Pourquoi les raffineurs asiatiques rechignent à charger le pétrole saoudien à Yanbu

La stratégie d’exportation de Saudi Aramco pour septembre 2026 ne repose plus sur un simple trajet entre un terminal saoudien et un client asiatique. Le groupe combine les chargements à Yanbu, le pipeline égyptien SUMED et le terminal méditerranéen de Sidi Kerir, tout en négociant directement certains approvisionnements en dehors des principaux goulets d’étranglement maritimes. Les barils continuent de circuler, mais leur coût réel dépend désormais davantage du trajet, du calendrier et du niveau de risque que du seul prix officiel.

Pourquoi Yanbu inquiète les acheteurs asiatiques

Yanbu permet à l’Arabie saoudite d’acheminer vers la mer Rouge le pétrole extrait dans l’est du pays grâce à l’oléoduc East-West. Mais les cargaisons destinées à l’Asie restent généralement exposées à la mer Rouge et au détroit de Bab el-Mandeb, où les attaques et les menaces des Houthis ont rendu les armateurs plus prudents.

Le comportement des pétroliers illustre cette inquiétude. Selon des analystes, les récents chargements à Yanbu ont été effectués « dans le noir » : les navires ont désactivé leurs systèmes de suivi afin de réduire leur visibilité. Les estimations des volumes chargés à Yanbu varient par ailleurs fortement selon les fournisseurs de données, signe que le suivi de ces échanges est devenu particulièrement difficile.

Pour un raffineur, la question n’est donc pas seulement de savoir si le pétrole peut être chargé. Il faut aussi trouver un navire prêt à effectuer le trajet, intégrer les coûts de sécurité et de fret, anticiper d’éventuels retards et composer avec une date d’arrivée incertaine. Ces contraintes peuvent annuler l’intérêt d’un baril vendu avec une remise.

Une remise de 2 dollars ne suffit pas à calculer le prix final

Aramco a fixé le prix officiel de vente de son Arab Light pour l’Asie en septembre à 2 dollars par baril sous la référence Oman/Dubaï. Il s’agit du niveau le plus bas depuis 2020, une réduction destinée à soutenir la demande dans un marché perturbé.

Mais ce prix officiel ne représente qu’une partie du calcul du raffineur. Une cargaison chargée depuis un autre port peut entraîner des frais différents de transport, de manutention et de planification. L’acheteur doit donc comparer le coût total rendu — et pas seulement la décote par rapport à l’indice de référence — avec celui d’un autre pétrole ou avec le coût d’un renoncement à son allocation mensuelle.

C’est ce qui explique les demandes de remises supplémentaires formulées par les raffineurs pour les cargaisons acheminées par des itinéraires alternatifs. Aramco envisageait également un prix officiel distinct pour le pétrole expédié depuis Sidi Kerir, car un chargement depuis la Méditerranée ne présente pas les mêmes caractéristiques logistiques qu’une livraison classique depuis le golfe Persique.

Sidi Kerir réduit le risque, mais allonge fortement le trajet

L’Arabie saoudite peut faire transiter son pétrole par l’Égypte via le système SUMED, puis le charger à Sidi Kerir, sur la côte méditerranéenne. Cette solution évite la partie la plus exposée de la mer Rouge. Les exportations saoudiennes via la route de Suez ont augmenté de 106 % en une semaine, à 1,06 million de barils par jour, après l’annonce de l’embargo maritime, tandis que les exportations via Bab el-Mandeb sont tombées à zéro pendant la période observée par Kpler.

L’alternative n’est toutefois pas sans inconvénients. Un pétrolier partant de Méditerranée vers l’Asie peut devoir contourner l’Afrique plutôt que franchir Bab el-Mandeb. Le directeur général d’Aramco a indiqué que cette route pouvait ajouter 20 à 25 jours au voyage. À la clé : un fret plus élevé, davantage de capitaux immobilisés dans les stocks en mer et une planification moins fiable pour les raffineries.

Les données de Kpler citées par CNBC montrent que les exportations depuis Sidi Kerir ont plus que doublé en août, pour atteindre environ 2,3 millions de barils par jour contre près d’un million en juillet. La majeure partie de cette hausse serait attribuable au pétrole saoudien.

Des consignes différentes selon les pays acheteurs

Les arrangements de septembre ne sont pas identiques dans toute l’Asie. Aramco aurait demandé à des raffineurs japonais et sud-coréens de récupérer certaines cargaisons à Sidi Kerir, tandis que la plupart des transformateurs chinois, taïwanais et indiens auraient été invités à les charger à Yanbu.

Cette répartition semble relever de négociations propres à chaque client plutôt que d’une politique régionale uniforme. Chaque raffineur dispose d’un accès différent aux pétroliers, de contrats et d’installations portuaires spécifiques, ainsi que d’une tolérance variable au risque et aux délais. Aramco a aussi négocié d’autres solutions, notamment la livraison de certains barils d’Arab Medium et d’Arab Heavy par transbordement de navire à navire au large de Fujairah, aux Émirats arabes unis.

Un contrat à terme ne garantit pas nécessairement que chaque allocation mensuelle sera levée quelles que soient les conditions. Selon les informations disponibles, au moins un raffineur pourrait renoncer à son allocation de septembre si le coût du transport depuis Sidi Kerir, autour de l’Afrique, devenait trop élevé.

Ce que cette crise révèle sur Aramco et le marché pétrolier

Le réacheminement des cargaisons montre la différence entre la capacité d’exportation de l’Arabie saoudite et le fonctionnement normal de ses exportations. Aramco affirme que les tentatives des Houthis de perturber le trafic en mer Rouge n’ont pas réduit sa capacité d’exportation. Le groupe a également accru les flux de l’oléoduc East-West vers Yanbu, dont la capacité annoncée est de 7 millions de barils par jour.

Mais maintenir cette capacité exige désormais des itinéraires plus longs, des allocations négociées au cas par cas et des mouvements de pétroliers moins visibles. La chaîne d’approvisionnement continue donc de livrer du pétrole, mais avec davantage d’incertitude et une part croissante du risque logistique supportée par les acheteurs.

Les résultats d’Aramco illustrent l’écart entre l’économie d’un producteur et celle d’un raffineur. Le groupe a annoncé un bénéfice net ajusté de 33,4 milliards de dollars au deuxième trimestre, en hausse de 33 % sur un an, la progression des cours du brut ayant plus que compensé l’effet de volumes vendus inférieurs et des perturbations maritimes.

Pour les raffineurs asiatiques, la hausse des cours ne constitue pas la même protection. Ils doivent financer l’achat de leur matière première, la transporter sur de plus longues distances et maintenir leurs unités approvisionnées selon un calendrier précis. Pour septembre, la vraie question n’est donc pas de savoir si le pétrole saoudien est bon marché au port de chargement, mais s’il reste compétitif une fois intégrés le risque de trajet, le fret, les retards et l’assurance.