Contexte pétrolier 2010 et tendances

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1 Contexte pétrolier 21 et tendances L incertitude du contexte économique, en particulier dans les pays occidentaux, est à l origine d une fluctuation marquée du prix du pétrole en 21 : minimum de 67 $/b en mai et des pointes autour de 85 $/b, en avril et 9 $/b novembre. Il se situe en moyenne annuelle à presque 8 $/b, soit près de 2 $ de plus par rapport à l année 29 (61 $/b). Pour 211, le marché anticipe un prix compris entre 8 et 9 $/b, lié à l hypothèse d une tension croissante. Le marché privilégie la croissance des pays émergents avant le risque économique et financier des pays occidentaux. Une influence majeure des marchés financiers Le prix du pétrole n a pas échappé à l influence d un contexte économique incertain qui a provoqué de fortes corrections tout au long de l année. Il a, de ce fait, suivi globalement les hésitations des marchés financiers (figure 1), qui ont fait osciller l indice Dow Jones entre 1 et 11 4 points. Le pétrole a, pour sa part, fluctué entre 67 et 9 $/b au cours de l année. Fig. 1 - Évolution du Dow Jones et du pétrole WTI en 21 (jusqu à début décembre) WTI $/b Sources : Platts, Yahoo Dow Jones Janv.-1 Avril-1 Juil.-1 Oct La vision économique et financière a ainsi été l élément déterminant dans la formation du prix. Les secousses de la crise financière de 28, suivies par la récession économique de 29 (-,6 % au niveau mondial) continuent à peser sur les marchés par le biais de l endettement des États occidentaux. Le premier semestre a été marqué par les incertitudes du contexte européen, avec les dégradations successives de la note de la dette de la Grèce (fin 29), du Portugal (mars) et de l Espagne (mai) qui aboutissaient à un décrochage violent des marchés financiers et du pétrole en mai. La hausse du prix du brut constatée entre février et avril, soutenue par les résultats positifs des sociétés, était ainsi entièrement annulée, le pétrole passant ponctuellement sous les 7 $/b fin mai. Il faudra l annonce de la création du Fonds européen de stabilité financière (FESF), lors d un sommet exceptionnel des chefs d État début mai, pour rassurer les marchés. La publication en juillet des tests de résistance des banques jugés plutôt satisfaisants ira dans le même sens. Dans ce contexte, l euro, qui avait perdu 16 % entre janvier et juin (figure 2) commencera sa remontée alors que les inquiétudes se tourneront désormais vers les États-Unis. Le rapport de conjoncture de la Réserve fédérale américaine (Fed) de fin juillet confirmera les doutes des investisseurs quant à la pérennité de la reprise économique, avec une croissance de seulement 2,4 % au deuxième trimestre, contre 3,7 % au précédent. Cela entraînera en août une nouvelle chute des marchés et du pétrole dans leur sillage, qui perdra ainsi près de 14 $/b sur ce seul mois pour revenir vers les 7 $/b. Les mois de septembre à novembre seront à nouveau orientés à la hausse, grâce une nouvelle fois aux résultats favorables des sociétés, comme en avril et juillet, et surtout

2 Contexte pétrolier 21 et tendances à l annonce de la Réserve fédérale américaine affirmant sa volonté d injecter des liquidités, si nécessaire. Le plan de la Fed sera dévoilé le 3 novembre, prévoyant 6 milliards de dollars d achat d obligations d État avec l objectif affiché de relancer la croissance (par le biais indirect de l accroissement de la liquidité bancaire, de la hausse des actifs et de l inflation anticipée). Fig. 2 - Évolution de l euro et du Brent en 21 Brent Sources : Platts, BCE Brent $/b Janv.-1 Avril-1 Juil.-1 Oct.