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Pétrole. En 2026, l’offre excédentaire devrait contenir le baril autour de 60 dollars

Selon un sondage Reuters mené auprès de 35 économistes et analystes, les prix du pétrole devraient se maintenir autour de 60 dollars le baril en 2026, voire s’établir à des niveaux inférieurs.

Ce scénario reflète un marché où la hausse de l’offre dépasserait la progression, pourtant positive mais modérée, de la demande.

Au démarrage de 2026, le message envoyé par les prix est déjà cohérent avec ce scénario. Le Brent évoluait autour de 62 dollars le 6 janvier (et le WTI autour de 58 dollars), en baisse légère, alors même que l’actualité politique autour du Venezuela était prise en compte par les investisseurs.

Une offre excédentaire en 2026

Côté demande, le sondage Reuters situe la croissance de la demande mondiale en 2026 entre 0,5 et 1,2 million de barils par jour. Il s’agit d’une hausse, mais qui reste modérée.

Dans ce cadre, le même sondage aboutit à un Brent moyen de 62,23 dollars en 2026, légèrement inférieur à la prévision d’octobre (63,15 dollars), et à un WTI moyen de 59,00 dollars.

L’enjeu, toutefois, n’est pas seulement le niveau des prix, mais le déséquilibre sous-jacent. Quand l’offre progresse plus vite que la demande, l’ajustement se fait moins par les flux que par l’accumulation de stocks et, in fine, par le prix.

Selon le sondage Reuters, les excédents attendus pour 2026 s’établiraient entre 0,5 et 4,2 millions de barils par jour.

Les dernières prévisions de l’Agence internationale de l’énergie vont dans le même sens. Selon l’AIE, l’offre mondiale devrait encore augmenter de 2,4 millions de barils par jour en 2026, pour atteindre en moyenne 108,6 millions de barils par jour, alors que la demande mondiale ne progresserait que de 860.000 barils par jour sur la même année.

Si cet excédent se matérialise durablement, le Brent devrait se négocier autour de 60 dollars en moyenne, voire ponctuellement en dessous, sauf choc géopolitique majeur venant resserrer l’offre.

Qu’en est-il du Maroc ?

Pour le Maroc, un baril autour de 60 dollars modifierait sensiblement la donne. Toutes choses égales par ailleurs, des prix plus bas réduiraient la facture énergétique d’un pays importateur net et contribueraient, au moins partiellement, à soulager les équilibres extérieurs.

Les données de l’Office des changes vont déjà dans ce sens. À fin novembre, la facture énergétique a reculé de 5,6 MMDH en glissement annuel.

Le même bulletin attribue cette évolution à un effet prix en baisse d’environ 15%, malgré une hausse des quantités importées de 6,3%. Autrement dit, la modération des cours a dominé l’effet volume.

Sur le plan interne, un pétrole moins cher pourrait aussi atténuer certaines pressions sur les coûts de transport et de production, donc contribuer à limiter les tensions inflationnistes. Les prix à la pompe devraient en principe suivre cette tendance, même si la transmission n’est jamais mécanique.

Dans les faits, on commence à observer déjà un repli des prix, avec un gasoil repassant sous 10 dirhams le litre, un niveau qui n’avait plus été observé depuis 2021.

Par ailleurs, il convient de retenir que ce niveau résulte d’un équilibre fragile entre excès d’offre et prime de risque, un équilibre susceptible de se déplacer rapidement, même si le scénario global reste celui de prix contenus.

Venezuela : un choc politique qui fait baisser les prix du pétrole !

Dans un marché vraiment tendu, un choc politique de cette ampleur aurait normalement déclenché une hausse plus durable. Or la réaction a été courte. Le 5 janvier, le Brent a surtout fait un mouvement technique, avec une clôture en hausse de 1,66% pendant que le WTI gagnait 1,74%.

Dès le lendemain, le ton redevenait baissier en séance asiatique. Le marché se remettant à arbitrer l’abondance d’offre plutôt que le risque politique.La perspective d’une hausse de production vénézuélienne s’ajoute aux anticipations d’une offre abondante et d’une demande faibleCe comportement reflète le régime de marché qui s’installe début 2026. Les opérateurs ne lisent pas l’épisode vénézuélien comme une rareté immédiate de barils, mais comme un événement dont l’effet net pourrait être, à terme, davantage d’offre, donc davantage de pression sur un marché déjà perçu comme largement approvisionné.

Les déclarations de Trump ont joué un rôle clé dans cette lecture. Le message politique n’était pas celui d’une disruption longue, mais celui d’un projet de remise en route de l’appareil pétrolier, financé par les entreprises américaines.

Trump a déclaré que de grandes compagnies américaines allaient investir des milliards pour restaurer l’infrastructure pétrolière du pays.

Il faut toutefois tenir en compte du fait que même si l’intention politique est affichée, la capacité à convertir des promesses en barils supplémentaires est contrainte par l’état des installations, la lourdeur du brut, les risques juridiques et la stabilité politique.

Le prix du pétrole atteint son niveau le plus élevé depuis janvier 2025

Cette hausse du pétrole s’explique en grande partie par les développements militaires au Moyen-Orient, notamment l’annonce par les États-Unis du renforcement de leur présence militaire dans la région.

Dans le même temps, le porte-avions britannique HMS Queen Elizabeth a franchi le canal de Suez en direction du Moyen-Orient, signalant un soutien potentiel du Royaume-Uni.

Ces mouvements laissent entrevoir une intervention militaire occidentale de plus en plus probable dans le conflit opposant Israël à l’Iran, ce qui alimente les craintes d’un choc d’offre sur les marchés pétroliers.

Les investisseurs se positionnent avant le week-end

Un autre facteur contribue à la pression haussière sur les prix du pétrole : le phénomène connu sous le nom de « Friday Effect ». De nombreux investisseurs estiment que, si une intervention américaine devait avoir lieu, elle surviendrait un vendredi soir après la clôture des marchés.

Ainsi, une telle stratégie permettrait de limiter les réactions immédiates des marchés financiers mondiaux. En anticipation, les investisseurs se positionnent à la hausse, ce qui se reflète dans les cours actuels du brut.

Cela conduit à estimer que les prix ne devraient pas passer sous la barre des 77 dollars le baril ce vendredi 20 juin, et pourraient même poursuivre leur hausse au-delà de ce seuil.

Dans ce contexte, les perspectives de stabilisation restent incertaines. Alors que les tensions militaires persistent, l’Iran a refusé toute négociation sur son programme nucléaire tant que les attaques israéliennes se poursuivent.

Une implication directe des États-Unis coïnciderait avec la fin du moratoire tarifaire décidé par l’administration Trump, augmentant les risques géopolitiques. Parallèlement, les marchés intègrent une Fed plus prudente face à l’inflation, ce qui accroît la nervosité globale.

L’évolution des prochains jours sera déterminante. Mais selon plusieurs analystes, une implication directe des États-Unis dans le conflit et une escalade régionale pourraient pousser le baril au-delà des 120 dollars, avec des conséquences majeures sur l’économie mondiale, notamment en matière d’inflation.

Matières premières. Le pétrole chute de plus de 15% en quatre jours, l’or renoue avec la hausse

Le marché pétrolier traverse actuellement une phase de correction violente, révélatrice d’un ajustement brutal des anticipations globales. Sur le marché spot, le WTI a cédé près de 13,7 %, passant de 69,10 dollars à 59,62 dollars. Quant au Brent, il a reculé de 15% sur la même période.

