oui Petrole

La dégringolade des prix du pétrole survenue en septembre 2014 et le comportement des différends acteurs annoncent que le marché pétrolier est entré dans une nouvelle norme. La Banque mondiale vient d’établir, dans son   un constat exhaustif de cette situation. Son rapport, à ce sujet, intitulé « Quid des prix du pétrole ? » s’attache à expliciter les facteurs qui sous-tendent cette nouvelle norme afin de discerner l’évolution future des cours mondiaux du pétrole et leurs conséquences pour les pays de la région Moyen-Orient et Afrique du Nord (MENA). Il tente d’expliquer l’effondrement des prix de 2014, en soulignant l’aggravation notable de l’ampleur et de la fréquence de la volatilité des cours qui l’a précédé.

Depuis septembre 2014, les prix mondiaux du pétrole brut ont dégringolé de plus de la moitié, pour tomber à un nouveau plancher de 30 dollars le baril (Brent) en février 2016. Depuis lors, ils se sont redressés à 50 dollars le baril en mai par suite de perturbations de l’offre au Nigéria et au Canada et de la hausse saisonnière de la demande estivale. Cette récente reprise ne s’est pas maintenue, les stocks mondiaux restant très supérieurs aux moyennes historiques ; l’Iran et l’Iraq augmentent leur production tandis que la Russie et l’Arabie saoudite, entre autres, produisent plus que jamais depuis janvier 2016. Même si la relance perdure, il y a peu de chance de voir les prix remonter aux niveaux à trois chiffres enregistrés durant 2011-2013 étant donné les comportements radicalement différents des acteurs du marché. En particulier, avec 4200 puits inactifs (reliquat de puits non fracturés) et un temps de réaction de quatre à six mois pour augmenter ou réduire la production — par opposition à plusieurs années pour les producteurs conventionnels — l’industrie américaine des schistes bitumineux pourrait se révéler le producteur marginal. En outre, l’Arabie saoudite semble avoir renoncé à son rôle de producteur d’appoint chargé d’absorber les fluctuations de l’offre et de la demande mondiales. Il est clair que le marché pétrolier est entré dans une nouvelle norme.

Ce rapport vise à expliciter les facteurs qui sous-tendent cette nouvelle norme afin de discerner l’évolution future des cours mondiaux du pétrole et leurs conséquences pour les pays de la région Moyen-Orient et Afrique du Nord (MENA).

Demande globale est faible et aucun signe de reprise à court terme

Le marché mondial du pétrole se maintiendra dans la situation actuelle de surapprovisionnement pour se rétablir au début des années 2020 entre 53 à 60 dollars le baril

Nous tentons d’abord d’expliquer l’effondrement des prix de 2014, en soulignant l’aggravation notable de l’ampleur et de la fréquence de la volatilité des cours qui l’a précédé. Cette volatilité a ensuite favorisé l’accumulation des stocks que de nombreux observateurs, dont l’Agence américaine pour l’information sur l’énergie (EIA), attribuent à la chute des prix du pétrole. Vu que dans le passé, les périodes d’effondrement des prix ont duré plus longtemps que les flambées, nous suggérons que la situation actuelle pourrait perdurer étant donné les comportements nouveaux des intervenants du marché et le fait que la demande globale est faible et ne montre aucun signe de reprise à court terme. En effet, nous constatons que la corrélation jusqu’ici positive entre la production et les cours du pétrole est désormais négative : une baisse des prix pétroliers donne lieu à une augmentation de production. S’il n’y a pas de sursaut de la demande (Selon des estimations préliminaires de la Banque mondiale, le récent vote du Royaume-Uni en faveur de sa sortie de l’Union européenne (UE) occasionnera probablement un ralentissement supplémentaire de la croissance mondiale), cette situation pourrait se traduire par un accroissement des stocks pétroliers dans les années à venir. La conjonction de ces constats nous incite à penser que le marché mondial du pétrole se maintiendra dans la situation actuelle de surapprovisionnement pour se rétablir au début des années 2020 à des prix d’équilibre proches du coût marginal du dernier producteur (les producteurs américains de pétrole de schiste ou autre producteur d’appoint). Les prix du pétrole devraient alors se situer dans la fourchette de 53 à 60 dollars le baril. Une hausse supérieure à ce dernier chiffre encouragerait la réalisation de nouveaux forages, avec pour conséquence un nouvel engorgement ; une chute des prix en deçà de la limite inférieure ferait obstacle à la pénétration sur les marchés. Néanmoins, de nombreux risques empêchent encore de déterminer le moment où les marchés retrouveront leur équilibre, vu que l’on s’attend à un ralentissement de la demande et à une surabondance persistante des stocks pétroliers. Les producteurs pétroliers de la région MENA auront du mal à s’adapter à la nouvelle norme, car ces nouveaux prix sont très inférieurs à ceux nécessaires pour équilibrer leurs budgets. Les prix au seuil de rentabilité ont notablement augmenté avec le temps du fait de l’importance des investissements publics engagés pendant les années de prospérité, surtout après le Printemps arabe de 2011, époque à laquelle les gouvernements des pays exportateurs et importateurs de pétrole ont augmenté leurs aides et la masse salariale du secteur public. Citons par exemple le programme d’aides sociales de l’Arabie saoudite, à hauteur de 93 milliards de dollars. Portés par les envois de fonds et l’assistance des pays exportateurs de pétrole, des pays importateurs comme la Tunisie et l’Égypte ont également relevé les allocations sociales et les salaires de la fonction publique. L’effondrement des prix du pétrole en 2014 a modifié ce tableau. La manne pétrolière a permis de financer le contrat social entre l’État et les citoyens, les subventions du carburant et de l’alimentation, la gratuité des soins de santé et de l’éducation, les subsides et les emplois publics permettant d’étouffer la grogne sociale et de moins rendre des comptes (Devarajan et Mottaghi, 2015). Or, cette manne se raréfie. Dans l’ensemble de la région, les gouvernements adoptent des mesures longtemps jugées impensables, comme la fiscalité, la suppression du carburant subventionné et la réduction de l’emploi et des salaires dans la fonction publique. Les pays exportateurs de pétrole ont quasiment tous éliminé les subventions de carburant, d’électricité, de gaz et d’eau (Devarajan et Mottaghi, 2016). Même des pays importateurs, comme le Maroc, l’Égypte et la Jordanie qui ont commencé à réformer les subventions en 2014, renoncent désormais à la fixité des prix du carburant sur le marché intérieur au profit de prix alignés sur les cours mondiaux. Nombre d’entre eux réduisent les dépenses publiques et certains, comme l’Algérie, ont gelé les embauches dans le secteur public. Le Maroc et plusieurs pays du CCG ont mis en place des mesures d’amélioration du rendement énergétique, réduisant ainsi leurs émissions de carbone. Si ces réformes sont poursuivies, elles pourraient améliorer l’efficience économique des pays de la région MENA dans les années à venir.

