La Chine a vu sa production pétrolière repartir à la hausse depuis 2019 après une chute marquée en 2016. Cette reprise survient dans un contexte où le pays reste dépendant de plus de 70 % de ses besoins en pétrole importé. L’année 2024 a marqué un tournant avec la première baisse des importations depuis plus de quatre décennies, bien que celles-ci se soient stabilisées au premier semestre 2025.
Les régions et champs pétroliers en transformation
Les principales zones productrices de pétrole, représentant 85 % de la production nationale en 2024, connaissent des évolutions contrastées. Les gisements offshore de Bohai et de la mer de Chine méridionale ont vu leur production bondir respectivement de 29 % et 49 % depuis 2018. À terre, la région du Xinjiang et le bassin d’Ordos enregistrent une progression notable, tandis que les champs historiques de Daqing et Shengli déclinent. Le poids de Daqing, qui représentait 43 % de la production nationale en 1995, a chuté à seulement 16 % en 2024.
Le rôle des compagnies pétrolières nationales
L’impulsion de la reprise vient des compagnies pétrolières d’État. PetroChina, CNOOC et Sinopec ont accru leurs investissements dans l’exploration et la production depuis la mise en place en 2019 du plan d’action gouvernemental de sept ans. CNOOC s’est distinguée avec une augmentation de 40 % de sa production domestique entre 2019 et 2024, grâce à une multiplication par quatre de ses investissements, principalement à Bohai Bay et dans les eaux profondes de la mer de Chine méridionale. PetroChina, malgré des investissements plus lourds, n’a enregistré qu’une croissance de 6 % de sa production sur la période.
Incitations gouvernementales et fiscalité adaptée
Pékin a soutenu cette relance par une série de mesures fiscales et réglementaires. Les modifications de la loi sur la taxe sur les ressources ont réduit de 20 à 40 % la fiscalité sur certains gisements difficiles, tandis que les droits de douane et la TVA ont été levés pour une partie des équipements pétroliers importés. Ces incitations ont renforcé la dynamique des compagnies nationales qui, malgré des coûts d’exploitation élevés dans les champs matures ou les gisements non conventionnels, continuent d’investir massivement.
Coûts, réserves et efficacité du capital
La maîtrise des coûts demeure un enjeu majeur. CNOOC affiche un coût d’exploitation par baril nettement inférieur à celui de PetroChina et Sinopec, bénéficiant de ressources plus favorables et d’une structure concentrée sur l’amont pétrolier. Les réserves prouvées ont également progressé, notamment pour PetroChina avec de nouvelles découvertes dans les bassins du Tarim et du Junggar. CNOOC, pour sa part, a doublé ses réserves à Bohai Bay depuis 2016.
Perspectives de production et défis à venir
La pression du gouvernement pour maintenir une production élevée devrait perdurer au-delà de 2025, avec une prolongation des exonérations fiscales sur les équipements pétroliers importés jusqu’en 2029. Toutefois, les coûts risquent d’augmenter à mesure que les compagnies développent des gisements plus profonds et non conventionnels. La question de la rentabilité à bas prix internationaux reste ouverte, particulièrement pour CNOOC qui ne dispose pas d’activités de raffinage en aval pour compenser les fluctuations.