Sur le plan de l’offre, l’annonce inattendue d’un relèvement de la production par plusieurs membres de l’OPEP+ a déstabilisé les anticipations de rééquilibrage, renvoyant le marché à un scénario d’excès d’offre. Mais c’est surtout du côté de la demande que le choc semble plus profond.Sur la seule séance du 4 avril, les contrats Brent ont atteint près d’un million de lots échangés.La résurgence des tensions commerciales initiées par l’administration Trump a ravivé les craintes d’un ralentissement coordonné de la croissance mondiale.

La combinaison de ces deux forces alimente un stress asymétrique sur les prix, aggravé par des volumes d’échanges qui témoignent d’une volatilité renforcée : sur la seule séance du 4 avril, les contrats Brent ont atteint près d’un million de lots échangés.

Des prix spot supérieurs aux contrats à terme

Entre le 2 et le 7 avril 2025, les prix des contrats à terme sur le Brent pour livraison en juin ont plongé de 74,95 dollars à 63,34 dollars, soit une baisse cumulée de 15,5% en seulement quatre séances. Cette tendance est confirmée par la dynamique du WTI (West Texas Intermediate), dont le contrat de mai est passé de 71,71 à 59,83 dollars sur la même période, enregistrant un repli de 16,6%.

Il est à noter que les cours des contrats à terme sont désormais inférieurs aux prix du marché spot. Cette configuration, connue sous le nom de backwardation, est peu fréquente dans un contexte de marché haussier. En effet, dans ce dernier, les prix à terme intègrent généralement une prime de stockage, ainsi que des anticipations de hausse liées à l’évolution future de la demande ou aux risques d’approvisionnement. Ici, c’est l’inverse qui se produit : les contrats Brent et WTI à échéance courte se négocient en deçà de leurs équivalents spot, indiquant une courbe des prix inversée.

Ces baisses synchronisées, tant en futures qu’en spot, traduisent un mouvement de sortie massif des positions longues sur les matières premières énergétiques, alimenté par un double choc fondamental.

L’or rebondit et renoue avec sa fonction défensive

Face à ce climat d’incertitude généralisée, l’or continue de jouer son rôle traditionnel de valeur refuge, mais non sans paradoxes. Alors que les tensions sur les marchés boursiers et pétroliers s’intensifient, le métal jaune a connu une séquence baissière inattendue sur plusieurs séances consécutives. Entre le 2 et le 6 avril 2025, le prix spot de l’once a enregistré une perte cumulée de près de 133,7 dollars, soit une baisse de -4,27% en quatre jours. Cette évolution défie l’intuition classique selon laquelle l’or s’apprécie dans les périodes de stress financier.

Cependant, la séance du 7 avril marque un tournant. L’or ouvre à 3.025,93 dollars l’once, enregistrant une hausse de +0,87% en une journée, soit un gain de 26 dollars par rapport à la veille. Ce mouvement haussier suggère un retour progressif du flux vers les actifs refuges, porté par une aversion au risque qui reste élevée. Le prix spot en temps réel se situe autour de 3.031,66 dollars, confirmant une orientation à la hausse en ouverture de semaine.

Ce rebond reste fragile et s’inscrit dans un marché qui demeure volatil, suspendu aux annonces de politique monétaire, aux chiffres macroéconomiques attendus (emploi, anticipations des chefs d’entreprises, prix à la production, etc.).

Charbon, gaz naturel, blé : stabilisation fragile sur des marchés sans direction claire

À l’ouverture du 7 avril, les cours de plusieurs matières premières dites « non stratégiques » affichaient une stabilisation après une séquence de repli, sans véritable impulsion directionnelle.

Le charbon thermique s’échangeait à 98 $/tonne, en hausse de +1,03% sur la séance, après une baisse cumulée de -3,96% entre le 2 et le 4 avril. Le marché corrige un excès de baisse, mais reste sous pression, avec un prix spot à peine au-dessus du plancher annuel (94 $). Mais il est à noter que la demande asiatique reste stable.

Le gaz naturel, quant à lui, enregistre une correction marquée. Le contrat pour livraison en mai ouvre à 3,734 $/MMBtu*, en recul de -7,9% sur cinq séances. Après un rebond technique en début de mois (4,7 % cumulé les 2 et 3 avril), la tendance s’est inversée brutalement dès le 4 avril (-7,27 %), sous l’effet de températures modérées et d’une offre excédentaire en Amérique du Nord. Les prix spot restent bas, sans soutien fondamental immédiat.

Du côté du blé américain, le contrat de mai s’échange à 529,10 $/boisseau à l’ouverture du 7 avril, en légère hausse de +0,02%, mais en baisse cumulée de -1,88% depuis le 2 avril. Le marché évolue dans un couloir étroit, sans catalyseur.

-oOo-

* : MMBtu : Million British Thermal Units.

Fact-checking. La vraie histoire d’une mirobolante découverte pétrolière au large d’Agadir

Du pétrole à Agadir ? Depuis plusieurs décennies, le Maroc poursuit inlassablement ses efforts d’exploration pour découvrir des gisements d’hydrocarbures capables de réduire sa dépendance énergétique. Dernièrement, le Maroc a annoncé des découvertes non négligeables de gaz naturel, une ressource essentielle devant alimenter plusieurs de ses centrales électriques. Ces découvertes prennent une grande importance dans un contexte géopolitique marqué par la flambée des prix du gaz à l’échelle mondiale, conséquence directe du conflit russo-ukrainien.

Cette dynamique récente de découvertes est le fruit d’une dizaine d’années d’efforts de l’ONHYM qui a su attirer des dizaines de compagnies d’exploration, séduites par un code d’hydrocarbures attractif et un environnement d’investissement favorable dans un pays encore sous-exploré.

Durant le mois de décembre 2024, plusieurs médias sont tombés dans le piège d’une fake news récurrente, publiée par un journal espagnol nommé « Ecoticias »  il y a plusieurs années déjà. Ce média, spécialisé dans les questions environnementales, diffuse périodiquement cette même intox, dont les dernières versions ont été publiées en octobre 2024 et en décembre 2024, mais c’est cette dernière qui a été massivement partagée et relayée dans des vidéos sur les plateformes YouTube et TikTok, les plus populaires auprès des Marocains.

Exemple de contenu circulant dans les réseaux sociaux.

L’article en question date du 10 décembre 2024, et annonce que « l’Espagne dispose d’un grand gisement de pétrole et qu’elle ne veut pas exploiter pour le moment, et que le Maroc a découvert un grand gisement de pétrole avec des réserves prouvées de 1 milliard de tonnes » .

Cet article a été repris par plusieurs médias nationaux, citant soit directement ce journal, soit d’autres médias ayant annoncé que la compagnie Europa Oil & Gas a publié un communiqué de presse annonçant cette découverte. Cette information s’est propagée très rapidement, d’autant que plusieurs créateurs de contenus dans les médias sociaux ont repris l’information sans s’assurer de sa véracité.

Pour couper court à ces rumeurs, nous allons expliquer pourquoi une découverte de pétrole n’est actuellement pas possible au large d’Agadir.

Peut-on confirmer qu’il existe actuellement des activités d’exploration pétrolière au large d’Agadir ?