Explication de l’effondrement des prix du pétrole en 2014

Pour mieux comprendre l’évolution possible des cours du pétrole dans les années à venir, nous commençons par examiner les facteurs à l’origine du marasme actuel. Malgré l’extrême volatilité des prix à court terme, sur le long terme (les quatre dernières décennies), le marché pétrolier n’a connu que cinq épisodes majeurs d’expansion et de récession . Les trois grandes flambées des cours ont toutes duré six ans en moyenne. En 1974, le prix du Brent a quadruplé (sous l’effet de l’embargo arabe sur le pétrole) par rapport à son niveau de 2,80 dollars le baril l’année précédente. Ils ont encore triplé en moins de six ans, atteignant 32 dollars le baril en 1979, en raison des tensions géopolitiques provoquées par la révolution iranienne et le déclenchement de la guerre Iran-Iraq. Ils se sont ensuite globalement maintenus à ce niveau avant de plonger de plus de la moitié en 1986. Ils n’ont entamé leur reprise qu’en 2005, doublant leur niveau de 1999 pour dépasser 100 dollars le baril pendant une période de trois ans, 2011-2013. Les trois booms pétroliers étaient essentiellement dus à l’actualité géopolitique et aux craintes d’une interruption brutale de l’offre. Deux chocs importants se sont produits en 1986 et 2014 : le premier a duré 18 ans et le second est toujours en cours après presque trois ans. Ces deux récessions étaient liées à l’offre et faisaient suite à une hausse de production de la part de pays non membres de l’OPEP (Organisation des pays exportateurs de pétrole) ainsi qu’aux mesures prises par les pays de l’OPEP pour tenter de conserver leurs parts de marché, tout cela dans un contexte de demande atone. Outre ces deux chocs, un bref effondrement tiré par la demande s’est produit au début de la grande récession de 2008, mais les prix ont rapidement rebondi sous la poussée de la demande mondiale de carburant. Le rôle de l’offre et de la demande. Une analyse plus fine du recul des cours du pétrole en 2014 met en évidence le rôle prépondérant de de certains facteurs. La demande de pétrole est restée faible durant les deux dernières années compte tenu du ralentissement dans les pays d’Europe et d’Asie. La demande chinoise — qui s’est accrue en 2013 à hauteur de la consommation totale du Japon et du Royaume-Uni — est brusquement retombée en 2014 sous l’effet du fléchissement économique de la Chine, outre celui de l’Europe et de certains autres pays d’Asie. À partir d’un simple modèle économétrique, Hamilton (2015) a montré que l’effondrement des prix pétroliers entre septembre et décembre 2014 peut être attribué à hauteur d’environ 42 % à la chute de la demande mondiale face au ralentissement de la croissance en Europe et dans certains pays d’Asie. Du côté de l’offre, le marché pétrolier s’est retrouvé saturé par une offre excédentaire d’environ 1,5 million de b/j qui ne va pas se tarir de sitôt compte tenu des facteurs qui seront examinés ci-après. Volatilité des prix du pétrole. L’offre et la demande de pétrole sont dictées par des conditions marchandes autant que non marchandes qui ne sont pas prédéterminées, d’où l’extrême volatilité des cours du pétrole par rapport à toutes les autres matières premières. Plus que les autres produits, le pétrole est souvent utilisé à des fins d’investissement financier, d’opérations de couverture et de spéculation. Le rôle prééminent de l’Intercontinental Exchange (ICE) de Londres et du New York Mercantile Exchange (NYMEX) dans la négociation des contrats à terme de deux qualités de brut — West Texas Intermediate (WTI) et brut de Mer du Nord — conditionne les attentes quant aux prix du pétrole. L’ampleur des contrats à terme passés par les spéculateurs pour l’achat de brut crée une demande supplémentaire qui peut pousser les prix à la hausse, tout comme la demande physique sur les marchés au comptant. L’attente de prix plus élevés dans les contrats à terme incite les compagnies pétrolières à acheter davantage de pétrole pour le stocker, ce qui augmente les fluctuations de la demande, la volatilité et la constitution de stocks. De plus, le pétrole a servi d’outil de politique internationale et joue actuellement un rôle stratégique dans la politique étrangère des principaux producteurs pétroliers. L’embargo arabe de 1973, la révolution iranienne en 1979, la guerre Iran-Iraq en 1980 et l’embargo récemment décrété par les États-Unis d’Amérique et l’Europe contre l’Iraq, l’Iran et la Libye n’en sont que quelques exemples. Entre 1970 et 2010, on compte au moins douze événements qui ont façonné les chocs sur le marché pétrolier. La valeur du dollar É.-U. est un autre facteur négativement corrélé avec les prix du pétrole. L’affaiblissement du dollar (devise de dénomination des prix pétroliers) peut pousser les prix à la hausse, tandis qu’un dollar fort peut avoir l’effet inverse. Pour rendre compte de l’ampleur de la volatilité des marchés pétroliers, nous avons calculé un indice de volatilité pour la période 1946-2016 d’après des données mensuelles sur les prix réels du baril de Brent. La figure 2 illustre l’indice obtenu, qui représente l’écart-type des prix mensuels du pétrole sur six mois, reporté sur les autres périodes. L’indice de volatilité des prix tend à prendre la forme d’une équation polynomiale de troisième degré, qui présente le meilleur ajustement avec le diagramme de dispersion

