L’OPEP+ s’apprête à maintenir, selon Reuters, sa politique de production pour octobre. Mais les nouvelles attaques entre les États-Unis et l’Iran rappellent que, dans le marché actuel, les quotas ne suffisent plus à déterminer l’offre réelle : encore faut-il que les barils puissent quitter les terminaux et traverser le Golfe.

L’OPEP+ continue de fixer des objectifs de production. La guerre, elle, décide de plus en plus des volumes qui arrivent effectivement sur le marché.

Réunis ce 6 septembre, huit membres de l’alliance devraient maintenir leur politique de production pour octobre, selon des sources citées par Reuters. Le groupe vient d’achever le retrait progressif d’une tranche de réductions volontaires de 1,65 million de barils par jour.

En temps normal, cette décision suffirait à orienter les anticipations sur l’offre mondiale. Mais le contexte militaire bouleverse l’équation.

Les États-Unis ont annoncé avoir frappé trois pétroliers transportant du brut iranien, tandis que Téhéran affirme avoir ciblé plusieurs navires dans les eaux régionales. Ces incidents interviennent dans une zone essentielle au commerce mondial d’hydrocarbures.

Produire ne signifie plus exporter

Le problème de l’OPEP+ est désormais simple à formuler : un quota indique combien un pays est autorisé ou encouragé à produire. Il ne garantit ni l’accès aux ports, ni la disponibilité des pétroliers, ni la sécurité des routes maritimes.

Selon l’Energy Information Administration américaine, les flux de pétrole et de liquides pétroliers via le détroit d’Ormuz sont tombés à 4,9 millions de barils par jour en moyenne au deuxième trimestre 2026, contre 21,6 millions au quatrième trimestre 2025.

L’écart est considérable.

Dans ces conditions, quelques centaines de milliers de barils supplémentaires décidés par l’OPEP+ peuvent avoir moins d’effet immédiat qu’une attaque contre un terminal, un pétrolier ou une infrastructure maritime.

Les quotas restent toutefois utiles. Ils déterminent la quantité de brut susceptible de revenir rapidement sur le marché si les flux se normalisent et continuent de structurer les rapports de force entre producteurs.

Mais, à court terme, la variable dominante est devenue physique : combien de pétrole peut réellement être exporté ?

Une vulnérabilité directe pour la Tunisie

Pour la Tunisie, importatrice nette d’énergie, cette question dépasse largement la géopolitique.

Le déficit commercial énergétique du pays a atteint 7,946 milliards de dinars sur les sept premiers mois de 2026, contre 6,037 milliards un an auparavant, selon l’Institut national de la statistique.

Une hausse prolongée du pétrole peut donc rapidement se transmettre à la facture d’importation, aux équilibres extérieurs et, selon les mécanismes retenus par l’État, aux finances publiques.

La réunion de l’OPEP+ reste importante. Mais tant que les routes du Golfe demeurent exposées aux frappes et aux perturbations, le marché surveillera autant les mouvements des pétroliers que les communiqués des producteurs.

Chiffres clés

  • 1,65 million b/j : réductions volontaires progressivement retirées par huit membres de l’OPEP+.
  • 4,9 millions b/j : flux pétroliers moyens via Ormuz au T2 2026.
  • 21,6 millions b/j : flux via Ormuz au T4 2025.
  • 7,946 milliards de dinars : déficit commercial énergétique tunisien sur janvier-juillet 2026.
  • 6,037 milliards de dinars : déficit énergétique sur la même période de 2025.

La question n’est donc plus seulement de savoir combien l’OPEP+ veut produire, mais combien de ces barils peuvent réellement atteindre les acheteurs.