Plusieurs compagnies pétrolières mènent des explorations pétrolières le long des côtes marocaines, du nord au sud. Au large d’Agadir, trois compagnies sont particulièrement actives :

Toutes ces informations sont disponibles sur le site de l’ONHYM, où tout le monde peut consulter les données relatives aux blocs offshore attribués et ceux disponibles pour l’exploration, en toute transparence.

Ci-dessous, la carte mise à jour de l’ONHYM indiquant la localisation de tous les permis de recherche d’hydrocarbures. Les blocs ouverts à l’investissement sont représentés en jaune, tandis que les autres sont attribués à des compagnies d’exploration agréées.

Cependant, l’examen de la carte de l’ONHYM ne révèle aucun bloc offshore nommé « Inezgane » au large d’Agadir, ni de bloc détenu par la compagnie Europa Oil & Gas sur cette zone.

Ci-dessous une carte interactive pour explorer tous les permis de recherche d’hydrocarbures et leur localisation :

Est-ce que la compagnie Europa Oil & Gas est présente au Maroc ?

Conformément au code des hydrocarbures (Loi 21-90), les travaux de reconnaissance ou d’exploration sont subordonnés à l’obtention préalable d’un permis de recherche ou d’une concession d’exploitation, lesquels ne peuvent être accordés qu’après la conclusion d’un accord pétrolier avec l’État et la publication de l’octroi du permis au Bulletin officiel.

La compagnie britannique Europa Oil & Gas a démarré officiellement ses activités d’exploration pétrolière au Maroc en novembre 2019. À cette date, le ministère marocain de l’Énergie, des Mines et de l’Environnement lui a accordé six permis de recherche d’hydrocarbures offshore, couvrant une zone nommée Inezgane, pour une durée initiale de trois ans à compter du 17 novembre 2019.

À l’échéance de ces trois ans, la compagnie britannique d’exploration a décidé de ne pas renouveler son permis et a quitté le Maroc pour des raisons de restructuration financière. Elle a toutefois annoncé l’existence d’un potentiel pétrolier significatif dans cette zone, une information publiée par Médias24 le 22 novembre 2022.

En juillet 2024, l’ONHYM et Esso Exploration ont signé un accord pour le lancement des travaux de reconnaissance d’hydrocarbures en offshore, qui devraient couvrir deux zones situées dans l’océan Atlantique : la zone offshore Safi-Essaouira et la zone offshore Agadir-Ifni. Cette dernière est d’une superficie totale d’environ 109.246 km², elle inclut désormais la licence « Inezgane » d’une superficie moindre de 11.228 km² précédemment détenue par Europa Oil & Gas.

Existe-il vraiment des ressources dans la licence d’Inezgane ?

Les travaux menés par Europa Oil & Gas ont mis en évidence un potentiel pétrolier, mais n’ont pas permis d’identifier des ressources certifiées. Seuls le forage de puits, suivi d’une certification des découvertes, sont capables de déterminer si des hydrocarbures ou d’autres fluides sont présents, une étape qui n’a pas été franchie.

Europa Oil & Gas s’est appuyé sur des données sismiques et sur les résultats de puits environnants à la licence, tous infructueux, pour identifier « un potentiel pétrolier significatif dans la zone ». Leur espoir de trouver le « jackpot » est d’atteindre un niveau ignoré par les anciens forages d’exploration, une formation d’âge Crétacé Inférieur.

Les travaux de prospection, fondés sur des données sismiques et les résultats d’études précédentes, ont permis d’identifier quatorze (14) prospects présentant différents types de structures pouvant piéger les hydrocarbures, notamment des failles et des dômes de sel. Ces derniers, abondants dans cette zone, présentent des similitudes structurales avec plusieurs champs pétroliers offshore en Afrique de l’Ouest.

Grâce au traitement des données sismiques, Europa Oil & Gas a évalué un potentiel initial de deux milliards de barils d’équivalent pétrole répartis sur les 14 prospects identifiés.

Cette estimation ne considère ni les difficultés d’exploitation, ni le contenu pouvant être présents dans un système pétrolier. Outre le pétrole, on peut trouver du gaz naturel, de l’eau ainsi que d’autres fluides, dont la présence peut significativement modifier les résultats finaux.

Prospects pétroliers identifiés par la compagnie « Europa Oil & Gas » dans la licence d’Inzegane.

Les campagnes de forage menées précédemment à proximité de la licence d’Inezgane, notamment celles de Shell (bloc offshore Taghazout, 2004), Kosmos (bloc offshore d’Agadir, 2014) et Cairn Energy (bloc offshore Bas Draa, 2013), se sont soldées toutes par un échec sans révéler aucune trace d’hydrocarbures.

En revanche, des traces de pétrole ont été détectées lors de forages plus au sud. Notamment, un puits foré par Genel Energy en 2014 qui a intersecté une formation pétrolifère au large de Sidi Ifni, mais les tests de production n’ont pas permis d’obtenir des débits économiquement viables.

Par ailleurs, un autre forage, situé au large de Tarfaya (environ 600 kilomètres au sud d’Agadir), a mis au jour du pétrole lourd, dont la récupération posait des défis techniques et économiques.

Du côté espagnol, plusieurs forages ont été réalisés dans des blocs offshore situés aux alentours des îles canariennes de Lanzarote et Fuerteventura, en direction des côtes marocaines. Ces explorations se sont révélées, pour la plupart, infructueuses.

Seule la compagnie espagnole Repsol a découvert en 2015 des traces de gaz naturel, mais en quantités trop faibles pour être économiquement exploitables.

En l’absence d’un puits qui permettra de trancher le contenu de ces pièges, toute information concernant une découverte de pétrole reste à vérifier.

L’exemple le plus concret est celui de la Mauritanie, où des forages d’exploration sauvage (Wildcat Drilling) ont permis la découverte du gisement de Birallah, dont les ressources sont estimées à environ 1,4 trillions de mètres cubes. Toutefois, ce type de forage risqué ne peut être mené que par de grandes compagnies pétrolières disposant des capacités financières nécessaires pour investir dans de tels risques.

Actuellement, la zone d’Inezgane est reprise par Esso Exploration qui devrait commencer prochainement ses travaux de reconnaissance, puis d’exploration dans une zone offshore plus vaste allant d’Agadir à Sidi Ifni.

Depuis l’épuisement des champs pétroliers de la région de Sidi Kacem et de petites exploitations de la région d’Essaouira, aucun champ exploitable n’a été découvert au Maroc hormis la présence de condensats (hydrocarbures liquides et légers récupérés lors de l’extraction de gaz) dans le champ de Meskala, ou bien les schistes bitumineux de Timahdit et de Tarfaya nécessitant plus de coûts pour leur transformation en pétrole.

Comment le recours fréquent au fioul creuse le déficit de l’ONEE

La publication des résultats du dernier appel d’offres de l’ONEE pour l’acquisition de fioul et de gasoil, ainsi que du rapport de l’ANRE pour le compte de l’année 2023, montre à quel point le pays dépend des énergies fossiles, mais aussi l’impact de ces dernières sur les résultats financiers de l’ONEE, gravement endetté. Elle montre aussi les conséquences du retard pris par le Maroc dans le développement de ses capacités renouvelables et la mise au point de la stratégie gazière.