L’évolution illustrée à la figure 2 met en évidence une stabilité apparente du marché pétrolier pendant la période 1946-1970. À cette époque, le pétrole n’était pas utilisé à des fins politiques ou spéculatives. La volatilité s’est installée après 1970, avec cinq flambées des cours entre 1970 et 1991, pour ensuite se stabiliser.

(L’aggravation de la volatilité a imposé la mise en place de mécanismes permettant aux producteurs et aux consommateurs de se prémunir contre cette instabilité, d’où les contrats bilatéraux, les contrats à terme et les contrats d’options qui n’ont fait qu’ajouter à la complexité du marché ».

Si on interrompt la période considérée à 1991, on peut observer que les flambées intervenues entre 1972 et 1991 suivent l’évolution du cycle des affaires (d’une périodicité d’environ six ans), un schéma qui se modifie à mesure que l’on s’approche de la période actuelle. La volatilité commence à augmenter brutalement en 2006, pour atteindre un pic en 2008, année qui marque la plus forte envolée de la volatilité des 43 dernières années. Cela pourrait tenir à l’imprévisibilité des prix à terme et au fait que les cours pétroliers ne réagissent pas seulement à l’ampleur de l’offre et de la demande, mais aux incertitudes du marché, aux appétits divers et variés des investisseurs et à des événements géopolitiques et économiques particuliers qui se sont produits pendant cette période.

Le schéma de la volatilité se transforme à mesure que l’on avance au-delà de 2008, l’indice présentant une tendance à la hausse de la fréquence comme de la rapidité. En 2005 et 2006, l’indice s’établissait en moyenne autour de 4,3 %, tandis qu’il grimpait à 15,5 % en 2008. Une forte volatilité s’est maintenue par la suite, surtout au dernier trimestre de 2014, où elle est restée à deux chiffres, une tendance qui a perduré jusqu’en 2015. Au premier trimestre de 2015, l’indice de volatilité grimpe en flèche (…). Parallèlement, on observe une chute brutale du prix au comptant. Une comparaison des deux périodes d’effondrement des cours laisse à penser que la volatilité est bien supérieure — en fréquence autant qu’en rapidité — après 2014 qu’à l’époque de la crise pétrolière de 1986 où l’indice de volatilité se situait en moyenne à 3,5 %. La volatilité, les taux de production et le niveau des stocks sont interdépendants.

(5 Les stocks ont habituellement pour but de répondre aux fluctuations de la demande. La notion de « réserves stratégiques » a été introduite pour la première fois à la suite du choc pétrolier des années 70. Les réserves stratégiques de pétrole avaient pour objet de maintenir les approvisionnements durant les périodes de « perturbations de l’offre » (Krapels, 1980). À l’heure actuelle, les stocks ont une visée spéculative (c’est-à-dire lorsqu’on prévoit une hausse des cours par rapport à leurs niveaux actuels), d’où un accroissement de la demande de stocks).

 La volatilité a une incidence sur les stocks et vice-versa. Dans un article de mai 2016, l’EIA concluait que les stocks de brut étaient l’une des raisons à l’origine de la volatilité des cours du pétrole. Parallèlement, Pindyck (2004) avance que les fluctuations de la volatilité peuvent affecter la valeur marginale des stocks, à savoir le coût d’opportunité d’une production immédiate plutôt que tardive. Les producteurs compétitifs maintiennent des stocks dans le but de réduire les coûts d’ajustement de la production. À partir d’un modèle structurel de la production de trois matières premières sur deux marchés, Pindyck explique en quoi la volatilité, les taux de production et les niveaux des stocks sont interdépendants. Il démontre que les modifications des cours (qu’elles soient dues aux fluctuations de la demande nette ou à d’autres causes, comme les ventes et les achats spéculatifs) provoquent des variations de la consommation et de la production. Ainsi, une volatilité accrue des prix occasionnera une plus grande volatilité de la production et de la consommation, d’où une poussée de la demande en capacités de stockage ; quel que soit le niveau de stockage, les intervenants du marché voudront augmenter leurs stocks afin d’absorber les fluctuations de la production et de la consommation, avec pour résultat une hausse de la demande de stocks. Les données historiques tendent à valider le second argument. Les stocks pétroliers détenus à Cushing, Oklahoma6 — où sont fixés les prix du brut WTI pour les contrats à terme.

(Cushing, dans l’Oklahoma (États-Unis d’Amérique) est le plus grand centre de stockage pétrolier de la planète, avec une capacité opérationnelle de 73 millions de barils, soit environ 13 % des stocks américains. Chaque semaine, des contrats à terme sont négociés pour plus de 3 milliards de barils de WTI. Quelques-uns de ces contrats donnent effectivement lieu à des livraisons physiques, mais la plupart se rapportent à des ventes à terme (Source : Oilprice.com).

