ailleurs, le rapport apporte beaucoup d’éléments factuels sur la structure du marché. 9 sociétés contrôlent près de 81% des volumes importés de gasoil et d’essence. Concernant le stockage, la capacité totale atteint 1,57 million de tonnes à fin juin 2025, dont environ 1,27 million de tonnes détenues par ces 9 opérateurs, soit près de 81% de la capacité disponible. Le gasoil représente à lui seul 85% des capacités de stockage.

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Pour ce qui est de la méthodologie, elle repose sur quelques étapes très simples. Pour chaque quinzaine, on calcule la variation du prix CIF du carburant en dirham par litre, par rapport à la quinzaine précédente. On calcule aussi la variation du prix à la pompe. Chaque trimestre regroupe six quinzaines, donc six couples de variations. Ensuite, on sépare les périodes de hausse et les périodes de baisse du CIF. Les hausses sont les quinzaines où la variation du CIF est positive, les baisses celles où elle est négative.

Si le marché transmet complètement les variations internationales, le coefficient tourne autour de 1. Un dirham de hausse au CIF donne un dirham de hausse à la pompe, et pareil pour les baisses. Quand le coefficient est au-dessus de 1, la variation à la pompe est plus forte que celle du CIF. Quand il est en dessous de 1, la transmission est partielle. Quand il est négatif, la pompe bouge dans le sens inverse du CIF, ce qui arrive souvent quand le marché corrige avec du retard.

Il convient de noter, comme le rappelle le rapport du Conseil de la concurrence, que les cotations CIF utilisées dans cette analyse sont hors TIC et TVA et servent seulement de référence. Elles ne reflètent pas forcément les coûts d’achat réels de chaque opérateur. En pratique, ces coûts dépendent aussi d’autres éléments comme la nature des contrats d’achat des produits raffinés à l’international, qu’il s’agisse d’achats spot ou sous contrat à terme. Les données utilisées pour ces deux indicateurs ont été fournies par le ministère en charge de l’Énergie.

Hydrocarbures. Genel Energy se retire de sa licence d’exploration offshore Lagzira

Dans un communiqué publié le 8 mai 2025, la compagnie d’exploration Genel Energy a présenté l’état de ses activités. Parmi les annonces figure une décision récente de ne pas renouveler la licence offshore d’exploration Lagzira, qui devrait expirer en juin prochain.

Cette décision a été officiellement notifiée à l’Office National des Hydrocarbures et des Mines (ONHYM). Genel Energy a fait savoir qu’elle recentrera désormais ses efforts sur ses actifs stratégiques, notamment au Kurdistan, en Somalie et, plus récemment, à Oman, où des opportunités de croissance se dessinent.

D’une superficie de 5.018 km², le bloc offshore Lagzira couvre le secteur nord du bassin offshore de Tarfaya. Sa phase exploratoire initiale, arrivant à expiration en juin 2025, a comporté des opérations de développement incluant le forage d’un puits en 2014, puits SM-1, qui a révélé la présence d’hydrocarbures, mais les tests de production se sont avérés non concluants.

Cette décision intervient après que Genel Energy a sollicité, en janvier 2025, le cabinet de conseil PVE Consulting afin de trouver un nouveau partenaire pour ce bloc d’exploration avant l’expiration de la période initiale d’exploration.

Le profil sismique indique que le puits Banasa-1 se situe dans une zone présentant un potentiel plus élevé que le puits SM-1, foré par Genel en novembre 2014.

Avec le soutien d’un nouveau partenaire, Genel prévoyait de forer un second puits d’exploration, Banasa-1, situé près du forage (SM-1). D’après les relectures des données sismiques effectuées par la compagnie, ce second forage semblait plus prometteur de contenir davantage d’hydrocarbures et moins de difficultés techniques.

Rappelons que Genel Energy a auparavant exploré plusieurs blocs offshore, notamment les blocs offshore de Juby Maritime (au large de Cap Juby) et de Mirleft. En plus du puits SM-1, Genel a également réussi à forer un autre puits dans le bloc de Juby, qui contenait seulement du pétrole lourd et a été abandonné pour des raisons de rentabilité économique et de difficultés techniques.

Mauritanie-Sénégal : British Petroleum achemine le premier gaz naturel du champ GTA

Dans un communiqué publié le 2 janvier 2025, British Petroleum et Kosmos Energy ont annoncé avoir acheminé avec succès le gaz naturel extrait du champ Grand Tortue Ahmeyim (GTA). Ce champ gazier offshore, situé à la frontière entre le Sénégal et la Mauritanie, a été officiellement inauguré le 31 décembre 2024, avec l’ouverture de son premier puits.

Lors de cette première phase d’exploitation, le gaz naturel a été extrait à partir de puits sous-marins situés en eaux profondes. Ce gaz a été transporté avec succès par conduites sous-marines jusqu’à une unité flottante de production, de stockage et de déchargement (FPSO), où il a subi un traitement initial visant à éliminer l’eau, les condensats et autres impuretés.

Découvert en 2015, le gisement de Grand Tortue Ahmeyim renferme 15 trillions de pieds cubes de gaz naturel (environ 424 milliards de mètres cubes). Situé à environ 40 kilomètres des côtes, dans des eaux atteignant 2.850 mètres de profondeur, ce champ offshore figure parmi les plus complexes au monde. Les défis techniques liés à cette profondeur ont nécessité des adaptations spécifiques pour la réussite de l’installation de la plateforme de production de gaz naturel liquéfié (GNL).