78% de l’électricité nationale encore carbonée

Tout d’abord, faisons un point sur les chiffres. La part des énergies renouvelables dans la production électrique nationale ne dépasse pas les 21,7% en 2023 contre 18,1% en 2022. Cela veut dire que plus de 78% de l’électricité produite au Maroc est encore carbonée. Et cela indique, comme cela est prévu par les contrats de concession signés par l’ONEE vis-à-vis de ses fournisseurs, que l’Office s’acquitte annuellement de la facture d’achat des combustibles (charbon, gaz), quel que soit le cours de ces matières sur le marché international.

De fait, c’est ce qui, selon une source publique haut placée, creuse le déficit de l’ONEE, avec le maintien des prix élevés des combustibles. Selon notre interlocuteur, effet volume oblige, c’est le charbon qui vient en tête des charges d’exploitation de l’Office, suivi du gaz puis du fioul.

« Le charbon, qui coûtait dans les 85 $/t en moyenne entre 2018 [année de pleine production à la centrale charbon de Safi, ndlr] et 2021, a atteint un pic de 400$/t en 2022 [inflation mondiale et guerre en Ukraine, ndlr], puis est revenu à une moyenne de 180 $ en 2023 et 120-125 $ en 2024.

« Durant cette période, le surcoût matière a coûté à l’ONEE, 41 milliards de DH supplémentaires sans que cela soit suivi d’une augmentation tarifaire de l’électricité », affirme notre source.

Cette augmentation des cours internationaux, qui ne sont pas  encore revenus aux niveaux historiques, est doublement pénalisante pour l’ONEE puisque, d’une part, il achète la matière plus cher et, d’autre part, il achète aussi l’électricité auprès de ses fournisseurs plus cher.

Ainsi, alors qu’avant 2022, l’électricité à base de charbon coûtait entre 0,60 et 0,65 DH/kWh, celle-ci coûte aujourd’hui autour de 0,90 DH/kWh pour une électricité vendue autour de 0,81 DH/kWh en moyenne selon les chiffres de l’Office de 2023.

En gros, sur chaque kWh des 27.121 GWh produits de charbon en 2023 (64% de la production électrique nationale), l’ONEE a perdu selon les estimations 10 centimes par kWh.

Dépendance aux capacités de réserve

Cette perte attendue, tout comme celle liée au gaz d’ailleurs, est en lien avec la nature des contrats PPA signés sur le long terme par l’ONEE avec ses fournisseurs. Ceux-ci contiennent au niveau du prix d’achat de l’Office une partie fixe qui concerne essentiellement l’amortissement de l’infrastructure ainsi que la rémunération de la concession alors que la partie variable dépend du cours du combustible. Les capacités de ces centrales comme celles de Safi ou de Jorf Lasfar sont dites, base-load, c’est-à-dire qu’elles tournent quasiment en continu pour assurer l’essentiel de la consommation nationale.

Par opposition, les centrales à fioul sont plus des capacités de réserve qui, en principe, doivent rester à l’arrêt. Ou du moins faut-il arbitrer entre leur fonctionnement et l’interconnexion avec l’Espagne. Ces deux sources d’énergie sont là pour faire face aux périodes de pics de consommation ou encore à des urgences (pannes ou autres) ou à l’intermittence des sources d’énergie renouvelable.

Les capacités de pointe sont aussi particulièrement coûteuses. Pour chaque kWh produit, l’ONEE perd près d’un dirham. Le fuel étant le plus coûteux des carburants bien qu’il représente 3,8% de la production nationale (contre 9,5% en 2022) soit plus de 1622 GWh 2023. Ceci représente une perte sèche de 1,6 MMDH en 2023 et plus de 4 MMDH en 2022 au moment du pic des cours internationaux de pétrole.

Cette dépendance maintenue au fioul, (et accessoirement à l’interconnexion avec le marché européen d’électricité qui a répondu à plus de 5% de la demande nationale en 2023 contre 4,4% en 2022), en plus de son coût, questionne aussi bien sur la planification de capacité alternatives que sur les retards de déploiement de la transition énergétique.

Le gaz manque encore

En effet, les principales stations de fioul sont celles de Mohammédia et Kénitra. Elles sont toutes les deux capables de fonctionner au gaz, tout comme d’ailleurs d’autres plus modestes (Tit Mellil, Tan-Tan, etc.). Or, le retard de la mise en place de la stratégie gazière fait qu’elles ne sont raccordées ni au gazoduc Maroc-Europe qui permet le fonctionnement des stations à gaz de Ain Beni Mathar et Tahaddart, ni à un terminal de regazéification de type flottant, une solution évoquée depuis au moins dix ans maintenant.

Ce retard à des conséquences financières et stratégiques énormes. En effet, au moment où le Maroc a subi le brutal arrêt d’approvisionnement de gaz de la part de son fournisseur historique, l’Algérie, ces centrales de back up ont tourné à plein régime au… fioul ou au diesel. Une situation conjuguée à l’inflation mondiale qui a explosé les comptes de l’Office.

On le voit clairement sur le graphe de l’ANRE avec une subite augmentation de la production d’électricité venant de ces deux sources d’énergies cette année-là, alors que le recours au fioul a progressivement diminué depuis 2017, avec l’entrée en production de la station à charbon de Safi et l’augmentation relative de la part des énergies renouvelables.

On le voit aussi au niveau des chiffres de l’ONEE. La production électrique venant directement des centrales de l’ONEE sur l’ensemble de l’énergie appelée est passée de 21,4% en 2021 à 24,5% en 2022, avant de revenir à 21,4% en 2023, et ce, malgré l’augmentation des capacités renouvelables. On le voit enfin sur ses comptes financiers.

Le lancement de nouveaux appels d’offres pour l’achat de fioul et de gasoil pour les stations dites « peacker » ou de pointe de l’ONEE, montre que ce qui doit être une solution d’urgence et de stabilité du réseau reste encore cette année une solution de base. Et que les surcoûts et risques y afférents vont continuer encore un temps, d’autant plus que la croissance de la demande électrique s’affirme au cours des dernières années, avec une moyenne de 4% annuellement entre 2010 et 2023.

Un constat reconnu par notre source avec des nuances toutefois. « Nous allons continuer à voir une augmentation de la production d’énergie renouvelable sur les prochaines années, avec déjà 25% de la production nationale en 2024 contre 22% en 2023. Et avec l’entrée en fonction des stations solaire Noor Midelt entre 2026 et 2027, ainsi que les capacités éoliennes nouvelles, cette part grandira. L’usage du gaz se développera aussi pour accompagner l’intermittence avec la nouvelle centrale Al Ouahda, ainsi que le raccordement de la centrale Kénitra au réseau gazier à horizon 2026-2027. Mais, il est sûr que le retard du cadre règlementaire concernant le gaz a largement impacté la mise en place de solutions avec ces technologies ».

En l’absence de pluie (hydroélectricité), et avec l’augmentation de la consommation et l’apparition de nouveau besoin comme le dessalement d’eau de mer et des industries plutôt consommatrices d’électricité comme celles des batteries pour voitures électriques, la pression sur le réseau électrique va se maintenir avec des solutions de plus en plus limitées, nécessitant l’accélération de l’installation de nouvelles capacités.

