Aramco multiplie les itinéraires pour continuer à exporter son pétrole

Cette méthode permet de dissocier le chargement initial dans le Golfe de la traversée complète du détroit par un grand navire. Elle reste néanmoins une opération de circonstance : elle exige davantage de navires, de coordination et de précautions, et accroît l’exposition des équipages et des assureurs.

Une stratégie proche de celle d’ADNOC, mais moins structurée

La démarche rappelle le dispositif développé par ADNOC, la compagnie pétrolière nationale d’Abou Dhabi. Dans ce modèle, des navires plus petits effectuent des trajets de navette à travers ou autour de la zone à risque, avant de remettre leur cargaison à de grands pétroliers positionnés à l’extérieur d’Ormuz.

L’opération d’ADNOC aurait déjà transporté plus de 100 millions de barils. Elle est donc plus ancienne, plus mature et davantage systématisée. Le dispositif d’Aramco apparaît, lui, comme une solution sélective et temporaire, et non comme un remplacement complet des exportations habituelles depuis Ras Tanura.

Pourquoi Yanbu ne suffit plus

Au début de la crise, l’Arabie saoudite a redirigé d’importants volumes de brut vers Yanbu grâce à l’oléoduc Est-Ouest, également appelé Petroline. Ce réseau traverse le royaume jusqu’à la côte de la mer Rouge et permet d’éviter géographiquement le détroit d’Ormuz.

Le problème est que le risque réapparaît en mer. Les navires quittant Yanbu doivent traverser la mer Rouge et, pour rejoindre l’Asie, s’approcher du Bab el-Mandeb, au large du Yémen. Des menaces houthies ont déjà conduit des pétroliers chargés de brut saoudien à faire demi-tour ou à modifier leur route. Des chargements récents à Yanbu ont par ailleurs été réalisés avec le système d’identification automatique — l’AIS, qui permet de suivre publiquement la position des navires — désactivé.

Les raffineurs asiatiques, notamment en Chine, à Taïwan et en Inde, se montrent ainsi réticents à venir chercher eux-mêmes les cargaisons à Yanbu lorsqu’il devient difficile de trouver des navires acceptant de naviguer dans cette zone.

Le retour progressif vers Ras Tanura

Face à la dégradation de la route de la mer Rouge, Aramco a repris des chargements depuis des terminaux situés à l’intérieur du détroit d’Ormuz. Des activités de VLCC ont de nouveau été observées autour de Ras Tanura, le principal complexe d’exportation pétrolière saoudien, tandis que d’autres navires attendaient de charger. Des images satellitaires ont notamment montré des superpétroliers amarrés aux installations de Ju’aymah, qui font partie de l’ensemble de Ras Tanura.

Cette reprise ne signifie pas que la situation est revenue à la normale. Aramco a traité certaines allocations de brut pour ses clients asiatiques de septembre au cas par cas, plutôt que selon le calendrier habituel. Les données disponibles indiquent une fiabilité moindre des livraisons et une pression concurrentielle accrue en Inde, mais les informations examinées ne permettent pas de mesurer précisément l’évolution de la part de marché d’Aramco dans ce pays.

Des prix affichés en baisse, mais un coût réel toujours élevé

Aramco a ramené le prix officiel de vente de l’Arab Light destiné à l’Asie à un point bas de six ans pour les cargaisons de septembre : le différentiel a été fixé à 2 dollars sous la moyenne des références Oman-Dubaï.

Ce prix officiel de vente, ou OSP, ne constitue toutefois pas le coût final du pétrole pour le raffineur. Il s’agit seulement du différentiel appliqué au prix de référence du brut. Les acheteurs doivent toujours intégrer :

• des coûts de fret plus élevés ;
• les primes d’assurance et de risque de guerre ;
• des trajets plus longs ou la réorganisation des itinéraires ;
• la pénurie relative de pétroliers ;
• les retards et les difficultés de programmation ;
• le coût et le risque associés à une livraison via Yanbu ou à un transfert STS.

