Le 4 octobre, l'OPEP a annoncé que sept pays maintiendraient en novembre 2026 leurs niveaux de production requis de septembre 2026.
Le tableau des niveaux de production requis pour novembre totalise 31.010 millions de barils par jour. Il s'agit de notre addition des sept chiffres, chacun étant publié en milliers de barils par jour.
Le niveau requis pour l'Arabie saoudite est de 10.478 millions de barils par jour, contre 9.949 millions pour la Russie.
Ces chiffres indiquent ce que le groupe exige. Pour les actionnaires de producteurs de pétrole, la question la plus difficile est de savoir combien de brut peut quitter la région et parvenir à un acheteur dans ce cadre.
À nos yeux, la décision de novembre soumet la thèse d'investissement dans les producteurs à l'épreuve des faits. Les voies d'exportation peuvent rouvrir et acheminer davantage de pétrole vers le marché, même si le niveau de production requis reste inchangé.
Si vous avez acheté des actions d'un producteur de pétrole parce que le monde manque de brut, quels chiffres retrouverez-vous dans ses prochains résultats ? Vous y verrez le prix auquel il a vendu son pétrole et les volumes écoulés, une fois que le marché aura absorbé ce que les sept pays auront effectivement livré. Nous voulons que ces ventes confirment la thèse avant de payer une valorisation fondée sur un scénario plus favorable.
Les sept pays reconduisent les niveaux de septembre
Selon le communiqué publié le 4 octobre par l'OPEP, l'Arabie saoudite, la Russie, l'Irak, le Koweït, le Kazakhstan, l'Algérie et Oman se sont réunis à distance. La décision concerne ces sept participants aux précédents ajustements volontaires, et non l'ensemble des producteurs de l'OPEP+.
Le groupe indique qu'il s'efforcera d'assurer le respect intégral de son accord de coopération. Il a également fixé sa prochaine réunion au 1er novembre 2026.
Ni le communiqué ni son tableau ne précisent combien de barils les sept pays ont réellement produits en septembre. Ils ne donnent pas non plus le volume total des exportations effectivement livrées pour ce mois-là ou pour novembre.
Il serait tentant d'entendre que le groupe a maintenu sa production et d'en conclure que le marché recevra le même volume de brut. Mais le communiqué porte sur les niveaux de production requis : il ne fournit ni calendrier d'expédition ni bilan des livraisons.
Si un producteur était en deçà du niveau requis parce qu'une voie d'acheminement était bloquée, sa réouverture pourrait lui permettre de rapprocher sa production réelle de ce même niveau. Si la voie reste bloquée, le maintien de l'objectif ne fait pas arriver une cargaison manquante.
Le tableau de l'OPEP attribue les chiffres les plus élevés à l'Arabie saoudite et à la Russie. Ensemble, elles représentent 20.427 millions de barils par jour de la production requise en novembre, selon notre calcul. Leur capacité à produire et à acheminer du brut est donc déterminante pour le chiffre annoncé par le groupe, sans pour autant nous dire combien chacune expédiera.
Un niveau requis peut rester inchangé alors que les volumes réellement livrés varient. Il nous faudrait une série de données de production datées et des éléments sur les exportations avant de voir dans la décision du jour la preuve d'un équilibre physique précis.
Les arrêts de production échappent à cette décision
Dans ses prévisions pétrolières du 9 septembre, l'Energy Information Administration (EIA) américaine estimait les volumes de brut non produits au Moyen-Orient à 6.7 millions de barils par jour en août, contre 5.0 millions en juillet.
Pour le quatrième trimestre, l'EIA prévoyait des arrêts de production moyens de 5.7 millions de barils par jour. Ces prévisions intègrent déjà une reprise partielle, même si les flux régionaux restent entravés.
Cette estimation porte sur des perturbations plus larges au Moyen-Orient. Elle ne mesure pas le respect, par les sept pays, du tableau de l'OPEP pour novembre : la soustraire des 31.010 millions de barils par jour requis reviendrait à inventer un chiffre de production.
Pourquoi les barils manquants pourraient-ils revenir alors que l'objectif reste inchangé ?
L'EIA s'attend à ce que les transporteurs utilisent des itinéraires de contournement, le transport terrestre et les transferts entre navires pour éviter les passages entravés. Elle prévoit aussi que l'essentiel de la production et des flux commerciaux régionaux retrouveront leurs moyennes antérieures d'ici au deuxième trimestre 2027, si ces hypothèses se vérifient.
Un rétablissement plus rapide apporterait au marché davantage de pétrole que ne le prévoyait l'EIA en septembre. Un rétablissement plus lent prolongerait la pénurie au-delà de ses prévisions.
Comment interpréter une baisse des cours du pétrole après le maintien des quotas ? Nous chercherions d'abord à savoir si davantage de brut a pu parvenir aux clients. Un objectif inchangé peut aller de pair avec une baisse des prix si les livraisons reprennent. Les prévisions d'octobre nous diront si l'EIA commence à constater cette reprise plus tôt que prévu.
L'EIA prévoyait une baisse des stocks mondiaux de pétrole de 1.7 million de barils par jour en moyenne au quatrième trimestre, après une baisse attendue de 3.0 millions par jour au troisième trimestre. Ces deux prévisions datent du 9 septembre, avant cette décision de l'OPEP.
Si les prévisions d'octobre réduisent cette baisse attendue des stocks au quatrième trimestre parce que davantage de cargaisons peuvent circuler, l'argument en faveur d'une hausse des prix de vente des producteurs s'affaiblira. Si la baisse s'accentue, un objectif inchangé pour novembre n'apportera guère de réconfort aux acheteurs qui manquent encore de pétrole.