En leur absence, la dépendance au fioul aura encore de beaux jours devant elle et, avec elle, son énorme coût écologique et financier supporté par le contribuable via l’ONEE. Son déficit est estimé en 2024, selon les documents accompagnant la loi de finances 2025, à 7,32 MMDH, malgré près de 11 MMDH injectée entre recapitalisation, avances et dotations par l’Etat octroyées cette année.

Autant de moyens en moins pour décarboner plus rapidement le mix électrique national et investir massivement dans les technologies du futur.

Leila Benali : la capacité de stockage des produits pétroliers au Maroc a atteint 3 millions de m3

Leila Benali a présenté ce mardi 5 novembre le projet du budget sectoriel pour l’année financière 2025 devant la Commission des Infrastructures de Base, de l’Énergie, des Mines, de l’Environnement et du Développement Durable à la Chambre des Représentants.

Selon le document de la présentation consulté par Médias24, la capacité totale de stockage des produits pétroliers au Maroc atteint environ 3 millions de m3, répartis en deux catégories principales : les produits pétroliers liquides et les gaz de pétrole liquéfié. Le stockage des produits pétroliers liquides représente 2,2 millions de m3, dont 90 % sont connectés aux ports, tandis que les gaz de pétrole liquéfié occupent une capacité de 799.000 m3, avec 91 % connectés ports.

Les 3 millions de m3 de capacité de stockage sont ventilés comme suit :

Par rapport à la capacité de stockage en jours de consommation par type de produit. Il apparaît que :

Depuis le début du mandat gouvernemental, de nouveaux projets de stockage ont été lancés, atteignant des capacités de plus d’1 million de m3, avec un investissement avoisinant 2,8 milliards de DH, rappelle le gouvernement.

Pour la fin de l’année 2024, des projets en cours devraient permettre d’augmenter les capacités de stockage de 69.000 m3, nécessitant un investissement de 204 millions de DH.

Pour la période 2025-2026, des projets d’extension prévoient enfin la réalisation de capacités de stockage additionnelles de 470.000 m3, avec un investissement de 1,7 milliard de DH, conclut-on.

 

Entre tensions et coupes de production, le cours du Brent dépasse les 90 dollars

Depuis le lancement des attaques par drones ukrainiens sur les raffineries russes, une série d’événements cruciaux ont secoué le marché mondial du pétrole. En réponse à ces attaques, les Russes ont immédiatement réduit leur production et leurs exportations de pétrole, entraînant une réaction en chaîne sur les marchés.

Cette réduction de l’offre a été rapidement ressentie sur le marché, se traduisant par une augmentation significative des prix du pétrole. Cette tendance a été observée avant même que les prix ne franchissent la barre des 90 dollars le 4 avril, marquant ainsi une première depuis octobre 2023.

Source : Bloomberg

Dans une interview avec Bloomberg Television, Natasha Kaneva, responsable de la stratégie mondiale des matières premières chez JPMorgan, estime que cette hausse pourrait ne pas être temporaire et que le prix du Brent pourrait grimper jusqu’à 100 dollars le baril d’ici le mois d’août, soulignant ainsi les enjeux majeurs qui pèsent sur le marché pétrolier mondial.

Par ailleurs, la déclaration du Premier ministre israélien Benjamin Netanyahu lors d’une réunion du cabinet de sécurité, annonçant que son pays prendrait des mesures contre l’Iran et ses alliés, et qu’il porterait préjudice à ceux qui cherchent à lui nuire, a suscité une réaction.

L’implication directe de l’Iran dans le conflit pourrait entraîner d’importantes perturbations des approvisionnements mondiaux en pétrole, étant donné que le pays est régulièrement classé parmi les dix plus grands producteurs mondiaux.

Rebecca Babin, négociatrice principale en énergie chez CIBC Private Wealth, explique que « le marché pétrolier évalue les risques géopolitiques accrus à la suite d’un appel entre Biden et Netanyahu, qui s’est terminé par des remarques provocantes. » Elle ajoute que le marché anticipe la réaction de l’Iran à l’attaque israélienne contre le consulat iranien en Syrie et redoute une nouvelle escalade des tensions. Bien que les approvisionnements en pétrole ne soient pas directement menacés, « la crainte de l’inconnu » maintient les traders en état d’alerte.

En outre, les réductions de production de l’OPEP et de ses partenaires, qui contrôlent plus de 35% des approvisionnements mondiaux en pétrole, restreignent les approvisionnements alors que la demande mondiale reste forte, ce qui contribue à la hausse des prix. Selon le communiqué de l’OPEP, relatif à la réunion tenue le mercredi 3 avril, le comité n’a pas recommandé de modification aux réductions de production en cours, maintenant ainsi hors ligne 2 millions de barils par jour de production jusqu’à fin juin.

Les tensions croissantes au Moyen-Orient ont renforcé les contrats à terme cette semaine, après que l’Iran a promis de venger une frappe aérienne israélienne sur son ambassade en Syrie, ayant entraîné la mort d’un haut commandant militaire.

SDX Energy : ce que nous dit le CEO sur la réorientation de l’entreprise vers le Maroc

SDX Energy, la société pétrolière et gazière basée à Londres, a annoncé, le 27 octobre, une réorientation majeure de sa stratégie d’entreprise. Il y a, d’un côté, le désengagement du marché égyptien et, de l’autre, la transformation de la société en un producteur hybride de gaz et d’énergies renouvelables concentré sur le Maroc. 

À l’origine de cette nouvelle orientation, “un profond remaniement dans le management de l’entreprise, au Maroc et en Angleterre”, nous explique le nouveau CEO, Daniel Gould, aux manettes de SDX Energy depuis mai 2023.

“Nous avons au Maroc un excellent portefeuille de fournisseurs avec lesquels nous souhaitons développer davantage de collaborations et offrir d’autres services”, poursuit-il. 

SDX Energy fournit du gaz à plusieurs acheteurs situés dans la zone industrielle de Kénitra, dans le Gharb, région où elle exploite un gisement et poursuit son exploration.

L’entreprise compte donc développer son activité gaz tout en se diversifiant dans les énergies renouvelables.

L’exploration et la production gazière et les énergies renouvelables sont deux univers complètement différents, avec des réglementations spécifiques.

SDX Energy relèvera-t-elle le défi et surtout a-t-elle les moyens de ses ambitions au regard d’une situation financière peu reluisante ?

L’entreprise a essuyé des “pertes conséquentes” liées à ses activités au Maroc et en Egypte. Son chiffre d’affaires annuel pour l’année 2022 est en baisse de 19% par rapport à l’année précédente, passant de 53,9 millions de dollars à 43,8 millions de dollars, “en raison de l’augmentation des coûts d’exploitation et des coûts de vente”. 

Les actions de la société sont d’ailleurs en chute en bourse depuis cinq ans. Quant aux contrats clients, SDX Energy avait annoncé le non-renouvellement d’un contrat client arrivé à expiration au Maroc.

Clairement en difficulté depuis quelques années dans les deux pays, pourquoi le junior britannique choisit-il de se retirer de l’Egypte et de se concentrer sur le Maroc ?

“En Égypte, nos défis sont externes, ce qui signifie que nous ne les contrôlons pas. En revanche, au Maroc, les problèmes soulevés sont dus à des erreurs en interne, des décisions injustifiées sur les opérations et la croissance”, explique Daniel Gould.