Dans certains cas, les raffineurs indiens demanderaient même une réduction de 5 à 10 dollars par baril pour du brut chargé depuis Sidi Kerir, le terminal méditerranéen relié au réseau saoudien par l’Égypte. Une baisse de l’OSP ne suffit donc pas nécessairement à rendre le brut saoudien moins cher une fois livré à la raffinerie.

Des contournements qui limitent le choc sur les prix du pétrole

Les navettes discrètes, les détours maritimes et la reprise de certains chargements dans le Golfe ont permis de maintenir une partie des flux mondiaux. Ils ont contribué à éviter un choc physique encore plus brutal et ont atténué les scénarios les plus extrêmes de flambée des cours et d’inflation énergétique.

Mais ces solutions ne rétablissent pas la sécurité d’approvisionnement habituelle. Aramco affirme que le conflit a déjà retiré plus de 2,6 milliards de barils du marché mondial depuis février et entraîné une baisse des stocks. Le marché reste donc vulnérable à une nouvelle attaque, à un incident maritime ou à une interruption prolongée dans l’un des deux grands passages de sortie : Ormuz et Bab el-Mandeb.

Les limites des infrastructures de contournement

Les infrastructures terrestres offrent une marge de manœuvre, mais pas une capacité illimitée.

Aux Émirats arabes unis, l’oléoduc reliant les zones de production à Fujaïrah contourne géographiquement Ormuz. Il ne peut cependant pas absorber l’ensemble des exportations de brut du pays, ce qui contraint ADNOC à conserver ses navettes maritimes et ses transferts offshore.

En Arabie saoudite, le réseau Petroline peut acheminer du pétrole vers Yanbu, mais le soulagement effectif dépend du débit de l’oléoduc, de la capacité de chargement des terminaux et du nombre de navires disponibles. La menace sur la sortie de la mer Rouge ajoute une contrainte supplémentaire. Selon Reuters, les volumes de Yanbu se sont approchés de 2 millions de barils par jour pendant la première phase de la diversion, alors que Riyad devait rediriger environ 5 à 6 millions de barils par jour auparavant destinés à passer par Ormuz.

L’Arabie saoudite a également accru ses exportations via le réseau qui traverse l’Égypte jusqu’au terminal méditerranéen de Sidi Kerir. Les volumes auraient dépassé 2,3 millions de barils par jour en août, contre environ 1 million le mois précédent, selon les données citées par CNBC. Cette route évite la zone la plus exposée de la mer Rouge, mais elle allonge les voyages vers l’Asie de 20 à 25 jours par rapport à l’itinéraire via Bab el-Mandeb.

Ce que cela change pour l’offre mondiale et les compagnies pétrolières

La région dispose désormais de plusieurs solutions partielles, mais d’aucune véritable alternative sûre et illimitée. Les flux sont plus fragmentés, les mouvements de navires sont moins transparents lorsque l’AIS est coupé, et les pétroliers, les équipages, les assureurs ainsi que les infrastructures côtières supportent un risque opérationnel plus important.

Pour les raffineurs, la conséquence est une plus grande incertitude sur les dates d’arrivée et un coût livré plus élevé. Pour Aramco et les autres producteurs, la hausse des cours peut soutenir les bénéfices : Aramco a annoncé une forte progression de son résultat dans un contexte de perturbations. Mais cet avantage est partiellement contrebalancé par la limitation des volumes exportables, le renchérissement de la logistique, les rabais commerciaux nécessaires pour conserver les acheteurs et le risque que les clients diversifient durablement leurs approvisionnements.

En résumé, Aramco ne supprime pas les goulets d’étranglement maritimes : elle les contourne temporairement, les répartit entre plusieurs routes et en transfère une partie du coût aux navires, aux assureurs et aux acheteurs asiatiques.