Après extraction et pré-traitement du gaz naturel, la prochaine phase d’exploitation concerne le transport du gaz via pipelines vers le navire méthanier flottant GIMI, situé à environ 10 kilomètres, où il sera refroidi à très basse température (cryogénie) pour être liquéfié et stocké temporairement avant son chargement sur des méthaniers destinés à l’exportation.

Arrivé début 2024, le navire de liquéfaction du gaz naturel GIMI appartient à Golar LNG, qui l’exploite dans le cadre d’un contrat de location et d’exploitation (Lease and Operate Agreement) d’une durée de vingt ans entre British Petroleum et Golar LNG.

Selon Kosmos Energy, ce premier flux de gaz naturel du champ GTA constitue un point de passage important vers l’atteinte de l’objectif de production journalier de 90.000 barils équivalent pétrole. Cette augmentation de production permettra d’assurer la livraison d’une première cargaison de GNL dès le premier trimestre 2025, marquant ainsi le démarrage de la phase de production commerciale et générant les premiers revenus issus de ce mégaprojet.

En rappel, ce projet de production de gaz naturel liquéfié (GNL) est porté par un consortium dirigé par British Petroleum, qui détient une participation de 56%. Kosmos Energy (27%), la société sénégalaise Petrosen (10%) et la société mauritanienne SMH (7%) complètent le tour de table.

Le développement de la seconde phase d’exploitation de ce gisement permettra d’augmenter la production annuelle jusqu’à 5 millions de tonnes de gaz naturel liquéfié. Cependant, plusieurs rumeurs circulent dans les médias quant à l’intention de British Petroleum de renoncer au développement de ce projet, en raison des coûts relativement élevés et de l’intention prêtée aux décideurs mauritaniens et sénégalais de renégocier les contrats.

Sénégal : vers plus de transparence dans l’exploitation des hydrocarbures

Dans son discours du Nouvel An, le président sénégalais Bassirou Faye a annoncé une réforme du Comité d’orientation stratégique du pétrole et du gaz, afin d’y inclure davantage de représentants de l’opposition, de la société civile et d’experts. L’objectif est de garantir une exploitation transparente et durable des ressources pétrolières et gazières au profit de tous les Sénégalais, comme cela avait été promis lors de sa campagne électorale.

Carte de localisation des bloc d’exploration d’hydrocarbures offshore du Sénégal (source : Petrosen)

Dans cet objectif, le Premier ministre sénégalais, Ousmane Sonko, a nommé, en août dernier, une commission ayant pour mission de réévaluer les contrats signés par le Sénégal dans les secteurs clés de l’économie, notamment les hydrocarbures et les mines. Bien qu’il ne s’agisse pas d’une opération de nationalisation, cette commission devrait examiner lesdites conventions et vérifier leur conformité afin de préserver les droits des citoyens sénégalais.

En plus du champ pétrolier de Sangomar, dont l’exploitation a débuté en 2024, le Sénégal possède un autre gisement de gaz naturel de plus grande envergure. Il s’agit des champs de Teranga et de Yakaar, dont les ressources sont estimées à près de 25 trillions de pieds cubes (soit environ 707 milliards de m3). La décision finale d’investissement pour le développement de ces champs devrait être prise au cours de cette année, permettant d’envisager un début de production dès 2026.

Mauritanie : des ressources gazières « gigantesques » en attente de développement

Pour sa part, la Mauritanie possède un champ gazier encore plus vaste, dit champ de Birallah, avec des réserves estimées à 50 trillions de pieds cubes (environ 1,41 trillion de m3 ou 1.410 milliards de m3). Cependant, son exploitation est actuellement en suspens à la suite du refus du gouvernement mauritanien de renouveler le contrat de British Petroleum, qui sollicitait un délai de trois ans pour réaliser l’étude de faisabilité de ce projet.

Gisement Bir Allah Mauritanie
Localisation du gisement Bir Allah (Source : British Petroleum)

Alors que le gouvernement mauritanien a décidé de prendre son temps pour sélectionner le meilleur opérateur pour ce méga-champ gazier, il a décidé de confier l’exploitation du champ de gaz Banda (33 milliards de m³) à un consortium égyptien et émirati, précédemment délaissée successivement par Tullow Oil et New Fortress Energy.

Le lancement imminent de l’exploitation du gaz naturel de Grand Tortue Ahmeyim a relancé la production d’hydrocarbures en Mauritanie, mettant ainsi fin à une période d’inactivité consécutive à l’arrêt de production en 2017 dans le champ pétrolier de Chenguiti.

Hydrocarbures. Analyse de l’évolution des marges brutes et de l’élasticité-prix (2023-2024)

Un an après la sanction prononcée par le Conseil de la concurrence dans le cadre d’un règlement transactionnel contre les neuf principaux opérateurs du secteur des hydrocarbures, et le suivi mené par l’autorité de la concurrence, force est de constater que la question des prix pratiqués sur le marché de la distribution du gasoil et de l’essence continue de préoccuper les consommateurs.

