Le pétrole et le gaz du Qatar, géant du GNL

Le North Field, un gisement de gaz partagé avec l'Iran

Le North Field, au large du nord-est du Qatar, est la partie qatarie du plus grand gisement de gaz du monde. Côté iranien, le même réservoir s'appelle South Pars (voir notre page sur le pétrole en Iran). Shell l'a découvert en 1971, l'année de l'indépendance, et il produit depuis 1989.

Le 26 février 2024, QatarEnergy a relevé ses réserves de gaz de 1 760 à plus de 2 000 trillions de pieds cubes, environ 57 000 milliards de m³, et celles de condensats à plus de 80 milliards de barils. Ces liquides très légers, qui sortent du puits avec le gaz, font du Qatar un producteur de pétrole notable. Selon l'EIA, le pays a produit 170 milliards de m³ de gaz en 2024 et en a exporté 125,7 milliards, par méthanier ou par le gazoduc Dolphin vers les Émirats et Oman.

Le GNL de Ras Laffan, deuxième exportateur mondial

Le gaz est liquéfié à Ras Laffan, au nord du pays : refroidi à moins 162 °C, il occupe 600 fois moins de place et part par méthanier (voir notre page sur le GNL). Les premières livraisons sont parties vers le Japon en 1996. Depuis décembre 2010, la capacité atteint 77 millions de tonnes par an, répartie entre 14 unités de liquéfaction, les trains, exploitées par QatarEnergy LNG.

En 2025, le Qatar a exporté 81,5 millions de tonnes de GNL selon l'Union internationale du gaz (IGU), derrière les États-Unis : près d'un cinquième du GNL mondial. Environ 93 % de ses cargaisons franchissent le détroit d'Ormuz, selon l'Agence internationale de l'énergie ; avec celui des Émirats, ce GNL va pour près de 90 % en Asie et pour un peu plus de 10 % en Europe. Deux usines, Pearl GTL (avec Shell) et Oryx GTL, transforment aussi du gaz en carburants de synthèse.

North Field East, South et West : la capacité presque doublée

Le Qatar a lancé le plus grand programme de liquéfaction de son histoire. North Field East compte quatre trains de 8 millions de tonnes par an ; sa construction a été confiée le 8 février 2021 au japonais Chiyoda et au français Technip, pour un coût estimé à 28,75 milliards de dollars. North Field South ajoute 16 millions de tonnes par an et North Field West, annoncé le 26 février 2024, 16 millions de plus.

La capacité doit passer à environ 110 millions de tonnes par an, puis à 126 millions en 2028 et à 142 millions avant fin 2030. La guerre a retardé le premier train de North Field East, prévu à la mi-2026 : le 2 novembre 2026, Technip Energies s'est dit prêt à le remettre à QatarEnergy, pour un démarrage attendu début 2027. Ces objectifs comptent les deux trains de Ras Laffan touchés en mars 2026, dont la réparation doit durer environ trois ans.

Les contrats européens et les compagnies étrangères

Pour North Field East, QatarEnergy a choisi TotalEnergies en premier, le 12 juin 2022 (6,25 %), puis ExxonMobil, Shell, ConocoPhillips, Eni, Sinopec et CNPC. Dans North Field South, TotalEnergies détient 9,375 %, aux côtés de Shell et de ConocoPhillips.

Ces compagnies ont aussi signé des contrats de long terme vers l'Europe. Le 11 octobre 2023, TotalEnergies s'est engagé à recevoir jusqu'à 3,5 millions de tonnes par an pendant 27 ans pour la France ; Shell (Pays-Bas), ConocoPhillips (Allemagne) et Eni (Italie) ont annoncé des accords comparables en 2022 et 2023. Le groupe italien Edison, filiale d'EDF, a un contrat de 6,4 milliards de m³ par an depuis 2009, environ 10 % de la consommation italienne : d'avril à fin septembre 2026, il a perdu 35 cargaisons et en a remplacé 23.

Présent depuis 1935, TotalEnergies exploite aussi le champ pétrolier d'Al Khalij et détient 30 % d'Al-Shaheen, 24,5 % de Dolphin Energy et 20 % de QAPCO, dans la pétrochimie.

Combien de pétrole produit le Qatar ?

Selon l'EIA, l'agence américaine de l'énergie, le Qatar a produit en moyenne 1 297 milliers de barils par jour de brut et condensats en 2025. En 2025, avec les liquides de gaz naturel et les carburants GTL, il atteignait 1,88 million. Le record annuel depuis 1973 date de 2012, avec 1,49 million de barils par jour. En juin 2026, la production était de 475 000 barils par jour, en baisse de 63 % sur un an, au 29e rang mondial.

Le brut au sens strict vient de quelques champs. Dukhan, à terre sur la côte ouest, est le plus ancien : le premier puits productif y a été foré en 1939-1940. En mer, Al-Shaheen fournit environ 300 000 barils par jour ; North Oil Company, détenue à 70 % par QatarEnergy et à 30 % par TotalEnergies, l'exploite depuis 2017. Le reste vient des condensats du North Field. Le pays raffine dans deux usines de condensats à Ras Laffan, d'environ 146 000 barils par jour chacune, et à Mesaieed ; il consommait 276 000 barils par jour de produits pétroliers en 2024.