Les prix sont négativement corrélés au volume des stocks de brut de Cushing. Durant cette période, les stocks ont brutalement diminué et les prix du pétrole ont atteint leurs niveaux record, à plus de 100 dollars le baril. La cherté des prix ayant encouragé l’exploitation, les producteurs conventionnels et les producteurs américains de pétrole de schiste ont tous deux augmenté leur production, les seconds plus rapidement que les premiers. Comme on l’a déjà signalé, c’est à cette époque que le schéma de la volatilité des prix du pétrole s’est radicalement transformé. L’incertitude croissante semble avoir provoqué une volatilité accrue sur les marchés, d’où la constitution massive de stocks. Très simplement, un marché plus volatil stimule la demande de stocks pour faire face aux perturbations du marché. En novembre 2014, la décision de l’OPEP de maintenir sa production a provoqué une poussée de volatilité, suivie de quelque autres pics qui ont entraîné une forte augmentation des stocks pétroliers en avril 2015. Bien que les stocks aient progressivement diminué en avril et en juin, la tendance à la hausse a perduré jusqu’en février de cette année. Pour mieux comprendre la corrélation entre la volatilité, les niveaux des stocks et les taux de production, nous examinons ci-après la corrélation entre les cours et la production de pétrole. Stocks, prix et production de pétrole. Sur les marchés pétroliers, les prix d’équilibre correspondent à l’intersection des courbes de l’offre et de la demande. Étant donné la nature du pétrole, il y a un écart entre la modification des cours et les ajustements de la production et de la consommation. En d’autres termes, la demande et l’offre de pétrole ne sont pas élastiques à court terme. Plusieurs facteurs, tels que le niveau des capacités de réserve ou des stocks, peuvent expliquer pourquoi les prix sont moins élastiques à l’offre et à la demande pendant des périodes particulières. Selon les estimations, l’élasticité va de -0,05 à court terme à -0,30 à long terme pour ce qui est de la demande, tandis que pour l’offre, elle varie entre 0,04 (court terme) et 0,35 (long terme). Les estimations de l’Agence américaine pour l’information sur l’énergie (EIA) et de System Sciences Inc. donnent des courbes d’offre moins élastiques, 0,02 à court terme et 0,10 à long terme.

Pour expliquer le comportement des producteurs sur le marché à un moment donné, nous avons construit la ligne de tendance des prix et de la production de pétrole à partir de données mensuelles couvrant la période de mai 1987 à janvier 2016 où des données étaient disponibles. La figure trace la production pétrolière mondiale (en millions de b/j) par rapport aux cours du Brent (USD/baril) d’après les données observables. À quelque moment que ce soit, le prix d’équilibre reflète l’intersection des courbes de l’offre et de la demande. La ligne de tendance prend la forme d’une équation polynomiale de sixième degré qui présente le meilleur ajustement avec le diagramme de dispersion. L’examen de la figure  fait ressortir trois phases distinctes : avant 2004, la courbe de tendance est plate, une légère hausse des prix ayant provoqué une forte intensification de la production, ce que l’on peut expliquer par le comportement de l’OPEP et, plus particulièrement, la position unique de l’Arabie saoudite qui a joué le « producteur d’appoint » en absorbant les fluctuations de l’offre et de la demande pour assurer la stabilité du marché et des cours. De 2004 à la première moitié de 2014, la pente de la courbe de tendance devient beaucoup plus abrupte, et les petites hausses des prix ne sont pas associées à des accroissements correspondants de la production.

Nous constatons également une ampleur accrue de la volatilité des prix pétroliers après 2004, qui atteint son maximum en 2008. La flambée des prix pétroliers du premier semestre de 2008 peut s’expliquer par les mouvements haussiers de la demande, la production n’ayant pas réagi assez rapidement à l’évolution correspondante des prix. En effet, les membres de l’OPEP n’avaient pas les capacités suffisantes — après plusieurs années d’investissements limités — pour combler l’écart grandissant entre la demande mondiale et l’offre des pays non membres de l’OPEP. L’effondrement des prix au deuxième semestre de 2008 tient à une chute marquée de la demande alors que la crise financière frappait l’économie mondiale. On voit donc que les fluctuations de la demande de pétrole constituent le principal facteur à l’origine des fortes variations des prix pétroliers pendant la période considérée. Ce qui rend la courbe de tendance intéressante est sa soudaine inversion à compter de septembre 2014 où la chute des prix a donné lieu à un accroissement de l’offre. C’est la situation actuelle des marchés pétroliers où la production augmente tandis que la demande stagne. Du fait des rigidités à court terme et du coût élevé des ajustements, les producteurs — surtout ceux qui produisent à coût élevé — continuent de produire jusqu’à ce que leurs recettes tombent en deçà du coût marginal de production. Ils s’efforcent de couvrir au moins leurs coûts variables (par opposition aux coûts fixes), lesquels présentent des variations considérables, de 5 dollars le baril en Arabie saoudite à 60 dollars, voire davantage, pour les producteurs américains de pétrole de schiste non conventionnel (voir la section sur les coûts et les prix du pétrole au seuil de rentabilité).

Rééquilibrage du marché pétrolier

Maintenant que l’on a une idée plus claire des facteurs qui ont contribué à la chute des prix du pétrole après 2014, peut-on déterminer combien de temps les cours resteront en berne ? Pour répondre à cette question, nous examinons tout d’abord l’expérience des précédentes crises pétrolières pour revenir à la situation actuelle et aux facteurs qui conduiront le marché pétrolier à s’équilibrer. L’expérience des précédentes crises pétrolières. Comme nous l’avons déjà indiqué, les phases de contraction durent plus longtemps que les périodes d’expansion, ce qui tient au manque d’élasticité de la pente de la courbe de l’offre, surtout à court terme (voir la figure 4 par exemple). Les producteurs de pétrole (à la différence d’autres produits) ne réagissent pas forcément à la baisse des cours en réduisant leurs approvisionnements (voir la section précédente). Au contraire, pendant les périodes d’effondrement, certains des producteurs à coûts élevés (pétrole non conventionnel) vont avoir tendance à accroître leur offre, juste pour couvrir leurs coûts d’exploitation et leur fort endettement. De la même façon, vu leurs faibles coûts d’exploitation, les producteurs classiques tendent à maintenir leurs parts de marché en produisant plus. Ainsi, les pays membres de l’OPEP ont parfois ignoré leurs quotas et produit plus que leurs seuils plafond pour conserver leurs parts de marché. L’Iraq et l’Arabie saoudite ont accru leur production en juin 2015, les deux pays ayant augmenté leurs forages, d’où un dépassement d’environ 1,28 million de b/j de la limite de 30 millions de b/j définie par l’OPEP. Une offre abondante dans un contexte de demande atone a pour effet de tirer les prix encore plus bas. Lorsque cette situation perdure, les périodes de contraction durent plus longtemps que les phases d’expansion.