Ce marché demeure un terrain fertile pour les spéculations et les doléances des citoyens, qui s’interrogent encore sur les raisons pour lesquelles les prix à la pompe ne baissent pas quand ceux du baril de pétrole baissent, si les baisses sont répercutées autant que les hausses et si les opérateurs gonflent leurs marges…

Autant de questions qui reviennent et qui mettent en évidence un point fondamental : le manque de confiance, corollaire au manque de transparence.

Avant d’entrer dans l’analyse complexe des chiffres, rappelons d’abord quelques fondamentaux dans le traitement de ce dossier :

À la suite de la publication par le Conseil de la concurrence du rapport d’analyse globale du marché des hydrocarbures pour l’année 2023, ainsi que des deux rapports trimestriels couvrant le premier semestre 2024, Médias24 propose une analyse et une compilation des données relatives à ce secteur.

Il convient de souligner que l’action du Conseil de la concurrence est, dans l’ensemble, largement saluée. Cependant, une lecture attentive des rapports révèle un point notable : les indicateurs relatifs aux évolutions des cotations CIF moyennes, aux prix d’achat et aux prix de vente sont exprimés hors taxes (HT) dans le rapport annuel « Analyse globale du marché 2023 », tandis que, dans les rapports trimestriels de 2024 (T1 et T2), ces mêmes données sont présentées toutes taxes comprises (TTC). Les rapports ne présentent pas toujours la même structure de données. Cette différence rend l’analyse plus complexe.

Par ailleurs, à travers ses rapports sur le marché des hydrocarbures, le Conseil de la concurrence publie des statistiques relatives aux principaux indicateurs de ce secteur. Nous porterons ici notre attention sur les niveaux de transmission entre les prix internationaux et les prix au Maroc, ainsi que sur les marges bénéficiaires dégagées par les neuf sociétés étudiées dans ces rapports.

Dans ce cadre, nous examinerons d’abord le degré de transmission entre les prix de vente à la pompe et les cotations CIF (Cost, Insurance and Freight). Ces cotations reflètent le prix moyen total d’un litre de gasoil ou d’essence, incluant tous les frais nécessaires pour acheminer les produits importés jusqu’aux ports marocains.

Analyse de la transmission des fluctuations internationales aux prix domestiques

L’objectif de cette analyse est d’évaluer l’impact des variations des cotations internationales sur les prix de vente appliqués sur le marché national. En théorie, avec un décalage de 15 jours (dans le cas marocain) et en tenant compte des effets de stock, on devrait observer une certaine corrélation, justifiant ainsi une cohérence dans les variations de prix.

En effet, si les prix augmentent lors de hausses des cours internationaux, ils devraient logiquement adopter un comportement similaire en période de baisse, suivant ainsi une logique simple et prévisible.

Pour mener cette étude, nous aurions pu utiliser le coefficient de corrélation, qui, bien qu’utile pour mesurer la direction générale de la relation entre les deux séries, reste insuffisant pour évaluer la transmission symétrique ou asymétrique des hausses et des baisses internationales, ni pour déterminer dans quelle mesure ces fluctuations se répercutent sur les prix domestiques.

Ainsi, nous procédons au calcul des élasticités-prix (intensité de répercussion) qui permettent dans ce contexte d’estimer de combien les prix au Maroc changent lorsque les prix internationaux varient de 1 dirham. Pour ce faire, nous appliquons un modèle de régression linéaire simple, où la pente de la régression est interprétée comme une approximation de l’élasticité.

Gazole : une réactivité complète aux hausses, qui l’est un peu moins pour les baisses

Source : Conseil de la concurrence

L’élasticité globale, calculée sur l’ensemble de la période, est de 0,80. Cela signifie qu’en moyenne, une variation de 1 dirham dans les cotations internationales (CIF) se traduit par une variation de 0,80 dirham des prix à la pompe au Maroc. Ce chiffre montre que les fluctuations internationales (dans les deux sens) se répercutent en partie sur les prix domestiques, avec une transmission de 80%.

En période de hausse des prix internationaux, l’élasticité s’élève à 0,91. Cela signifie que, lorsqu’il y a une augmentation de 1 dirham dans les cotations CIF, le prix du gazole à la pompe au Maroc augmente en moyenne de 0,91 dirham. Ce résultat suggère une transmission quasi complète des hausses internationales aux prix domestiques.

En revanche, en période de baisse des cotations internationales, l’élasticité descend à 0,81. Un taux généralement bon, mais comparé à celui en période de hausse, signifie qu’une baisse de 1 dirham dans les cotations CIF entraîne une diminution plus limitée, de 0,81 dirham en moyenne, des prix de vente au Maroc.

Bien que la baisse soit bien répercutée, elle l’est moins que la hausse. En d’autres termes, les prix à la pompe sont moins enclins à baisser dans les mêmes proportions que les cotations internationales.

Essence : une asymétrie de transmission favorable aux baisses de prix

Source : Conseil de la concurrence

Sur l’ensemble de la période étudiée, l’élasticité globale entre les prix CIF internationaux et les prix de vente de l’essence au Maroc est de 0,63. Cela signifie qu’en moyenne, une variation de 1 dirham dans les cotations internationales se traduit par une variation de 0,63 dirham des prix à la pompe.

En période de hausse des prix internationaux, l’élasticité s’élève à 0,78. Autrement dit, lorsque les cotations CIF augmentent de 1 dirham, les prix de l’essence au Maroc augmentent en moyenne de 0,78 dirham.