De Dukhan à la sortie de l'OPEP : les grandes dates

1. 17 mai 1935
   Première concession. Accordée à l'Anglo-Iranian Oil Company pour le territoire à terre.
2. 31 décembre 1949
   Premier brut exporté. Le pétrolier President Meny quitte Umm Saïd avec le brut de Dukhan.
3. 3 avril 2017
   Fin du moratoire. Gelé depuis 2005, le North Field peut accueillir de nouveaux projets. Brent : 52,04 $
4. 5 juin 2017
   Début du blocus. L'Arabie saoudite, les Émirats, Bahreïn et l'Égypte rompent avec le Qatar. Brent : 48,25 $
5. 1er janvier 2019
   Sortie de l'OPEP. Annoncée le 3 décembre 2018, après 57 ans de présence. Brent : 50,57 $
6. 5 janvier 2021
   Fin du blocus. Réconciliation au sommet d'Al-Ula. Brent : 53,16 $
7. 8 février 2021
   Contrat de North Field East. Chiyoda et Technip construiront quatre trains de 8 Mt/an. Brent : 60,17 $
8. 12 juin 2022
   TotalEnergies premier partenaire. 6,25 % de North Field East. Brent : 122,01 $
9. 26 février 2024
   Annonce de North Field West. Objectif de 142 Mt/an avant fin 2030. Brent : 82,53 $

Membre de l'OPEP depuis 1961, le Qatar a annoncé son départ le 3 décembre 2018 par la voix de Saad al-Kaabi, ministre d'État chargé de l'Énergie : « Nous sommes un petit acteur au sein de l'OPEP ». L'organisation ne comptait que son brut au sens strict, environ 607 000 barils par jour en 2017, un peu moins de 2 % de son total ; l'EIA, qui ajoute les condensats, en trouvait plus du double. Le Qatar ne fait pas non plus partie de l'OPEP+ et n'a donc aucun quota de production.

2026 : Ormuz bloque le GNL et le pétrole du Qatar

La guerre déclenchée le 28 février 2026 a coupé le Qatar de ses clients. Le 2 mars, après des tirs de drones iraniens sur Ras Laffan et Mesaieed, QatarEnergy a arrêté toute sa production de GNL, puis déclaré la force majeure à ses acheteurs. Les 18 et 19 mars, après une frappe israélienne sur South Pars, des missiles iraniens ont touché Ras Laffan : deux trains de liquéfaction et un des deux trains de Pearl GTL sont hors service, soit 12,8 millions de tonnes par an, environ 17 % de la capacité. Saad al-Kaabi chiffrait alors la perte à environ 20 milliards de dollars de recettes par an.

Le premier méthanier n'est sorti du Golfe que le 10 mai, vers le Pakistan : 18 cargaisons sont parties en six mois, contre 509 un an plus tôt. Les exportations se sont de nouveau presque arrêtées début juillet, après l'attaque d'un navire, avant que plusieurs méthaniers repassent en septembre. La production de brut et condensats est tombée de 1,26 million de barils par jour en février à environ 190 000 en avril et en mai, selon les estimations de l'EIA.

Fin octobre, la force majeure a été prolongée jusqu'à fin décembre pour Edison et des clients pakistanais, et le gaz européen (TTF) a dépassé 95 € le mégawattheure. En Asie, le GNL (JKM) cotait 31,49 dollars par million de BTU au 6 novembre 2026. QatarEnergy achète désormais du GNL américain : 4 millions de tonnes par an auprès de Cheniere jusqu'en 2054, et jusqu'à 3 millions auprès de Woodside à partir de 2030 (accord du 29 octobre). Saad al-Kaabi écarte les gazoducs de contournement : « toute infrastructure de la région pourrait être visée ».

QatarEnergy, le budget et le fonds souverain QIA

QatarEnergy, la compagnie d'État, a été créée par le décret émiral n° 10 de 1974 sous le nom de Qatar General Petroleum Corporation ; devenue Qatar Petroleum, elle s'appelle QatarEnergy depuis octobre 2021. En 2025, elle a gagné 99,9 milliards de riyals, environ 27,5 milliards de dollars, et elle détient 70 % du terminal d'exportation de Golden Pass, au Texas, avec ExxonMobil.

Selon le FMI, les hydrocarbures représentaient environ un tiers de la production du pays en 2024. En avril 2026, il jugeait que la guerre retirait presque 15 points à la croissance du Qatar, le plus fort recul de la région ; ses dernières prévisions donnent un PIB en baisse de 15,6 % en 2026, puis un rebond de 18,8 % en 2027. Les excédents passés ont été placés dans le fonds souverain, la Qatar Investment Authority (QIA), créée en 2005 : elle ne publie pas ses actifs, mais le FMI estimait ses avoirs à l'étranger à plus de 200 % du PIB en 2023.

Questions fréquentes sur le pétrole et le gaz au Qatar

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Mis à jour le 9 novembre 2026 à 22 h 50