Le comportement des producteurs pétroliers et la rapidité avec laquelle ils réagissent aux perturbations du marché déterminent la durée des phases d’effondrement. À la différence de la chute des cours de 1986 où l’OPEP, et plus particulièrement l’Arabie saoudite, dictaient les mouvements des prix pétroliers sur le marché, ce sont aujourd’hui les producteurs américains de pétrole de schiste qui sont les producteurs d’appoint (voir l’encadré 1). Par comparaison avec la lenteur de réaction de la production de pétrole conventionnel (souvent plusieurs années), les producteurs américains disposent d’une importante capacité de réserve et peuvent réagir aux fluctuations du marché en peu de temps (fréquemment dans les six mois) . De nombreux puits sont inactifs. D’après des données recueillies par Bloomberg Intelligence, on comptait aux États-Unis d’Amérique à la fin de 2015 environ 4290 puits non achevés, dont 30 % se trouvaient dans deux zones d’exploitation des schistes bitumineux, à Bakken, et dans le Bassin permien à l’ouest du Texas et au Nouveau-Mexique. Les puits inactifs permettent aux producteurs américains d’augmenter ou de réduire leur production plus vite que les producteurs de pétrole conventionnel lorsque les prix approchent du point de bascule qui déclenche ou interrompt la production. Selon des données de Baker Hughes, il ne restait en 2016 qu’environ 489 tours de forage en activité, soit un quart du record d’installations atteint en 2014, ce qui a provoqué une chute de 10 % de la production pétrolière américaine en moins d’un an. Une comparaison des périodes d’effondrement des cours de 1986 et de 2014 révèle des éléments intéressants sur la durée des phases de contraction. La figure 5 trace la tendance des prix durant ces deux périodes. Les deux courbes de tendance suivent le même schéma. Si l’expérience passée a valeur de référence, on peut raisonnablement conclure que la crise actuelle des prix du pétrole durera plus longtemps que prévu et qu’elle perdurera probablement jusque dans la prochaine décennie.

Comme il a été dit plus haut, l’effondrement brutal des prix pétroliers en 2014 était dû à la forte volatilité observée après 2008, avec un sommet en 2014 qui a provoqué une accumulation des stocks à un moment où la demande ne suivait pas (du fait du ralentissement économique mondial, notamment en Chine). Le marché va donc se rétablir à un prix d’équilibre correspondant à une baisse de la production et des stocks ou à une reprise de la demande (ou aux deux). Ces facteurs sont examinés de façon plus détaillée ci-dessous. S’agissant de l’offre, il est peu probable que les producteurs de l’OPEP conviennent de réduire leur production, l’Arabie saoudite ayant abandonné la souplesse de son rôle de stabilisateur des marchés pour privilégier le maintien de sa part de marché. Tout comme les autres membres de l’OPEP et la Russie qui veulent préserver leurs parts de marché, l’Arabie saoudite continuera probablement de produire au niveau actuel, voire davantage (voir la dernière section sur les réactions des pays de la région MENA en réponse à la baisse des prix du pétrole). L’Iran et l’Iraq ont déjà relevé leur production et la Libye pourrait bien reprendre sa place sur le marché si les tensions s’apaisent. De plus, l’Arabie saoudite ayant de faibles coûts d’exploitation, de l’ordre de 5 à 10 dollars le baril, sa production demeure rentable même aux bas prix actuels. Par conséquent, une baisse de production ne pourrait venir que des producteurs d’appoint, un rôle actuellement assumé par les producteurs non conventionnels, particulièrement l’industrie du pétrole de schiste. Ces compagnies appliquent un « prix de bascule » à partir duquel elles augmentent ou réduisent rapidement la production (voir la section suivante).

En outre, il faut une reprise soutenue de la demande pour stimuler les prix et réduire la volatilité. D’après des estimations de l’EIA, la demande a augmenté lentement en mai 2016 et les prix du Brent se sont redressés à environ 50 dollars le baril pendant ce mois — sous l’effet d’une interruption de l’offre au Canada, au Nigéria et ailleurs et de l’accroissement saisonnier de la consommation — pour atteindre un nouveau sommet à 53 dollars le baril pendant la première semaine de juin. Toutefois, cette reprise n’a pas perduré en raison de l’importance des stocks excédentaires — près de 1,5 million de barils — et les prix du Brent sont retombés à 49,3 dollars le baril le 15 juin. L’Agence internationale de l’énergie (AIE), qui est basée à Paris, estime que la demande de pétrole ne devrait pas se redresser au-delà des stocks disponibles d’ici 2019

Il y a une possibilité que la demande reprenne et que les prix rebondissent dans un contexte d’offre excédentaire, mais cela dépendra de l’élasticité revenu de la demande puisque la courbe de l’offre est particulièrement inélastique, même à long terme. Une amélioration des perspectives de l’économie mondiale pourrait stimuler la demande de pétrole, ce qui pousserait les prix à la hausse. Néanmoins, les préoccupations liées au changement climatique, les actifs échoués et la question des énergies renouvelables pourraient peser sur la rapidité de la reprise de la demande. De manière générale, les décideurs sont convenus qu’il est souhaitable de maintenir le réchauffement climatique mondial à moins de 2 degrés Celsius au-delà des températures moyennes dans le monde à l’époque préindustrielle. S’ils donnent suite à cette mise en garde, un tiers des réserves pétrolières, la moitié des réserves de gaz et plus de 80 % des réserves actuelles de charbon devront rester inexploitées de 2010 à 2050 pour ne pas dépasser la cible de 2 degrés Celsius . En d’autres termes, la plupart des réserves pétrolières de la planète resteraient en terre. Il serait donc logique que les producteurs pétroliers vendent leurs réserves au maximum au préalable. Or, toute décision visant à extraire plus pour vendre immédiatement ne ferait qu’aggraver la saturation actuelle du marché des produits pétroliers.