En revanche, en période de baisse des prix internationaux, l’élasticité atteint 0,91. Cela signifie que les baisses des cotations internationales se répercutent presque intégralement sur les prix de vente nationaux, avec une diminution de 0,91 dirham pour chaque dirham de baisse des cotations CIF. Cette élasticité plus forte en période de baisse indique que les prix nationaux suivent de manière plus complète les baisses internationales que les hausses.

En d’autres termes, les opérateurs tendent à ajuster les prix à la pompe de manière plus complète et proportionnelle lors des baisses que lors des hausses.

Il convient de noter que, selon le rapport du deuxième trimestre 2024, les ventes totales d’essence représentent moins de 15% du volume total des ventes combinées de gazole et d’essence.

Qu’en est-il des marges ?

Source : Conseil de la concurrence

D’après les données issues des trois rapports du Conseil de la concurrence, les marges dégagées dans la vente de l’essence s’avèrent, à première vue, supérieures à celles obtenues dans la vente de gazole.

Cependant, la dynamique des marges des deux carburants montre une tendance haussière de janvier 2023 à juin 2024. Les marges du gazole ont augmenté de 0,51 DH par litre en janvier 2023 à 1,23 DH par litre en juin 2024, marquant une hausse de 0,72 DH par litre, soit plus de 140%.

Sur la même période, les marges dégagées dans la vente de l’essence sont passées de 1,10 DH/l à 1,75 DH/l, soit une augmentation de 0,65 DH/l, correspondant à une hausse de 59%.

Les marges moyennes sur l’ensemble de la période s’élèvent ainsi à 0,95 DH/l pour le gazole et à 1,6 DH/l pour l’essence.

Source : Conseil de la concurrence

Ainsi, les marges pour les deux carburants montrent une tendance haussière d’un semestre à l’autre. Pour le gazole, la marge brute moyenne mensuelle passe de 0,40 DH/l au premier semestre 2023 à 1,33 DH/l au premier semestre 2024, avec une augmentation progressive d’un semestre à l’autre.

En ce qui concerne l’essence, la progression des marges est également marquée. La marge brute moyenne mensuelle passe de 1,11 DH/l au premier semestre 2023 à 1,93 DH/l au premier semestre 2024.

En parallèle, selon le rapport 2023, les ventes annuelles de gazole et d’essence ont atteint près de 6,78 millions de tonnes (soit environ 8,12 milliards de litres) pour l’année 2023. En tenant compte d’une marge moyenne sur l’année de 1,37 DH/l pour l’essence et de 0,76 DH/l pour le gazole, et considérant que le gazole représente plus de 85% des ventes sur le marché marocain, on peut estimer la marge annuelle pondérée réalisée par les sociétés actives sur le marché des hydrocarbures à environ 6,91 MMDH.

En ce qui concerne la production de ces statistiques, le Conseil de la concurrence explique : « À préciser que ces marges ont été pondérées aux parts de marché en valeur de chacune de ces sociétés. Ces parts de marché ont été calculées sur la base de leur chiffre d’affaires total réalisé en gasoil et en essence au titre de l’année 2023 ».

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Il convient de préciser que l’ensemble des données utilisées dans cette analyse proviennent des trois rapports publiés par le Conseil de la concurrence. Ces données incluent les cotations CIF moyennes à l’international du gazole raffiné et de l’essence raffinée, les prix de vente à la pompe au niveau national (exprimés hors taxes pour 2023 et toutes taxes comprises pour le premier semestre 2024), ainsi que les marges brutes moyennes mensuelles pondérées.

Pour uniformiser les données et améliorer la précision de l’analyse, nous avons converti les marges brutes initialement calculées tous les 15 jours pour le premier semestre 2024 en moyennes mensuelles.

Les données couvrent des périodes de 15 jours sur une durée totale de 18 mois, soit l’ensemble de l’année 2023 et le premier semestre 2024.

Samir : nouvelle prorogation de l’activité

Ce jugement de prorogation de la « continuité de l’activité » a été rendu le jeudi 17 octobre, à la demande de Abdekbir Safadi, syndic judiciaire chargé de la liquidation de la Samir.

Cette décision vient en application de l’article 652 du Code de commerce qui dispose que « lorsque l’intérêt général ou l’intérêt des créanciers nécessite la continuation de l’activité de l’entreprise soumise à liquidation judiciaire, le tribunal peut autoriser cette continuation pour une durée qu’il fixe, soit d’office soit à la demande du syndic ou du procureur du Roi. »

Mise en liquidation en mars 2016, la Samir bénéficie depuis lors de prolongations constantes de continuation d’activité. Ces délais permettent d’éviter la vente « en lots » de la raffinerie, ce qui acterait sa mort officielle. La piste privilégiée par les organes de la procédure consiste plutôt en une cession globale à un repreneur, option qui permettrait de relancer l’entreprise.

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Hydrocarbures : voici les nouveaux entrants dans un marché très convoité

Le nombre des sociétés de distribution des produits pétroliers liquides (PPL) est passé de 19 à 35 à fin septembre 2024, après l’octroi de 16 nouvelles autorisations à de nouveaux opérateurs dans le secteur par le ministère de la Transition énergétique. Ce dernier a également donné son accord de principe pour accréditer huit autres opérateurs.

Cette mesure intervient notamment à la suite d’un rapport du Conseil de la concurrence qui date de 2022, qui avait pointé la concentration élevée du marché du carburant au Maroc.