« L’Égypte a mis en place des contrôles de capitaux très rigoureux nous empêchant d’utiliser les bénéfices que nous réalisons là-bas dans d’autres pays. Ces contrôles de capitaux sont un défi pour nous, qui n’est plus soutenable”.

Toutefois, au Maroc, “les performances financières décevantes étaient dues à des erreurs de gestion de SDX”. “Ce ne sera plus le cas maintenant avec la nouvelle équipe de Londres et du Maroc”, rassure-t-il.

“Nous avons aujourd’hui une feuille de route claire et nous allons tout faire différemment. Un business plan et une stratégie d’investissement très différents. Nous savons où nous mettons les pieds et les investisseurs verront des étapes concrètes “, assure le CEO. 

Une feuille de route, trois étapes clés

Selon Daniel Gould, la nouvelle stratégie de l’entreprise a pour devise : « Faire plus avec ce que nous avons, et faire du secteur énergétique marocain notre priorité à court et moyen terme ». Elle repose sur trois étapes stratégiques.

La première consiste en la « focalisation sur le forage et l’expansion de l’infrastructure de transport de gaz existante ». La deuxième a trait à « la production hybride avec des contrats de prélèvements de gaz déjà existants ». 

Enfin, la troisième étape prévoit le développement et l’expansion de l’offre autour des initiatives d’énergies renouvelables. 

Dans le détail, Daniel Gould nous explique qu’il est question, dans un premier temps, d’étendre les activités de SDX Energy pour produire davantage de gaz. Il s’agit d’élargir l’infrastructure de transport de gaz existante pour faciliter les importations de gaz d’Espagne via le gazoduc Maghreb-Europe (GME), afin de “diversifier l’approvisionnement en gaz dans la région de Kénitra”.

Ensuite, « il s’agit de réorienter nos activités dans les énergies renouvelables et d’être en mesure de vendre à nos clients, non seulement du gaz à usage industriel, mais aussi de l’électricité, soutenant ainsi l’objectif du gouvernement quant à la transition énergétique”.

Les énergies renouvelables, le leitmotiv de SDX Energy

L’entreprise aspire à une intégration progressive dans le secteur des énergies renouvelables, un secteur dans lequel elle n’a visiblement pas d’expertise. 

Interrogé sur les compétences de la société pétrolière et gazière dans le domaine des énergies renouvelables, Gould répond : “Nous ne prévoyons pas de devenir des experts dans chaque secteur. Il est impossible de construire une expertise à si court terme. Je suis ouvert à différentes formes de partenariats, essentiellement à la création de projets en collaboration avec d’autres entreprises, qui sont actuellement en cours”.

Daniel Gould confie avoir “eu des discussions avancées avec des partenaires nationaux et étrangers qui ont une expertise technique et financière en énergies renouvelables”.

Il n’a toutefois pas voulu révéler leur identité, garantissant que “dans les trois à six prochains mois, nous pourrons annoncer des partenariats solides illustrant comment SDX compte concrétiser sa stratégie”.

Comment SDX compte-t-elle concrétiser ses ambitions ?

Le CEO nous apprend que l’entreprise prévoit des activités de forage supplémentaires au Maroc en 2024. “Le financement de ces initiatives est prévu via un accord de paiement anticipé”.

Rappelons que SDX avait conclu un accord non contraignant avec Dika Morocco Africa (DMA), filiale de la société chinoise Citic Dicastal, concernant le prépaiement des livraisons de gaz SDX au Maroc . 

À cet effet,  SDX avait reçu un prépaiement de 1,9 million de dollars en octobre dernier. Un autre accord, actuellement en cours de négociation entre les deux sociétés, devrait être finalisé, et les fonds débloqués d’ici le début de l’année 2024, indique Daniel Gould.

Ces fonds permettront de concrétiser l’ambition de SDX Energy quant à sa transformation en un acteur hybride intégré dans le secteur des énergies renouvelables. Ils seront alloués, dans un premier temps, au financement d’un programme de forage de différents puits, avant l’expansion verticale prévue par l’entreprise à moyen terme.

“Notre sortie de l’Egypte devrait constituer un élément important pour fournir de la liquidité à l’expansion marocaine”, souligne Daniel Gould.

Le pétrole s’effondre à l’international : quel impact sur les prix à la pompe au Maroc ?

Sur le marché du pétrole, les données économiques de plus en plus négatives semblent avoir pris le dessus sur les données géopolitiques. Naviguant en juillet dernier sous les 80 dollars, l’or noir avait connu une forte hausse entre août et octobre pour approcher les 100 dollars, poussé par la reprise de l’économie chinoise et par la forte demande anticipée sur le marché, ainsi que par les coupes de production décidées par les pays de l’OPEP+, la Russie et l’Arabie saoudite à leur tête. Une tendance que la guerre de Gaza a amplifiée ; tout conflit au Moyen-Orient, région riche en hydrocarbures, poussant logiquement les prix du baril à la hausse.

Ce contexte défavorable pour les pays importateurs a favorisé une hausse générale des prix à la pompe. Au Maroc, six hausses successives ont été opérées sur cette période, plaçant les prix du gasoil à plus de 14 dirhams le litre, et ceux de l’essence autour de 15,50 dirhams.

Des prévisions économiques moroses derrière la baisse des prix

Ce trend haussier a été cassé depuis le début du mois de novembre. Grâce d’abord à la baisse des inquiétudes quant à un risque de contagion du conflit israélo-palestinien à toute la région. Mais surtout depuis que la Chine a publié, en ce début de semaine, ses données économiques à fin octobre. Des chiffres qui montrent que l’économie chinoise n’est pas aussi dynamique que les investisseurs le pensaient, avec notamment un recul de 6,4% sur un an des exportations. Or, les exportations sont historiquement un levier de croissance clé pour la deuxième puissance économique mondiale. Et la croissance du premier pays importateur de brut au monde est déterminante pour la demande mondiale de pétrole.

Cette situation en Chine, qui n’incite pas à l’optimisme, vient se conjuguer aux inquiétudes liées aux économies européennes, autres gros consommateurs de pétrole. L’Allemagne, première économie de l’Union européenne, a également publié des chiffres peu réjouissants sur sa production industrielle, qui affiche un recul sur un de 3,7%.

Ce qui augure une fin d’année morose pour l’économie mondiale, et donc une baisse certaine de la demande sur le pétrole. C’est donc un rééquilibrage de la demande et de l’offre mondiale qui est à l’origine de la baisse des prix du baril et des produits raffinés, que le Maroc importe en se basant sur les prix FOB de Rotterdam.

Ces derniers, qui impactent directement les prix à la pompe, s’inscrivent également dans cette même tendance baissière. Exemple du Gasoil Fob pour Rotterdam : après avoir atteint un pic de 1.010 dollars la tonne le 8 septembre, ce produit se négocie, à l’heure où ces lignes sont écrites, à moins de 800 dollars la tonne, soit pratiquement le niveau de juillet dernier. Logiquement donc, toutes les hausses de prix opérées depuis l’emballement des prix du baril et des produits raffinés cet été devraient être effacées dans les prochains jours. À moins que cette baisse des prix ne soit que passagère et que de nouvelles données ne viennent interrompre le trend baissier.