 C’est dans ce contexte que (la Banque mondiale examine) l’époque et le prix auxquels le marché devrait s’équilibrer.

 

Comment et quand le marché se rééquilibre-t-il ?

Selon l’un des scénarios, l’engorgement actuel du marché va aller en s’amenuisant à mesure que les producteurs pétroliers à coûts élevés, comme les producteurs américains de pétrole de schiste, quittent le marché et/ou que les membres de l’OPEP conviennent de réduire leur production. Dans ce scénario, les prix du pétrole se redressent, peut-être après un certain temps, même si la demande demeure atone. Toutefois, comme nous l’avons évoqué plus haut, plusieurs facteurs — notamment le retour de l’Iran sur le marché pétrolier, les réactions stratégiques des autres membres de l’OPEP, les tentatives de la Russie pour préserver sa part de marché et le prix où l’industrie américaine du pétrole de schiste devient rentable (voir la section ci-dessous) —freineront probablement la reprise des prix au moins jusqu’à 2018. Les dernières données de l’IEA indiquent que les pays producteurs de pétrole de la région MENA ont atteint des niveaux historiques supérieurs à 31 millions de barils/jour, la majorité de la production provenant de l’Arabie saoudite, de l’Iraq et de l’Iran.

Depuis la levée de l’embargo sur ses exportations de pétrole, l’Iran a augmenté sa production d’environ 750 000 b/j. Selon des données récentes du Ministère du pétrole, les exportations iraniennes de brut ont atteint 2,1 millions de b/j en avril 2016, contre environ 1 million de b/j à l’époque des sanctions. Les décideurs ont fait savoir que cette politique serait maintenue jusqu’à ce que l’Iran ait regagné sa part de marché d’avant les sanctions.

Par ailleurs, le pays a des coûts d’exploitation très faibles qui lui permettent de se maintenir sur le marché pendant un certain temps, voire d’accroître sa production pour compenser la baisse des prix du pétrole. En l’absence d’un relèvement de la demande, cela ne fera qu’accroître des stocks déjà élevés. Selon l’EIA, les stocks mondiaux ne commenceront à montrer des signes de fléchissement qu’en 2018 et 2019, ce qui pourrait aider les prix à rebondir durant la première moitié de 2019, la hausse devant s’accélérer vers la fin de la décennie.

Le contexte actuel des cours du pétrole a eu une incidence négative sur l’investissement pétrolier. On estime à 42 % la réduction de l’investissement total du secteur en 2015 et 2016. Selon l’IEA, environ la moitié de cette baisse est imputable à l’Amérique du Nord. Si le niveau des prix reste bas pendant un certain temps, on n’assistera probablement pas au cours des deux prochaines années à une reprise significative de l’investissement.

D’après les prévisions de l’EIA, la production de pétrole étasunienne devrait s’établir en moyenne à 8,6 millions de b/j en 2016 et 8,2 millions de b/j en 2017. Vu l’offre excédentaire actuelle, cela pourrait ne pas suffire à relever les prix en 2017, voire 2018. En conséquence, les stocks mondiaux devraient continuer de croître tout au long des deux prochaines années si la demande n’évolue pas. La conjugaison de tous ces facteurs permet d’avancer qu’il y a de fortes chances que le marché s’équilibre à la fin de 2019.

Prix « seuil » d’équilibre du marché pétrolier

Lorsque le marché se stabilisera, à quel niveau se situeront les prix d’équilibre du pétrole ?

En d’autres termes, quel est le prix qui est suffisamment faible pour ne pas provoquer une hausse de la production américaine de brut — permettant ainsi d’absorber l’offre excédentaire — tout en restant supérieur au seuil de rentabilité de ces entreprises ?

Quels sont les « prix de seuil » qui incitent les producteurs américains de pétrole de schiste à intensifier leur production ?

La réponse à ces questions dépend de plusieurs facteurs.

Réserves de pétrole de schiste. L’existence et l’accessibilité d’importantes réserves de schistes bitumineux et la capacité des industriels du secteur à réagir sans tarder aux mouvements du marché influenceront la hausse des cours mondiaux du pétrole. Selon des estimations de l’EIA, la production de pétrole de schiste pourrait atteindre jusqu’à 14 millions de b/j d’ici 2035 (par rapport à 8,7 millions en 2015), soit 12 % de l’offre mondiale totale de pétrole.

Compte tenu de la place croissante qu’occupe le pétrole de schiste sur le marché pétrolier, même si une reprise des prix s’amorçait (comme cela s’est produit depuis avril 2016), les analystes ne croient pas à un retour aux prix à trois chiffres atteints durant la période de 2011-2013. Cela tient à l’évolution des comportements de l’OPEP et des producteurs américains non conventionnels ainsi qu’à la rapidité avec laquelle ces derniers réagissent aux déséquilibres du marché. Une série de faits intervenus au sein de l’industrie américaine de pétrole de schiste et de gains d’efficience ont conduit ces producteurs à contrer rapidement les perturbations du marché tandis que l’OPEP en est restée simple spectateur.