Ce rapport avait souligné que malgré l’existence de 29 opérateurs sur le marché (en 2022), trois sociétés détenaient à elles seules 54% des parts du marché. Il s’agit d’Afriquia SMDC, Vivo Energy Maroc et TotalEnergie Marketing Maroc.

Ledit rapport avait également déploré le fait que les six premières sociétés du marché réalisent près de 70% des ventes.

Pour faire face à cette problématique, et pour permettre à de nouveaux entrants d’intégrer le marché, le ministère de la Transition énergétique a facilité les conditions d’octroi des autorisations pour la distribution des PPL, ce qui a permis d’allonger, depuis 2022, la liste des distributeurs à 35 sociétés.

Le marché porté par huit grandes sociétés

Contacté par Médias24, Mostafa Labrak, expert en énergie et directeur général de Energysium Consulting, nous dévoile la liste de ces 35 sociétés. Selon nos constats, elle est portée par les huit principales sociétés suivantes :

– Afriquia SMDC (Société marocaine de distribution de carburants), dont la part de marché en volume s’élevait à fin 2021 à 22,8%, contre un chiffre d’affaires de 28,128 milliards de DH, d’après ledit rapport du Conseil de la concurrence. Il s’agit d’une filiale emblématique d’Akwa group Holding, avec une participation de 38%. Rappelons-le, le groupe Akwa agit dans divers secteurs stratégiques comme les carburants, les médias, et l’immobilier. Afriquia SMDC compte plus de 500 stations-service, réparties sur tout le Royaume, couvrant les milieux urbain et rural.

– Vivo energy, qui distribue et commercialise les carburants et lubrifiants de la marque Shell. Cette société détenait, en 2021, une part de marché de 15,3%, avec un chiffre d’affaires de 14,716 MMDH, selon le même rapport. Elle compte environ 420 stations-service au niveau de tout le Royaume.

– Totalenergies Marketing Maroc : présente au Maroc depuis plus de 90 ans, la société est un acteur majeur sur l’ensemble du marché des produits pétroliers. Elle compte plus de 360 stations-service, couvrant plusieurs grandes villes. En 2021, sa part de marché s’élevait à 15,10%, avec un CA de 14,662 MMDH.

– Ola Energy, anciennement OiLibya, est une filiale du groupe Libya Oil Holdings Limited. En 2021, sa part de marché s’élevait à 6,9%, pour un CA de 5,7 MMDH. La société détient également une participation dans la Société marocaine MJ Energy, dont elle a acquis, en 2021, 25% du capital social et des droits de vote. A la suite de cette opération, Ola Energy détient 50% du capital et des droits de vote de MJ Energy.

– Petrom, qui est la filiale la plus importante du Groupe Holsatek, géré par la famille Bouaida. Cette société, qui compte plus de 250 stations-service, opère également dans le sud du Royaume via sa filiale Petrom Sahara, où elle propose aussi un service de livraison de carburant à toutes les entreprises, notamment dans le secteur industriel. En 2021, son CA s’élevait à 8,4 MMDH, avec une part de marché de 11,3%.

– Petromins Oils Maroc : avec une part de marché de 5,2% en 2021, cette société est présente dans les plus grandes villes du Maroc, avec une concentration dans les régions de Beni Mellal et Marrakech.

– Winxo et Ziz, dont le chiffre d’affaires en 2021 s’élevait respectivement à 4,7 MMDH et à 6,2 MMDH, selon le Conseil de la concurrence.

Le reste de la liste est constitué des sociétés suivantes, qui selon nos informations, opèrent pour la majorité dans le milieu rural et qui ne sont de ce fait pas très visibles à l’intérieur des grandes villes : Green Oil (qui compte environ 140 stations-services), Inov Petrole, AM Petroservice, C.P.H.M. (Compagnie pétrolière hispano marocaine), Petro HM, Petro Star (fondée en 2012 à Agadir), BGI Petroleum (présente dans le secteur de la distribution de carburant sous la marque Yoom), S.D.C.C (Société de distribution des carburants et combustibles), BB Energy, Petrofib, Localub, Top Petrol, Cepsa (qui opère au Maroc par le biais de sa joint-venture Atlas Nord Hydrocarbures – ANH avec son partenaire Derhem Holding Group), Salama, Alamia Oil, SOMAP, United, Petrofan, Petrole Sahara, Moove, Petro Big, Apollo, So Petrol, Petrosud, Samir Oil, PNA (Petrole Nord Afrique) et Atlas Sahara.

« Le marché est petit pour supporter autant de sociétés »

Si ces sociétés ont pour but d’élargir l’offre en hydrocarbures au Maroc, arriveront-elles à trouver leur place dans le marché national qui est très compétitif ? Seront-elles rentables ? Et qu’en est-il du marché lui-même ? Est-il capable de supporter autant d’opérateurs ?

« La loi en vigueur permet à toute personne morale de créer une société de distribution si elle est capable d’installer dans un premier temps des stations opérationnelles avec un stockage minimal de 2.000 m3, qu’elles soient louées ou en propre, et d’atteindre durant les deux à trois années qui suivent un réseau d’une trentaine de stations, pour avoir l’autorisation définitive d’exercer », nous explique M. Labrak.