-1 Ce plan de création monétaire, susceptible d affaiblir le dollar, poussera le Brent vers des sommets à 88 $/b, au plus haut depuis octobre 28. La fragilité de la situation européenne, nécessitant le plan de soutien à l Irlande et l intervention de la BCE pour rassurer les marchés, fera retomber l euro de 1,42 $ à 1,31 $ fin novembre, sans trop impacter le Brent qui résistera autour des 85 $/b, avant de dépasser les 9 $/b. Comme en début d année, le lien inversé souvent évoqué entre évolution du dollar et du pétrole ne se vérifie pas, confirmant qu il n est pas systématique (figure 2). L année 21 aura donc été marquée par des mouvements haussiers et baissiers assez violents, reflets de ce contexte d après crise qui fait encore peser un risque financier majeur, avec la possibilité d une rechute de l économie. La Banque des règlements internationaux comme le FMI ont évoqué ce scénario que l on ne peut écarter. Le retour régulier en 21 vers les 7 $/b pour le pétrole s inscrivait dans cette hypothèse. Le scénario central proposé par le FMI reste néanmoins un scénario de reprise en V (figure 3) à 4,8 % au niveau mondial en 21, avec toutefois un léger recul en 211 à 4,2 %. Rappelons également que, si la croissance est assez molle pour les pays occidentaux (2,7 et 2,2 % respectivement), elle reste particulièrement vigoureuse dans le reste du monde (7,1 et 6,4 %), en particulier en /$ Brent /b 1,7 1,6 1,5 1,4 1,3 1,2 1,1 1,,9 Chine (1 %). Ce constat a été à l origine des corrections haussières poussant le brut à plus de 8 $/b. Fig. 3 - Croissance économique par zone % Source : FMI (octobre 21) Monde OCDE Non OCDE Spéculation et rôle des fondamentaux De nombreuses études ont tenté de prouver l impact de la spéculation sur les prix sans conclure pour la plupart avec certitude. Il semble néanmoins probable qu elle joue un rôle significatif de court terme pour accentuer les mouvements tendanciels du marché. Les conseils d achat ou de vente fondés sur les seules techniques graphiques et parfois automatisées ("trading algorithmique") ne peuvent être sans effet. Ces mécanismes ont probablement tendance à amplifier les mouvements, sans toutefois en créer de fictifs déconnectés du contexte. L analyse de l année 21 montre en effet que des facteurs objectifs (crainte ou espoir sur la croissance, sur le risque financier, effet euro, etc.) peuvent aussi expliquer les évolutions observées. Les mouvements des marchés ne peuvent donc pas être attribués au seul résultat des positions purement spéculatives. Ils résultent in fine d une combinaison complexe entre les positions spéculatives visant un profit, et celles des acteurs physiques qui cherchent à couvrir un risque, tout en spéculant eux-mêmes sur une hausse ou une baisse à terme. La question de la fiabilité de ces mécanismes pour découvrir un prix juste reste toutefois fondée. Elle se pose depuis 24, et surtout depuis 28 année du prix record de 144 $/b atteint en juillet. En d autres termes, est-ce que les fondamentaux du marché sont pris en compte?

3 Contexte pétrolier 21 et tendances De 24 à 28, la faiblesse des capacités de production disponibles a constitué sans aucun doute une explication crédible, aboutissant à un prix de destruction de la demande nécessaire pour rétablir l équilibre offre/ demande. Cette affirmation est cependant contestée par certains experts dans un débat qui ne sera probablement jamais tranché. Actuellement, il est possible d identifier deux facteurs susceptibles de donner un sens aux prix observés : il s agit des coûts de production les plus élevés et, à nouveau, des marges de manœuvre du marché en termes de capacités disponibles. Le premier facteur joue sur la zone d équilibre du prix, le second sur une prime éventuelle dans l hypothèse d un risque de tensions. Spéculation et volatilité La volatilité structurelle du prix du pétrole ne semble pas très fortement affectée par la montée en puissance des contrats financiers sur le pétrole observée depuis 6 ans. En moyenne mensuelle, elle est en effet relativement stable depuis les années 199, se situant autour de +/-,5 % à 1 % par jour avec bien entendu des pointes en période de crise. Fig. 4 - Écarts journaliers du Brent en $/b moyenne 22 jours $/b 1,,5 -,5-1, -1,5-2, Elle a ainsi atteint en moyenne près de + 3 % par jour au cours de la crise du Golfe de 199, et à l inverse 2 % pendant la crise financière de fin 28. Ce qui bouleverse la donne, c est évidemment la valeur absolue du pétrole en forte progression sur cette période :,5 % de 2 à 3 $/b représente,1 