La baisse des cours ne sera pas durable, mais les prix à la pompe vont s’alléger

C’est ce que craint justement un trader consulté par Médias24. « La baisse actuelle ne sera pas durable dans le temps, car les pays de l’OPEP+ ne laisseront pas le marché tomber encore plus bas. Une hausse est prévue dans les prochains jours, en anticipation de la prochaine réunion des pays exportateurs prévue le 26 novembre. On sait d’ores et déjà ce qui va être décidé, puisque la Russie et l’Arabie saoudite ont annoncé ce week-end qu’elles maintiendraient leur baisse de production et d’exportation jusqu’à la fin de l’année. »

« Cela étant dit, les prix ne reviendraient pas à leur niveau du mois d’août ou de septembre (entre 90 et 100 dollars, ndlr). Les prix du pétrole et des hydrocarbures connaissent toujours une augmentation en été en raison de la hausse de la demande. Cette année, cette hausse a été amplifiée par l’optimisme quant à l’évolution de l’économie chinoise, chose qui ne s’est pas vérifiée si l’on se fonde sur les dernières données économiques publiées par Pékin. Il faut donc anticiper une hausse du prix du baril, mais celle-ci ne devrait pas être importante… Le pétrole devrait osciller entre 80 et 90 dollars au maximum d’ici la fin de l’année », estime notre expert.

Comment tout cela se répercutera-t-il sur les prix à la pompe au Maroc ? Selon notre interlocuteur, une baisse sera certainement opérée dans les prochains jours, reflétant la détente des cours à l’international. Surtout, précise-t-il, que la parité dollar-dirham est plus favorable qu’il y a trois mois.

« On ne devrait pas revenir aux niveaux des prix de juillet, car entre-temps, les opérateurs ont constitué des stocks à des prix forts. Il leur faudra du temps pour écouler ces stocks, et la baisse ne sera donc pas calquée sur celle des produits raffinés ou du brut. On descendra au mieux d’ici décembre à 13,50 dirhams le litre pour le gasoil (contre plus de 14 DH actuellement). Les prix vont ensuite se stabiliser autour de ce niveau, au vu de la petite hausse qui est prévue sur le marché du pétrole d’ici la fin de l’année », estime notre source.

Ces prévisions sont bien sûr soumises à beaucoup de prudence ; car si l’on est sûr du fléchissement de la demande mondiale qui sera un peu contrebalancée par les coupes de production, personne ne peut prévoir la suite des événements au Moyen-Orient. Un embrasement de la situation peut pousser les cours du baril à un nouveau record. Un cessez-le-feu peut en revanche calmer les marchés et produire une pression à la baisse sur les prix.

Les cours du pétrole s’envolent (+4%)

Le prix du baril de Brent de la mer du Nord a bondi de 4,7% à 86,65 dollars. Quant au baril de West Texas Intermediate (WTI) américain, il était en hausse de 4,5% à 88,39 dollars au début des échanges sur les places asiatiques.

L’attaque surprise et la déclaration de guerre dimanche d’Israël au mouvement palestinien a déjà fait plus de 1.100 morts et une nouvelle montée des tensions est redoutée au Proche-Orient.

« Ce qui est déterminant pour les marchés est de savoir si le conflit reste contenu ou s’étend à d’autres régions, en particulier à l’Arabie saoudite », ont déclaré Brian Martin et Daniel Hynes, analystes chez ANZ.

« Dans un premier temps au moins, les marchés semblent penser que la situation restera limitée en termes de portée, de durée et de conséquences sur les prix du pétrole. Mais on peut s’attendre à une plus grande volatilité. »

Cette crise survient alors que les prix du pétrole sont déjà élevés en raison des inquiétudes engendrées par une baisse de production de la Russie et de l’Arabie saoudite.

Elle suscite également des craintes sur ses conséquences sur l’inflation. La hausse des coûts de l’énergie est une des principales causes de la flambée des prix actuelle.

 Baisse de la production maintenue

Le WTI et le Brent, les deux références mondiales, ont d’abord progressé brièvement de plus 5% sur les places asiatiques avant de redescendre sous cette barre.

Stephen Innes, de SPI Asset Management, a cependant mis en garde, estimant que l’histoire a montré « que les prix du pétrole ont tendance à enregistrer des gains durables après les crises au Moyen-Orient ».

Vendredi, les cours du pétrole avaient terminé en petite hausse à New York, ne profitant qu’à la marge du retour de l’appétit pour le risque, compensé par la persistance des inquiétudes sur la demande mondiale et la levée partielle des restrictions imposées par la Russie à l’exportation du gazole.

Par ailleurs, la semaine dernière, un panel de l’Organisation des pays exportateurs de pétrole et de leurs alliés (Opep+) a recommandé de maintenir la stratégie actuelle de baisse de production, renforcée par les coupes saoudiennes et russes, dans le but de soutenir les cours.

Elle a également salué « les efforts de l’Arabie saoudite », cheffe de file du groupe, qui réduit volontairement sa production d’un million de barils par jour depuis juillet.

Le ministère saoudien de l’Energie a confirmé la poursuite de cette mesure jusqu’à fin 2023.

La production du royaume devrait donc s’élever à environ 9 millions de barils par jour pour les mois de novembre et décembre, est-il précisé.

La Russie, autre poids lourd de l’Opep+, maintient elle aussi la diminution de ses exportations de l’ordre de 300.000 barils par jour jusqu’à décembre, a indiqué le vice-Premier ministre Alexandre Novak.

Ces décisions s’ajoutent aux baisses instaurées depuis début mai et en vigueur jusqu’à fin 2024 par neuf pays, dont Ryad, Moscou, Bagdad ou encore Dubaï, pour un total de 1,6 million de barils quotidiens.

Les revenus de la cote ont progressé de 13,8% en 2022 à 288 MMDH

Dans une note diffusée le mercredi 1er mars, la société de recherche M.S.IN a publié une analyse de l’évolution des revenus de la cote en 2022. Elle fait ressortir une hausse de 13,8% du chiffre d’affaires global des sociétés cotées à 288,4 MMDH par rapport à 2021. Une amélioration qui a principalement résulté d’un effet prix, indique la société de recherche.

Cette hausse a été marquée par plusieurs facteurs, notamment dans un contexte de guerre en Ukraine ayant entraîné une flambée des matières premières, une campagne agricole marquée par des conditions climatiques tendues et une appréciation de la parité USD/EUR qui a négativement impacté le taux de change du dirham.

La note s’intéresse également aux secteurs qui tirent cette hausse de revenus en 2022. En première position, le secteur Pétrole et Gaz, qui a le plus contribué à la hausse du chiffre d’affaires global à hauteur de 26,3%, avec une progression de 9,2 MMDH, tirée par TotalEnergies Marketing Maroc (+6,8 MMDH) et Afriquia Gaz (+2,4 MMDH).

Suit le secteur de l’électricité avec Taqa Morocco, qui affiche des revenus en hausse de 74%, soit 5,8 MMDH. Puis le secteur agroalimentaire, poussé par l’effet prix, avec une hausse de 4,4 MMDH de revenus ou 25,4%. Ce dernier a été porté par Lesieur Cristal, dont les revenus ont progressé de 41,66% ou 2 MMDH.

Analyse. Le mythe de la puissance algérienne

A y voir de plus près, en dehors des ressources naturelles, elle n’a aucun des fondamentaux qui lui permettent de prétendre au rang de puissance, que ce soit sur le plan économique ou militaire.