« Ce nombre de stations n’a pas encore été respecté par certaines des sociétés nouvellement créées, qui cherchent toujours à atteindre les 30 stations prévues par la loi », nous répond l’expert.

« Cela s’explique par la difficulté d’obtenir des terrains au niveau des villes. Ces sociétés auront du mal à en trouver, puisque l’investissement revient très cher. C’est pour cette raison qu’elles sont, pour la plupart, présentes dans des zones éloignées des grandes villes, ou dans les zones rurales, qui sont moins chères. ».

« Si celles-ci desserviront des zones qui avaient difficilement accès au carburant, les volumes espérés seront très faibles », souligne notre source, « sans oublier le matériel et l’achat de produits qui reviendront également très chers, le secteur étant assez capitalistique ».

« Ces sociétés ne seront pas compétitives au niveau des prix proposés », ajoute-t-il, « puisque la majorité ne peuvent pas importer directement. Elles s’approvisionnent auprès des grandes sociétés existantes au Maroc depuis des années. Il est toutefois à noter que ce genre de projets demande des retours sur investissement sur le long terme, 5 voire 10 ans. On verra d’ici là si elles seront capables de s’en sortir avec l’instabilité du marché, et à être rentables. Avec les voitures électriques et le gaz naturel, le marché risque d’être bousculé, notamment pour ce qui est des clients B to B« .

« L’avenir nous le dira, et tout dépendra de leurs structures et de leurs charges. Mais il est sûr que la compétition sera rude à long terme, vu les marges très limitées qu’elles peuvent appliquer ».

Et Mostafa Labrak de conclure : « pour ce qui est du marché, il me semble petit pour supporter davantage de sociétés de distribution ».

Hydrocarbures : 16 nouvelles sociétés accréditées, une capacité de stockage supplémentaire de 20.000 m3 prévue à fin 2024

Il s’agit là des plus importantes annonces faites par Leila Benali, ministre de la Transition énergétique, lors d’une réunion du groupe thématique temporaire (Chambre des représentants) chargé de la transition énergétique, tenue le 30 septembre dernier.

En 2023, une consommation en baisse de 2% par rapport à 2022

La consommation nationale des produits pétroliers s’élève, selon la présentation de la ministre consultée par Médias24, à 11,7 millions de tonnes en 2023, en baisse de 2% par rapport à 2022.

Elle est tirée par la consommation du gasoil, qui représente à elle seule 52% du total de la consommation nationale en 2023. Celle du gaz butane arrive en seconde position, avec 24% de la consommation nationale.

En troisième position, on retrouve le fioul, (8%), suivi du kérosène (7%), de l’essence (6%) et du propane (2%).

Distribution de PPL : 16 nouvelles sociétés accréditées, accord préalable pour 8 autres

Cette rencontre a également été l’occasion pour Leila Benali de revenir sur les principales problématiques du secteur des hydrocarbures, ainsi que les mesures mises en place pour y remédier.

La première a trait à l’octroi d’accréditations pour la distribution des produits pétroliers liquides, dont les conditions ont été jugées par le Conseil de la concurrence comme étant relativement compliquées.

Pour pallier cette problématique, le ministère de la Transition énergétique a simplifié ces conditions. Ce qui a permis d’accréditer, à fin septembre 2024, 16 nouvelles sociétés, dont 78% des stations-service ont été créées en milieu rural. Le nombre de sociétés de distribution des PPL est ainsi passé de 19 à 35 distributeurs.

Selon nos informations, parmi les 16 sociétés nouvellement accréditées, figurent notamment la société Appollo, ainsi qu’Alamia Oil, Petrostar, et Samir.

Le ministère a également donné son accord préalable pour l’accréditation de huit autres sociétés pour l’activité de distribution des produits pétroliers liquides.

Ainsi, depuis le début du mandat du gouvernement actuel, il a été procédé à la création de 590 stations de vente de carburants, avec un investissement de 1,77 milliard de DH, ayant permis de créer 2.950 emplois.

Seuls trois produits pétroliers dépassent la capacité de stockage réglementaire de 60 jours

Leila Benali a par ailleurs évoqué la capacité de stockage des produits pétroliers qui n’atteint pas encore les 60 jours réglementaires pour la totalité de ces produits.

La capacité de stockage actuelle s’élève à 3 millions de m3, répartie comme suit :

– 2,2 millions de m3 pour les produits pétroliers liquides, dont 90% liés aux ports;

– 799.000 m3 pour les gaz de pétrole liquéfiés, dont 91% liés aux ports.

Dans le détail, cette capacité est répartie comme suit entre les différents produits pétroliers :

– 53% pour le gasoil, soit 1,6 Mm3;

– 25% pour le gaz butane, soit 750.000 m3;

– 9% pour l’essence, soit 288.000 m3;

– 6% pour le fioul, soit 196.000 m3;

–  5% pour le kérosène, soit 138.000 m3;

– 2% pour le gaz propane, soit 49.000 m3.

En termes de capacité de stockage en jours de consommation, seuls l’essence (109 jours), le gasoil (81 jours) et le fioul (74 jours) dépassent le niveau réglementaire des 60 jours de consommation. Celle du kérosène s’élève, elle, à 48 jours, contre 55 jours pour le gaz butane, et 33 jours pour le gaz propane.

