mercredi 8 juillet 2026

L'Agence internationale de l'énergie (AIE) a projeté l'apparition d'un excédent d'offre significatif l'an prochain à mesure que le trafic maritime dans le détroit d'Ormuz rebondissait, selon Semafor Net Zero.

Les prix de référence du brut étaient à peu près stables vendredi, autour de 80 USD le baril, en baisse de plus de 25 % par rapport au mois précédent, rapporte Semafor Net Zero.

La réouverture du détroit d'Ormuz après des mois de fermeture pourrait libérer des millions de barils d'expéditions pétrolières jusque-là bloquées, selon Semafor Net Zero.

L'OPEP a contesté cette prévision. Le groupe a déclaré à CNBC que la projection de l'AIE n'était « pas vraiment fondée sur des faits et des chiffres », selon Semafor Net Zero.

Vitol Group fournit du diesel à la Zambie via un accès exclusif à un pipeline courant jusqu'en septembre, un dispositif d'urgence auquel le Fonds monétaire international a exhorté les autorités à mettre fin, selon Rigzone.

Ephraim Munshifwa, secrétaire permanent au ministère zambien de l'Énergie, a déclaré à Bloomberg que Vitol est désormais le fournisseur unique via le pipeline Tazama. La conduite couvre environ 60 % des importations de carburant de la Zambie, le reste arrivant par la route, selon Rigzone.

Le gouvernement zambien a gelé en avril l'accès ouvert à la conduite, qui relie la région cuprifère du pays à un port de la Tanzanie voisine, selon Rigzone. Le gouvernement a indiqué que la mesure garantirait la sécurité d'approvisionnement et n'a pas précisé quelle entreprise avait repris l'exploitation.

Ce dispositif inverse une ouverture antérieure de la conduite. La Zambie avait accordé à Vitol et à son partenaire local Agro-Fuel Investments un monopole sur le pipeline en 2022, ce qui avait suscité des appels du FMI à autoriser l'accès ouvert, selon Rigzone. Après que le gouvernement l'eut fait, le FMI a indiqué que cette ouverture avait réduit de moitié la prime sur les prix des carburants.

La demande de diesel en Zambie est concentrée dans les mines. Le secteur représente environ un tiers de la demande totale de diesel, selon Rigzone.

Des responsables iraniens et américains sont attendus en Suisse le 19 juin pour apposer leur signature sur un accord suspendant la guerre, rapporte Rigzone. Les deux parties prévoient une signature distincte et ultérieure plutôt qu'un accord déjà conclu, selon Rigzone.

Donald Trump a déclaré que le détroit d'Ormuz rouvrirait le 19 juin une fois l'accord signé et les mines retirées du chenal. L'Iran a indiqué que les navires circulant dans ce passage seraient réglementés conjointement par l'Iran et Oman, selon Rigzone.

Le détroit acheminait près d'un cinquième de l'offre pétrolière mondiale avant le blocus de fait, sur un marché dépassant 100 millions de barils par jour, rapporte Rigzone. Kpler évaluait à près de 600 le nombre de navires encore bloqués dans le golfe Persique, plusieurs centaines d'autres étant retenus de l'autre côté.

Le Brent a reculé de plus de 4 % vers 83 USD le baril après la publication de cette information, selon Rigzone. Cette baisse fait suite à une clôture, la semaine précédente, au plus bas niveau depuis plus de trois mois.

Le Royaume-Uni, la France, l'Allemagne et l'Italie ont indiqué dimanche qu'ils lèveraient les sanctions concernées si l'accord était mené à son terme, selon Rigzone.

La troisième phase de développement du champ de Baleine devrait porter la production à environ 150 000 bpd, le gaz naturel associé étant orienté vers l'approvisionnement électrique intérieur de la Côte d'Ivoire, selon World Oil.

Eni exploite le champ aux côtés de Petroci et de Vitol, rapporte World Oil.

VAALCO Energy et son partenaire CNR International préparent un nouveau programme de forage sur le bloc CI-40, rattaché à un effort plus large de remise en production et d'optimisation, selon World Oil.

Murphy Oil poursuit une campagne multipuits au large de la Côte d'Ivoire, visant les prospects Civette, Caracal et Bubale, rapporte World Oil.

Petrobras a acquis plusieurs blocs d'exploration offshore dans le pays, selon World Oil.