Nous avons examiné le coût du transport lié à ces contraintes dans Un million de dollars par jour. Un trajet coûteux peut modifier la destination d'une cargaison et le prix payé par l'acheteur pour l'obtenir. L'objectif de l'OPEP ne nous dit pas quand elle arrivera.
Le producteur doit encore faire ses preuves
Dans À qui appartient le pétrole américain ?, nous avons inscrit Diamondback Energy, sous le symbole FANG, sur notre liste de valeurs pétrolières à étudier, car ses résultats permettent de mesurer l'effet des prix de vente sur sa trésorerie.
Le communiqué de Diamondback sur le deuxième trimestre, publié le 3 août faisait état d'une production moyenne de pétrole de 525,000 barils par jour. La production totale, y compris ses autres produits ramenés en équivalent énergétique, atteignait 1.018 million de barils par jour.
La société a déclaré $2.3 milliards de flux de trésorerie disponible pour ce trimestre, selon sa définition non conforme aux normes GAAP. Elle faisait aussi état d'une dette totale de $12.8 milliards à la fin du trimestre.
Un marché pétrolier plus tendu pourrait soutenir le prix de vente effectivement obtenu par Diamondback pour son brut et lui laisser davantage de trésorerie après ses dépenses. Encore faut-il que cet avantage se retrouve dans ses ventes ; ses autres produits, ses coûts et ses besoins de financement influent aussi sur ce qui revient aux actionnaires.
Dans son communiqué d'août, l'entreprise a relevé à au moins 522,000 barils par jour sa prévision de production pétrolière pour l'ensemble de l'année, tout en maintenant ses dépenses d'investissement en numéraire prévues à environ $3.9 milliards. Nous confronterons les prochains résultats à ces deux chiffres, car des prix de vente plus élevés ne sauraient sauver une thèse de génération de trésorerie si la production déçoit ou si les dépenses augmentent.
Si vous préférez un panier de valeurs, XOP offre une exposition négociable en Bourse aux entreprises pétrolières et gazières américaines. Selon la présentation du fonds par State Street, son indice comprend des groupes pétroliers et gaziers intégrés, des sociétés d'exploration et de production ainsi que des entreprises de raffinage et de commercialisation.
Cette composition répartit l'exposition entre des entreprises aux modèles économiques différents. Un raffineur achète du brut comme matière première et vend des produits finis, tandis qu'un producteur vend ce qu'il extrait. XOP ne reflète donc pas seulement l'effet des prix à la sortie des puits que nous cherchons à mesurer.
Pour les détenteurs actuels de FANG, nous privilégions la conservation de la position jusqu'au prochain point sur l'offre, tout en surveillant les prix de vente réalisés et le flux de trésorerie disponible dans ses prochains résultats. Avant un nouvel achat, nous attendrions des preuves que la pénurie physique perdure, plutôt que de nous fier à la seule annonce du maintien des quotas. XOP convient à une exposition plus large au secteur énergétique, avec le risque supplémentaire que ses raffineurs et groupes intégrés réagissent différemment à un même mouvement des cours du pétrole.
Quelle confiance accorder au solide deuxième trimestre de Diamondback ? Assez pour continuer à suivre sa génération de trésorerie, mais l'entreprise a dégagé cette trésorerie avant la prochaine étape du rétablissement des voies de transport. Ses prochains prix de vente réalisés et ses dépenses montreront si sa marge a tenu.
Trois dates à suivre pour le pari pétrolier
Le 6 octobre, l'EIA doit publier son prochain Short-Term Energy Outlook. Nous comparerons ses prévisions d'arrêts de production et de stocks pour le quatrième trimestre avec les estimations du 9 septembre. Une baisse attendue des stocks moins marquée fragiliserait notre scénario favorable aux producteurs, tandis qu'une baisse plus forte le conforterait.
Vers le 11 octobre, nous vérifierons les nouveaux chargements de pétrole iranien et les arrivées effectives en Chine. Dans un article de Fox News du 27 septembre, le secrétaire américain au Trésor Scott Bessent prévoyait que les dernières livraisons de pétrole iranien à la Chine prendraient fin sous deux semaines. Ces deux flux permettront de mettre sa prévision à l'épreuve.
Le 1er novembre, les sept pays de l'OPEP+ doivent à nouveau se réunir, selon le communiqué publié aujourd'hui. S'ils fixent alors de nouveaux niveaux de production requis, le chiffre que nous tenons aujourd'hui pour constant changera. D'ici là, pour les valeurs pétrolières, la question est de savoir combien de pétrole parviendra aux clients dans le cadre des niveaux annoncés pour novembre.
L'objectif est resté au niveau de septembre.
Reste à acheminer les barils.
Cherchez la vérité et préparez-vous,
Equedia
Sources
- Organisation des pays exportateurs de pétrole, Décision des sept pays participants, 4 octobre 2026
- Organisation des pays exportateurs de pétrole, Tableau des niveaux de production requis pour novembre 2026, 4 octobre 2026
- Energy Information Administration des États-Unis, Short-Term Energy Outlook de septembre 2026 : marchés pétroliers mondiaux, 9 septembre 2026
- Diamondback Energy, Résultats financiers et opérationnels du deuxième trimestre 2026, 3 août 2026
- State Street Global Advisors, Fiche du SPDR S&P Oil & Gas Exploration & Production ETF, consultée le 4 octobre 2026
- Fox News, Bessent prédit la fin des livraisons de pétrole iranien à la Chine sous deux semaines, 27 septembre 2026
- The Equedia Letter, Un million de dollars par jour
- The Equedia Letter, À qui appartient le pétrole américain ?
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