Prix du pétrole au seuil de rentabilité. Par comparaison avec les producteurs du Moyen-Orient comme l’Arabie saoudite, les producteurs américains de pétrole de schiste ont un seuil de rentabilité bien plus élevé. Même si l’industrie a réalisé des gains d’efficience, les prix de rentabilité varient de manière importante selon la région considérée, allant de 30 dollars à environ 60 dollars le baril dans certains comtés tels que Eagle Ford.

En effet, le prix de rentabilité est très largement fonction des coûts de forage, de l’achèvement des puits et de la quantité de pétrole qu’ils produisent au bout du compte.

La production d’un puits peut varier considérablement sur quelques kilomètres seulement, ce qui explique la gamme très étendue des estimations de prix au seuil de rentabilité pour un seul et même producteur.

La Banque mondiale présente des estimations de diverses sources concernant les prix d’équilibre sur des cycles longs. Parmi les principaux intervenants du marché, ce sont notamment Permian Midland, Niobrara Shale et Eagle Ford qui accusent les plus fortes baisses. Au final, les prix d’équilibre s’établissaient en moyenne autour de 60 dollars le baril au troisième trimestre de 2015, soit un recul de plus de 40 % entre 2013 et 2015. Ils pourraient descendre encore davantage compte tenu des gains d’efficience et de l’amélioration des techniques de forage et d’extraction.

On trouve plusieurs estimations des prix d’équilibre des producteurs de pétrole de schiste. Selon celles de Bloomberg New Energy Finance, il faudrait un retour sur investissement de 10 % pour maintenir les niveaux actuels de production, mais de 20 % pour les augmenter. En appliquant ces taux, ils déterminent le prix nécessaire dans chaque région pour obtenir ce retour sur investissement. Selon leurs calculs, les compagnies américaines du pétrole de schiste s’écrouleront si les prix du pétrole restent inférieurs à 50 dollars le baril pendant plus d’un an. D’après Wood Mackenzie, les 50 premières compagnies pétrolières cotées en bourse devraient s’équilibrer à 53 dollars le baril.

 

Quelle est la « nouvelle norme » en matière de prix pétroliers ? La trajectoire des prix pétroliers fait l’objet de prévisions régulières, mais les résultats sont souvent incertains et inexacts, avec d’importantes erreurs de prévision. La plupart du temps, les chocs pétroliers ne sont absolument pas prévus, comme en 1986 et dans le cas du plus récent effondrement des prix, en 2014, que les prévisionnistes n’ont pas vu venir. Étant donné les incertitudes qui pèsent sur l’offre et la demande de pétrole, les attentes des négociants quant aux conditions du marché et le fait qu’il existe déjà des séries de prévisions, nous avons réuni les estimations de différents prévisionnistes, y compris des institutions financières internationales et des acteurs du marché à terme. Les dernières prévisions de prix pour 2017 (datant d’avril 2016) vont de 41 dollars (FMI pour le brut au comptant) à 60 dollars (EIU, pour le Brent), les estimations de la Banque mondiale se situant à 50 dollars le baril. Bien sûr, ces chiffres évolueront car ils ont déjà été considérablement révisés au cours des derniers mois. Afin de minimiser les erreurs de prévision, nous avons calculé une moyenne simple des prix prévus par la Banque mondiale, le FMI et l’EIU pour la période de 2016 à 2020. Selon nos estimations, les prix du pétrole devraient atteindre 50,3 dollars le baril en 2017, pour passer à 57,1, 59,1 et 60,4 dollars le baril en 2018, 2019 et 2020 respectivement.

Les estimations des intervenants du marché à terme et celles de Consensus Economics pourraient aussi fournir des indications sur l’orientation des prix du pétrole à court terme. Sur le marché à terme, les prix sont ceux que l’acheteur et le vendeur conviennent d’appliquer à la livraison à une date ultérieure, et ils reflètent les attentes des investisseurs quant à l’évolution des prix du pétrole. La trajectoire des cours inclut généralement des primes de risque aussi importantes que volatiles — définies comme étant la différence entre les prix à terme et les prix au comptant prévus dans les enquêtes de Consensus Economics — mais ces primes sont proches de zéro en moyenne (Lettre économique de la Banque fédérale de réserve de San Francisco, 2005). Les données montrent que les contrats négociés sur le marché à terme pour une livraison en décembre 2020 sont basés sur un prix de l’ordre de 58,3 dollars le baril. Consensus Economics publie les prévisions individuelles et consensuelles sur les prix du brut (et d’autres matières premières) de 25 prévisionnistes économiques et financiers réputés du monde entier.

Si l’on considère la trajectoire des prix pétroliers à terme et des prévisions consensuelles, tout porte à croire que le marché ne s’équilibrera pas avant au moins 2020. À l’époque de ce rééquilibrage, le prix d’équilibre devrait être de l’ordre de 53 dollars à 60 dollars le baril. Cette fourchette pourrait également s’appliquer aux prix au seuil de rentabilité dans les régions productrices de pétrole de schiste.

On a souvent avancé que des prix d’environ 50 dollars le baril pourraient faire basculer la situation, à savoir justifier une intensification des forages. En Oklahoma et au Texas, certains puits deviennent rentables à 50 dollars le baril. Si les prix du pétrole s’établissent à ce niveau, l’exploitation pourrait reprendre lentement, même si le forage de nouveaux puits ne suffirait pas à endiguer le fléchissement de la production pétrolière américaine. Il faudrait des prix plus élevés pour stimuler une reprise de la production. À 60 dollars le baril, des puits beaucoup plus nombreux seraient remis en exploitation et les investissements dans de nouveaux puits se redresseraient aussi.