NJ Ayuk, président exécutif de l'African Energy Chamber, a qualifié cette activité offshore d'« accélération nette de la dynamique amont ».

Woodside Energy et Petrosen sont en discussion sur une deuxième phase de développement du champ de Sangomar, au large du Sénégal, qui pourrait ajouter 250 MMbbl de pétrole récupérable, selon World Oil.

La première phase du champ a coûté 5,2 milliards USD et a mobilisé 23 puits raccordés au FPSO Léopold Sédar Senghor, selon World Oil. Woodside pilote le projet avec une participation de 82 %, Petrosen détenant les 18 % restants.

La production a atteint le débit nominal de 100 000 bopd neuf semaines après le démarrage, selon World Oil. La production cumulée a dépassé 50 MMbbl à la fin de l'année 2025, soit environ 8 % des ressources récupérables estimées du champ.

Sangomar a livré son premier pétrole en juin 2024, ouvrant le secteur pétrolier offshore du Sénégal, selon World Oil.

NJ Ayuk, président exécutif de l'AEC, a déclaré que le projet a « montré que le bassin MSGBC peut concourir pour des capitaux mondiaux ».

Par ailleurs, Woodside a signé plus tôt cette année un protocole d'accord pour évaluer les perspectives d'exploration sur les blocs 25, 26 et 43 au large de l'Angola, selon World Oil.

Les Émirats arabes unis ont officiellement quitté l'OPEP le 1er mai, selon Oil & Gas Journal, qui relie ce calendrier au recours accru au terminal d'exportation de Fujairah, situé hors du détroit d'Ormuz.

Au moment de leur sortie, les Émirats arabes unis étaient le troisième producteur du groupe en capacité, derrière l'Arabie saoudite et l'Irak. Oil & Gas Journal situait cette capacité à environ 4,2 millions b/d avant le début du conflit iranien.

Environ 20 millions b/d de pétrole et de produits pétroliers passent normalement par le détroit d'Ormuz, un volume qui représente à peu près un quart du commerce pétrolier maritime mondial, selon Oil & Gas Journal.

L'Abu Dhabi Crude Oil Pipeline achemine du brut vers Fujairah avec une capacité actuelle d'environ 1,8 million b/d, selon Oil & Gas Journal. La production d'avant-conflit s'élevait à 3,4 millions b/d, si bien que l'oléoduc couvre moins de la moitié de ce flux.

Citant Reuters, Oil & Gas Journal a rapporté en mai qu'une seconde ligne ouest-est construite par ADNOC doublerait la capacité d'exportation par Fujairah d'ici 2027.

L'Arabie saoudite a reporté des volumes sur son oléoduc est-ouest en direction du terminal de Yanbu, sur la mer Rouge, qui dispose d'environ 5 millions b/d de capacité d'exportation, rapporte Oil & Gas Journal.

La production des Émirats arabes unis est passée de 3,1 millions b/d en 2016 à près de 4,4 millions b/d en 2026, selon des chiffres de l'AIE cités par Oil & Gas Journal.

Baker Hughes s'est vu attribuer un accord de services de long terme par ANOH Gas Processing Company pour fournir des services sur le cycle de vie et un soutien de supervision numérique à l'usine de traitement de gaz ANOH au Nigeria, selon World Oil.

L'accord couvre la maintenance, les services de réparation, le soutien en ingénierie et la supervision numérique des équipements de turbomachines critiques, dont deux turbines à gaz NovaLT 16, rapporte World Oil.

Baker Hughes déploiera sa plateforme de services numériques iCenter, propulsée par Cordant, pour la supervision et le diagnostic à distance, avec pour objectif d'améliorer la fiabilité des équipements et la performance opérationnelle.

L'accord prolonge des travaux antérieurs sur le site. En 2019, Baker Hughes avait fourni une solution intégrée d'îlot de production électrique pour l'usine ANOH, comprenant deux turbines à gaz NovaLT 16, des compresseurs et des réducteurs. Selon Baker Hughes, ces turbines étaient les premières unités NovaLT 16 déployées en Afrique subsaharienne.

Les travaux au titre de l'accord seront réalisés depuis le centre de services de Baker Hughes à Port Harcourt, au Nigeria.

James Makinde, directeur général d'ANOH Gas Processing Company, a déclaré que la performance fiable des équipements de turbomachines critiques est essentielle à l'usine ANOH et à la réalisation des objectifs nigérians d'approvisionnement énergétique intérieur.