À fin 2024, une capacité de stockage supplémentaire de près 20.000 m3

Ainsi, pour améliorer la capacité de stockage nationale de ces produits, parmi les mesures entreprises par le ministère de la Transition énergétique figure l’accompagnement de la réalisation des projets programmés par les particuliers pour la création de capacités supplémentaires.

Depuis le début du mandat du gouvernement actuel, de nouvelles capacités de stockage atteignant 11,1 millions de m3 sont exploitées, ayant nécessité un investissement de près de 2,8 milliards de DH (MMDH). Ce qui a permis d’augmenter de 20 jours de consommation nationale la capacité de stockage de gasoil, contre 28 jours pour l’essence, et 16 jours pour le gaz butane.

D’ici fin 2024, le gouvernement prévoit d’augmenter les capacités actuelles de stockage de près de 20.000 m3, avec un investissement d’environ 197 millions de DH (MDH). Celles-ci permettront ainsi d’augmenter d’un jour de consommation nationale la capacité actuelle de stockage de gasoil, de deux jours celle de l’essence.

À l’horizon 2026, un investissement supplémentaire de près de 750 MDH est prévu par le ministère pour la mise en place d’une capacité supplémentaire de stockage d’environ 324.000 m3 et qui permettra d’augmenter de 11 jours de consommation nationale la capacité de stockage de gasoil, de 11 jours celle de l’essence, et de deux jours celle du gaz propane.

Prix, gouvernance, cadre réglementaire…

Outre la simplification des accréditations pour la distribution des PPL et l’augmentation de la capacité de stockage nationale, le ministère a également mis en place d’autres mesures pour accompagner le développement du secteur. Il s’agit notamment de :

– l’accompagnement de la politique de libération des prix des produits pétroliers liquides;

– le développement d’un système de gouvernance et la maîtrise du secteur des hydrocarbures;

– le développement du cadre réglementaire et juridique pour l’accompagnement des changements que connaît le secteur pétrolier aux niveaux national et international;

– le maintien du pouvoir d’achat des consommateurs, à travers notamment la subvention des prix de gaz butane, et le maintien de la stabilité de la tarification électrique, malgré l’augmentation des prix des matières premières pour la production de l’électricité, dont le fioul et le charbon.

https://medias24.com/2024/10/02/gaz-naturel-voici-les-grandes-lignes-de-la-feuille-de-route-marocaine/

Gasoil et essence : 9 opérateurs ont réalisé plus de 18 MMDH de CA au 1er trimestre

Le Conseil de la concurrence a publié son deuxième reporting sur le suivi de l’exécution des engagements pris par les neuf pétroliers concernés par le dossier des soupçons d’ententes sur le marché des hydrocarbures.

Bénéficiaires d’une transaction en novembre 2023 (amende transactionnelle de 1,8 MMDH réparties entre les neuf sociétés), ces opérateurs s’étaient engagés, entre autres, à communiquer les données permettant au Régulateur de suivre leur activité d’approvisionnement, de stockage et de distribution du gasoil et de l’essence.

Le rapport restitue précisément les données du premier trimestre de l’année 2024. Cette période a été caractérisée par une hausse des importations totales en gasoil et essence de 9,1% en volume, atteignant près de 1,47 million de tonnes, et de 0,9% en valeur atteignant 12,89 MMDH en glissement annuel.

Sur le marché national, les ventes réalisées par les neuf sociétés ont atteint un volume d’environ 1,7 milliard de litres, en hausse de 4,6% en comparaison avec la même période un an auparavant.

En termes de valeur, le chiffre d’affaires s’est établi à 18,98 MMDH, soit une augmentation de près de 1% par rapport à l’année précédente (18,87 MMDH au 1er trimestre 2023). Le Conseil précise que le gasoil a représenté 86% du volume et 85% de la valeur de ces ventes.

Les neuf sociétés concernées ont réalisé, au titre du 1er trimestre de l’année 2024, une marge brute moyenne pondérée de 1,46 DH/L pour le gasoil et de 2,07 DH/L pour l’essence.

Les marges brutes moyennes pondérées du 1er trimestre de l’année 2024, dégagées sur la vente du gasoil, fluctuent entre un minimum de 1,24 DH/L et un maximum de 1,69 DH/L. Quant à l’essence, les niveaux de marges demeurent « relativement élevés » par rapport à ceux du gasoil et ont varié entre un minimum de 1,76 DH/L et un maximum de 2,26 DH/L, note le rapport.

Le rapport se penche sur la question de la corrélation entre la variation des cotations à l’international, des coûts d’achat et des prix de vente au niveau national.

A ce sujet, le Conseil relève que la période s’est caractérisée par des « variations hétérogènes » des cotations CIF (coût, assurance et fret) par rapport au prix de vente à la pompe, aussi bien pour le gasoil que pour l’essence.

Concernant le gasoil, « la somme des variations des cotations CIF de toutes les quinzaines de ce trimestre a enregistré une augmentation de 0,5 DH/L, tandis que le prix de vente à la pompe a enregistré une légère diminution d’environ 0,21 DH/L ».

Quant à l’essence, la cotation CIF moyenne trimestrielle a augmenté de 1,15 DH/L, le prix de vente est resté pratiquement inchangé avec une variation marginale de -0,06 DH/L.

