Saudi Aramco cède des participations dans ses terminaux d'exportation pétroliers et ses gazoducs pour lever plus de 25 milliards de dollars. Cette stratégie inédite vise à financer Vision 2030 alors que le brut stagne autour de 64 dollars le baril.
Saudi Aramco, le géant pétrolier saoudien valorisé à 1 660 milliards de dollars, déploie une stratégie de monétisation d'actifs sans précédent dans l'histoire de l'industrie énergétique. Face à la chute des cours du brut et à des besoins de financement colossaux liés au programme Vision 2030, le groupe opère un virage stratégique majeur : vendre des participations minoritaires dans ses infrastructures critiques tout en conservant le contrôle opérationnel.
Le programme de monétisation, qualifié par les analystes de « plus importante opération de cession d'infrastructures jamais réalisée », s'articule autour de plusieurs transactions majeures. La première, déjà finalisée en octobre 2025, a vu la création de Jafurah Midstream Gas Company (JMGC), une filiale dans laquelle un consortium mené par Global Infrastructure Partners (GIP, filiale de BlackRock) a acquis 49 % des parts pour 11 milliards de dollars.
Cette opération s'inscrit dans un schéma de lease and leaseback sur 20 ans : Aramco cède les droits de développement et d'usage de l'usine de traitement de gaz de Jafurah et de l'installation de fractionnement de NGL de Riyas, puis les reprend en location longue durée. Selon Amin H. Nasser, PDG d'Aramco, ce modèle « permet de dégager des liquidités immédiates tout en maintenant l'intégrité opérationnelle de nos installations stratégiques ».
La deuxième vague de cessions, attendue courant 2026, cible les terminaux d'exportation et de stockage pétroliers du groupe. Aramco a mandaté Citigroup pour conseiller la vente de participations minoritaires dans ces actifs, notamment le complexe de Ras Tanura, situé sur le golfe Persique, ainsi que des installations sur la mer Rouge. Cette opération pourrait lever plus de 10 milliards de dollars supplémentaires.
Cinq centrales électriques au gaz figurent également dans le programme de cession. Au total, la valeur cumulée des infrastructures visées atteint près de 15 milliards de dollars pour cette seule deuxième tranche, portant l'ensemble du programme à plus de 25 milliards de dollars.
Contrairement aux participations directes dans le capital d'Aramco, dont la valeur fluctue au rythme des cours du Brent, ces infrastructures offrent des rendements prévisibles et protégés contre l'inflation. Les analystes comparent ce modèle aux Master Limited Partnerships (MLP) qui ont connu un essor considérable aux États Unis au début des années 2010.
« Les investisseurs sont attirés par la nature obligataire de ces actifs, qui garantissent des flux de trésorerie stables sur 20 ans, indépendamment de la volatilité des prix du pétrole », observe Robin Mills, PDG de Qamar Energy.
Cette stratégie de monétisation n'est pas un choix mais une nécessité. Les finances saoudiennes subissent une double pression : la chute des cours du brut, qui s'échange actuellement autour de 64 dollars le baril (contre une moyenne de 81 dollars en 2024), et les besoins massifs du programme Vision 2030.
Le seuil de rentabilité budgétaire de l'Arabie saoudite se situe au dessus de 90 dollars le baril. Avec un déficit projeté à 165,4 milliards de riyals (44 milliards de dollars), soit 3,3 % du PIB pour 2026, le Royaume doit impérativement trouver des sources alternatives de financement.
Les dividendes versés par Aramco, principale source de revenus de l'État saoudien, ont chuté de 31 % : de 124,2 milliards de dollars en 2024 à 85,4 milliards attendus pour 2025. La composante liée à la performance a quasiment disparu, réduite à 200 millions de dollars au dernier trimestre. Le dividende de base a été relevé à 21,1 milliards de dollars par trimestre, mais cela ne compense pas l'effondrement du dividende variable.
Pour le quatrième trimestre 2025, les analystes anticipent un bénéfice net d'environ 24,5 milliards de dollars, en hausse de 5,9 % sur un an mais en recul de 5,5 % par rapport au trimestre précédent. Les résultats complets seront publiés le 10 mars 2026.
Au coeur de cette stratégie de diversification se trouve le gisement de Jafurah, le plus grand développement de gaz non associé du Royaume. Estimé à 229 000 milliards de pieds cubes de gaz brut et 75 milliards de barils de condensat, Jafurah constitue un pilier du plan d'Aramco pour augmenter sa capacité de production de gaz de 60 % entre 2021 et 2030.
L'objectif de Vision 2030 est d'atteindre 23 milliards de mètres cubes de production gazière annuelle, permettant de remplacer le charbon dans la production d'électricité et de développer les infrastructures d'hydrogène.
Aramco multiplie les partenariats internationaux dans le gaz naturel liquéfié. Le groupe a acquis une participation de 49 % dans MidOcean Energy en septembre 2024, signé un accord préliminaire avec Sempra pour une participation potentielle de 25 % dans la Phase 2 du terminal Port Arthur au Texas, et conclu un accord d'enlèvement de GNL sur 20 ans avec NextDecade Rio Grande.
Ces mouvements ciblent deux marchés porteurs : l'Europe, où le remplacement du gaz russe crée une demande structurelle, et l'Asie, engagée dans une transition du charbon vers le gaz.
Aramco investit massivement dans l'intelligence artificielle et les technologies de rupture. Le groupe a injecté 4 milliards de dollars dans Aramco Ventures en janvier 2024, portant le capital total de la branche à 7 milliards de dollars sur quatre ans. Le fonds Wa'ed Ventures a reçu 500 millions de dollars pour investir dans les startups locales.
Les partenariats technologiques se multiplient : avec NVIDIA pour l'optimisation du forage par IA, avec Groq pour la construction de centres de données dédiés à l'inférence IA au Moyen Orient, en Afrique et en Inde, et avec Qualcomm pour le déploiement de processeurs 5G de nouvelle génération.
Selon le FMI, l'Arabie saoudite doit « réorienter ses investissements vers l'intelligence artificielle et les technologies avancées dans le cadre de ses efforts de diversification économique ». La demande d'électricité liée aux centres de données d'IA progresse de près de 15 % par an, créant un nouveau débouché pour la production gazière saoudienne.
Pour les investisseurs et épargnants, cette transformation d'Aramco recèle plusieurs enseignements. Le modèle de monétisation d'infrastructures pourrait faire école auprès d'autres compagnies pétrolières nationales, de l'ADNOC aux Émirats à Petrobras au Brésil.
Le rendement du dividende d'Aramco reste attractif à 5,1 %, mais les investisseurs doivent intégrer le risque d'une nouvelle compression si les cours du brut persistent sous les 70 dollars. L'émission obligataire récente de 4 milliards de dollars, placée avec des primes d'émission négatives sur trois des quatre tranches, témoigne néanmoins de la confiance des marchés dans la solidité du bilan.
Comme l'a résumé le ministre saoudien des Finances : « Si nous annonçons quelque chose et que nous devons l'ajuster, l'accélérer, en faire une priorité plus que d'autres, ou le reporter, ou l'annuler, nous le ferons sans hésiter. » Cette flexibilité pragmatique, couplée à des coûts d'extraction parmi les plus bas au monde (2 à 5 dollars le baril) et une capacité de production excédentaire de 12 millions de barils par jour, offre un filet de sécurité que peu de producteurs peuvent revendiquer.