En géopolitique, la puissance d’un Etat s’évalue par sa capacité à contraindre et à influer sur la politique d’autres Etats. La puissance militaire y joue pour beaucoup, mais pas seulement, il faut aussi prendre en compte la puissance économique, démographique, diplomatique, culturelle, du renseignement, de la technologie et des infrastructures.

Pour la première fois, le PIB par habitant marocain dépasse l’algérien

Sur le plan économique, l’Algérie se voit déjà comme un pays émergent. En novembre dernier, elle avait exprimé la volonté de rejoindre les BRICs, ces cinq pays émergents que sont le Brésil, la Russie, l’Inde, la Chine et l’Afrique du Sud.

Mais à la différence de ces pays émergents, son PIB est loin de connaître une croissance soutenue. Au contraire, il reste fortement dépendant du cours du pétrole et du gaz naturel. Ainsi, le PIB était de 214 milliards de dollars en 2014, avant de retomber à 163 milliards en 2021. La situation devrait s’améliorer en 2022 avec la hausse des cours. En 2021, les PIB du Maroc et de l’Algérie ne sont pas si éloignés. Ci-dessous, les données de la Banque mondiale :

Le PIB des trois pays du Maghreb central, de 1960 à 2021 (Banque mondiale).

PIB par habitant des trois pays du Maghreb central, de 1960 à 2021 (Banque mondiale).

En 2021, selon les chiffres de la Banque mondiale, et pour la première fois depuis son indépendance, le PIB par habitant de l’Algérie passait légèrement en-dessous de celui du Maroc.

Pourtant, en 2012, ce même PIB par habitant algérien représentait presque le double de celui du Maroc. Même si la croissance économique marocaine sur cette décennie était relativement faible, elle était assez régulière. Alors qu’en Algérie, le PIB évoluait en dents de scie, en fonction des seules variations du cours des hydrocarbures.

La variation du cours de change du dinar algérien par rapport au dollar y est également pour quelque chose. Sur ces dix ans, entre 2012 et 2022, le dinar a été dévalué de près de 42%. Cela s’explique en grande partie par la détérioration des réserves de change algériennes.

De 200 milliards de dollars en 2014, ces réserves ont fondu au fil des années, jusqu’à connaître un crash au début de la crise pandémique, avant de se redresser avec la hausse du prix du pétrole et du gaz en 2022. Elles étaient estimées à 60 milliards de dollars en décembre dernier par la Banque centrale algérienne.

L’économie algérienne n’a toujours pas réussi son sevrage des hydrocarbures

Le cours moyen du baril du Brent est passé, lui, de 70 dollars en 2021 à 100 dollars en 2022. De quoi relancer les ambitions de puissance militaire algériennes. Le gouvernement, dont Saïd Chengriha, chef d’état-major de l’armée, est aussi le ministre de la Défense, a adopté une loi de finances pour 2023 qui prévoit de porter la dépense militaire à 12% du PIB, le taux le plus haut au niveau mondial.

Même des pays en guerre ou sous grande menace d’invasion n’ont jamais osé atteindre un niveau de dépenses aussi élevé. L’argent des hydrocarbures, celui du peuple algérien, est dilapidé dans un armement qui ne lui servira probablement jamais. Alors que l’économie a grandement besoin de diversification, le gouvernement algérien ne trouve rien de mieux à faire que d’acheter des armes.

Que dira ce régime militaire à son peuple en voyant des Etats du Golfe, tels que les Emirats arabes unis ou le Qatar, qui sont en passe de réussir leur transition vers une économie moderne et diversifiée, avec une croissance importante et soutenue ?

Près de 90% des exportations algériennes sont toujours liées aux hydrocarbures. Rien n’a pu changer cette situation malgré la succession des gouvernements et la multiplication des stratégies. L’année 2022 a connu l’adoption d’un nouveau Code de l’investissement qui a fait tomber la règle des 51/49, considérée comme rédhibitoire vis-à-vis des investisseurs étrangers.

Cette mesure sera-t-elle suffisante pour mettre en confiance les investisseurs étrangers, qui ont une mauvaise image du pays, notamment à cause des expériences passées ? Ce 22 janvier, Naguib Sawiris, le richissime investisseur égyptien qui détenait l’opérateur télécom Djezzy, revenait dans un tweet sur son amère expérience en Algérie.

Le gaz naturel comme outil d’influence

L’estimation du cours du pétrole en 2023 est de 90 dollars, avec une tendance baissière alimentée par les prévisions de récession dans les économies développées. Mais le pays pourra compter sur la hausse des prix du gaz, car il ne faut pas l’oublier, l’Algérie est d’abord un pays gazier.

L’Europe, qui est confrontée à la crise énergétique causée par les répercussions de la guerre en Ukraine, cherche d’autres sources d’approvisionnement en dehors de la Russie. Naturellement, l’Algérie figure parmi les options les plus proches qui se présentent à l’Europe. Or, le pays ne peut augmenter ses capacités qu’à des proportions très limitées.

Elle en a alors fait une arme de négociation pour faire plier les Européens. L’Italie est le pays qui en a profité le plus. Il faut dire que la relation entre la compagnie italienne ENI et la Sonatrach algérienne est très ancienne. La cheffe du gouvernement d’extrême droite Giorgia Meloni est d’ailleurs en visite actuellement en Algérie pour renforcer ce partenariat.

A l’inverse, l’Algérie a utilisé le gaz comme outil de représailles avec le gouvernement espagnol, qui a conduit à un revirement stratégique dans sa position vis-à-vis du Sahara marocain. En coupant le gazoduc Maghreb-Europe, les capacités d’export se trouvaient de facto limitées. L’Espagne, qui a fortement investi dans ses infrastructures d’accueil du gaz naturel liquéfié (GNL), en est moins dépendante, mais cela a montré à quel point l’Algérie pouvait être agressive avec ses partenaires quand il s’agit de nuire à son voisin de l’Ouest.

Le mirage de la puissance militaire

Si les dirigeants algériens se prennent à rêver de leur hégémonie au niveau régional, c’est qu’ils ne cessent de surfer sur l’illusion de la puissance militaire. Or, cette supériorité algérienne revendiquée au niveau militaire, de l’avis de plusieurs spécialistes, n’est que quantitative. Elle est loin d’être réelle.

L’expérience russe en Ukraine a démontré encore une fois à quel point les opérations militaires de grande envergure étaient difficiles à mener dans le monde d’aujourd’hui, même quand le rapport de force est totalement inégal. Rares sont les armées dans le monde qui peuvent mener des actions militaires sur plusieurs fronts et à une large échelle. L’armée algérienne n’est sûrement pas l’une d’entre elles.

Ce mythe de la puissance régionale sert finalement au régime à se légitimer en jouant sur la fibre nationale. Mais il ne faut pas sous-estimer la bêtise humaine : les idées destructrices de revanche sur le passé peuvent conduire à des catastrophes, comme cela a souvent été le cas dans l’histoire.

Dans une interview au magazine français Le Point, le président Emmanuel Macron, en parlant de la détérioration des relations entre les deux pays, reconnaissait qu’il y avait une « volonté de guerre chez certains », estimant toutefois que c’était improbable tellement c’est irrationnel.

Quoi qu’il en soit, les chiffres et les données objectives montrent bien que la puissance algérienne est un mythe et qu’elle est survendue.

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