Le rééquilibrage interviendra s’il y a augmentation régulière de la demande future ou réduction soutenue de l’offre future (ou dans les deux cas). S’agissant de la demande future, l’accroissement de la demande de pétrole des pays asiatiques hors OCDE revêt une importance capitale. Ces pays, notamment la Chine, devraient constituer le gros de la croissance de la demande de pétrole, les volumes nécessaires devant passer de 23,7 millions de b/j en 2015 à 28,9 millions de b/j en 2020 selon l’AIE. La croissance de la Chine continuera de jouer un rôle central étant donné la hausse concomitante de sa demande de pétrole et la constitution des réserves stratégiques chinoises qui atteindront au moins 500 millions de barils d’ici 2020. D’après des projections de Platts China Oil Analytics, la croissance annuelle des importations de brut entre 2015 et 2020 s’établira en moyenne à environ 5,5 %, soit 10,5 millions de tonnes par an ou, en gros, 210 000 b/j, essentiellement à des fins de constitution de stocks.

Les aspects liés à l’offre sont les éléments qui détermineront le moment où le marché pétrolier s’équilibrera. La croissance de l’offre devrait dépasser celle de la demande au cours des quelques années à venir, ce qui retardera la reprise des prix jusqu’à après 2019. Il faut y voir l’effet de la colossale accumulation de stocks au cours des trois dernières années — avec aujourd’hui 1,2 million de b/j aux États-Unis d’Amérique et 1,5 million de b/j dans le reste du monde — une situation qui freinera le redressement des prix en 2016 et en 2017 et très probablement en 2018 (voir les tendances du marché actuel à la figure 4). Parallèlement, on prévoit une baisse de production chez les producteurs à coût élevé (pétrole de schiste) qui sont à même de réagir sans tarder aux déséquilibres du marché. Selon l’AIE, la production américaine de pétrole devrait diminuer de 600 000 b/j en 2016, et de nouveau de 200 000 b/j en 2017.

Si l’on considère l’ensemble de ces éléments, il y a tout lieu de penser que le marché s’équilibrera en 2019 ou au début de 2020, lorsque la demande et l’offre de pétrole devraient se stabiliser au prix d’équilibre du marché. Ce prix d’équilibre sera proche du coût marginal du dernier producteur, à savoir les producteurs américains de pétrole de schiste. En moyenne, ces derniers atteignent leur seuil de rentabilité aux alentours de 53 à 60 dollars le baril (voir la section précédente). Même si la justesse de ces prévisions demande à être vérifiée, il ressort de notre analyse que le prix d’équilibre du marché pourrait se situer dans cette même fourchette d’ici la fin de la décennie. À cette époque, il constituera probablement la « nouvelle norme » en matière de prix du pétrole, à savoir des prix suffisamment élevés pour alléger la pression pesant sur certains producteurs, notamment l’industrie américaine du pétrole de schiste, mais assez bas pour les dissuader d’entreprendre de nouveaux forages.

Notre analyse montre que les prix du pétrole s’établiront très probablement aux alentours de 60 dollars le baril d’ici 2020. Les producteurs américains de pétrole de schiste sont d’accord sur le fait que l’industrie se relèverait à des prix supérieurs à 60 dollars le baril. Dans la pratique, cela aurait pour effet de plafonner les prix du pétrole étant donné qu’un pétrole suffisamment coûteux justifie l’intensification des forages et un accroissement de l’offre sur le marché. Selon des données de Baker Hughes, lorsque les prix du brut WTI ont atteint 60 dollars le baril à la mi-juin l’année dernière, la production américaine a grimpé en flèche, une réactivité qui est directement corrélée avec leurs coûts d’exploitation élevés. Dans l’industrie du schiste, les coûts de forage représentent jusqu’à environ 40 % du coût total de construction et d’achèvement des puits de pétrole. Une fois que les prix auront dépassé ce seuil, ces compagnies s’empresseront d’achever leurs puits et de relancer leur production.

De nombreux risques pèsent toutefois sur ces projections. Les prévisionnistes révisent fréquemment leurs estimations, parfois même tous les trimestres (voir par exemple les prévisions de prix de l’EIA et de l’AIE). Les producteurs de pétrole de schiste pourraient améliorer leur efficience et accroître leur rentabilité par baril. Ils pourraient alors atteindre le seuil de rentabilité à des prix plus faibles, ce qui aurait pour effet de tirer vers le bas les prix seuil où le marché s’équilibrera. Le troisième risque pesant sur nos projections tient aux mesures de lutte contre le changement climatique et au remplacement des combustibles fossiles par les énergies renouvelables qui sont susceptibles de réduire la rentabilité des combustibles fossiles. L’offre et la demande de pétrole pourraient en pâtir si les producteurs jugent plus rentable d’extraire le pétrole dès à présent plutôt que de se retrouver confrontés plus tard à une baisse de la demande.

Du côté de l’offre, le retour de l’Iran, de la Libye et de l’Iraq sur le marché du pétrole pourrait exacerber l’engorgement du marché et tirer les prix encore plus bas. A contrario, le fait que les pays de la région MENA se détournent du pétrole pour diversifier leur économie pourrait réduire la production et contribuer à absorber l’offre excédentaire. D’autres risques sont à signaler, notamment le vote surprise du Royaume-Uni le 23 juin 2016 en faveur de la sortie de l’Union européenne (UE), qui a provoqué une chute de 5 à 6 % des prix au comptant et à terme. Même si le marché à terme a regagné les pertes consécutives au Brexit (le 29 juin) compte tenu de l’engorgement du marché pétrolier, cette situation pourrait retarder le moment où nous prévoyons un rééquilibrage du marché (voir l’encadré 3). PIRA Energy Group, basé à New York, estime que l’impact du Brexit sur la demande mondiale se fera sentir en 2017, sous l’effet d’un ralentissement de la croissance européenne et donc de la demande de pétrole, d’environ 100 000 à 200 000 b/j.