Aussi, il apparait, d’une part, que les sociétés de distribution ont connu une légère hausse de leurs coûts d’achat, soit +0,17 DH/L pour le gasoil et +0,32 DH/L pour l’essence. Cette hausse demeure nettement inférieure à celle des cotations CIF, qui s’élèvent à près de +0,47 DH/L pour le gasoil et 1,15 DH/L pour l’essence.

D’autre part, ces sociétés n’ont pas répercuté ces hausses enregistrées au niveau de leur coût d’achat sur leurs prix de cession.  » Bien au contraire, les prix de cession du gasoil ont affiché une légère baisse d’environ 0,31 DH/L », conclut le Conseil.

L’ONHYM et Esso signent deux licences de reconnaissance d’hydrocarbures

Un accord a été signé ce 2 juillet 2024 au siège de l’ONHYM, en présence d’Amina Benkhadra, directrice générale, et de Charles Tautfest, président d’Esso Exploration International Limited.

Cet accord concerne le lancement des travaux de reconnaissance d’hydrocarbures en offshore qui devrait couvrir deux zones situées dans l’océan Atlantique : la zone offshore Safi-Essaouira et la zone offshore Agadir-Ifni.

Ces travaux de reconnaissance constituent une phase préliminaire de recherche qui devrait conduire à une décision de démarrer des travaux d’exploration ou de s’abstenir.

Esso Exploration International est une filiale d’ExxonMobil, géant américain de l’exploration pétrolière, premier pétrolier mondial en termes de capitalisation boursière et troisième producteur mondial de brut et de gaz. ExxonMobil possède une présence majeure dans l’exploration en offshore, avec des positions dans 27 pays sur 34 où elle mène des activités d’exploration.

Le portefeuille gigantesque de l’entreprise américaine permet de produire 1,3 million de barils de pétrole par jour et environ 56 millions de mètres cubes de gaz naturel par jour.

Affaire des hydrocarbures : l’identité des pétroliers classée secret d’affaires ?

Le Conseil de la concurrence viole-t-il le droit d’accès à l’information ? Le régulateur est visé par une dénonciation pour « rétention de données à caractère public ».

Datée de début mars, la plainte émane de l’Instance nationale de protection des deniers publics et de la transparence au Maroc. L’association fustige la communication « tronquée » du Conseil autour du dossier des hydrocarbures.

L’affaire avait été scellée par une transaction signée en novembre 2023 entre les pétroliers et le régulateur. L’accord a eu pour effet de clore le volet contentieux qui portait sur des soupçons d’entente. Les opérateurs concernés ont également tenu une série d’engagements pour remédier aux dysfonctionnements concurrentiels sur le marché.

Mais quatre mois après, les non-dits entourant l’affaire suscitent encore les questionnements d’observateurs. Quels sont les opérateurs concernés ? Leurs chiffres d’affaires ? Leurs bénéfices ? Le mode de calcul de l’amende transactionnelle ? La quote-part payée par chaque distributeur ?

Ces éléments, qui ne figuraient pas dans le communiqué du 23 novembre 2023 annonçant l’accord transactionnel, font partie des informations réclamées par l’association qui a initié deux saisines en ce sens.

Réponse du régulateur : les données en question « sont couvertes par la confidentialité des investigations et de l’instruction, puisqu’elles contiennent des informations sensibles portant sur le secret d’affaires », lit-on dans la lettre signée du président Ahmed Rahhou. Le Conseil estime que la divulgation ces informations « risque de porter atteinte aux intérêts légitimes des entreprises concernées ».

L’institution cite notamment la loi 104-12 relative à la liberté des prix et de la concurrence, qui réserve une protection particulière aux données relevant du secret d’affaires. On évoque également l’article 7 de la loi relative au droit d’accès à l’information. Lequel prévoit des exceptions touchant notamment à « la confidentialité des investigations et enquêtes administratives ».

« Justifier le refus d’accès aux données demandées par le secret de l’instruction, c’est contredire complètement le contenu du communiqué du Conseil de la concurrence du 23 novembre 2023, où ce dernier annonce la transaction avec 9 opérateurs du secteur des hydrocarbures et la fin des investigations », réplique l’Instance nationale de protection des deniers publics dans sa plainte adressée début mars, dont Médias24 détient copie.

L’association, qui se dit « surprise » par la posture du régulateur, dénonce une « violation claire de la Constitution » et de « la loi 31-13 » relative au droit d’accès à l’information. Elle appelle le Conseil à réviser sa réponse pour lui permettre de suivre « l’impact » de la décision sur « la situation du marché des hydrocarbures au Maroc ».

Engagements des pétroliers : le Régulateur publiera un premier bilan en mars

Les pétroliers demeurent sous surveillance renforcée du Conseil de la concurrence pour au moins trois ans.

Les neuf entreprises mises en cause doivent respecter une série d’engagements comportementaux pris au moment de signer l’amende transactionnelle actée en novembre 2023. Le respect de ces engagements est scruté par le Régulateur, qui s’apprête à publier un premier « compte rendu » dans ce sens, rapporte une source autorisée.

Selon notre interlocuteur, le suivi est géré par un rapporteur affecté spécifiquement à cette tâche. Il collecte des données auprès des opérateurs qui lui communiquent des éléments sur leur politique des prix et d’achat sur les marchés du gasoil et de l’essence.

Pour le Conseil, l’objectif est de vérifier que les variations des prix sur le marché local ont bien une relation avec les prix d’acquisition de la matière première importée.

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