à,15 $, contre,35 à,4 $ pour un pétrole coté entre 7 et 8 $/b (figure 4). Source : IFP Energies nouvelles 7/8 $/b comme référence des coûts marginaux de production Compte tenu du rôle de l Opep prêt à assurer le rôle de producteur d appoint en période d offres excédentaires, le marché pétrolier a pu développer au fil du temps des offres à des coûts relativement élevés. Ce fut l offshore de la Mer du nord dans les années 8, et plus récemment l offshore très profond et les huiles non conventionnelles. Ces dernières jouent aujourd hui le rôle de fourniture marginale du marché aux coûts de production les plus élevés. Il s agit en particulier des sables bitumeux du Canada, qui représentent un volume de l ordre de 1,5 millions de baril jour (Mb/j), soit 2 % environ de la production mondiale, volume qui devrait atteindre 2,8 Mb/j en 22. Une étude de 28 d un consultant canadien (Ross Smith Energy Group) permettait d estimer la valeur plancher des huiles lourdes canadiennes à 6 $/b pour obtenir un taux de retour de l ordre de 1 %. Pour un taux de 15 %, un prix de 8 à 9 $/b devenait nécessaire. La compagnie norvégienne Statoil a évoqué plus récemment, début 21, un seuil de 7 à 8 $/b, proche de celui évoqué par l AIE (65 à 75 $/b WEO 21). Cette fourchette de prix, évoquée d ailleurs à plusieurs reprises par les membres de l Opep comme juste prix, avait donc un sens pour définir des cotations sur le marché, en ligne avec les coûts marginaux de production. Les pointes au-delà de la valeur haute des 8 $/b sont d ailleurs restées assez fragiles, avec des corrections baissières en période de doute sur la croissance. Le marché a pourtant montré, même ponctuellement, qu il était prêt à valoriser le pétrole entre 8 et 9 $/b cette année. L Opep s est d ailleurs empressé, par la voix du ministre saoudien du pétrole, d évoquer le 1 er novembre une nouvelle référence de prix entre 7 et 9 $/b. La psychologie jouant un rôle non négligeable sur les marchés, ce seul fait est susceptible de constituer un facteur de soutien du prix au-delà des 8 $/b. Néanmoins des raisons objectives sont nécessaires pour tenir un prix, les raisons erronées ou infondées ne pouvant que déboucher sur des bulles spéculatives appelées à éclater. C est donc du côté de la perception de l équilibre futur offre/demande qu il faut se tourner pour mieux comprendre les raisons d une prime sur le brut.

4 Contexte pétrolier 21 et tendances L équilibre offre/demande anticipé pèse à la hausse sur le prix Il est souvent difficile de comprendre une relative tension sur les prix à court terme (spots) alors que le seul contexte du moment ne la justifierait pas. Le marché pétrolier est en effet caractérisé par des capacités excédentaires de production assez élevées, de l ordre de 6 Mb/j, soit plus de 7 % de la demande. Pour comprendre les hausses actuelles des cours, il convient donc de se tourner vers l équilibre attendu dans les prochaines années. La demande, qui a reculé de 1,6 Mb/j entre 27 et 29 sous l effet de la crise, est désormais à nouveau orientée à la hausse. Une croissance très forte de 2,2 Mb/j est ainsi attendue en 21, et de l ordre de 1,1 Mb/j en moyenne annuelle jusqu en 215. Les pays émergents seront à l origine de la hausse (+ 1,4 Mb/j), alors que les pays occidentaux entament un déclin structurel de leur consommation. Dans le même temps, la production des non Opep devrait stagner autour des 53 Mb/j, ce qui nécessitera un recours croissant à l offre des pays de l Opep. La production du cartel passera ainsi de 34 Mb/j en 21 (LGN inclus) à plus de 39 Mb/j en 215 (figure 5). Hors LGN, la progression devrait se situer à 3,7 Mb/j, ce qui devrait permettre d absorber la hausse attendue de l Irak (+1 Mb/j d ici 215), en laissant une marge significative pour les autres pays membres soumis à quotas. L intégration de l Irak dans ce système de quota pourrait ainsi se réaliser sans trop de tensions au sein de l organisation. Fig. 5 - Équilibre du marché pétrolier et 4 Mb/j en 215. Une Opep plus forte pour gérer l offre et un déclin des marges de manœuvre constituent sans conteste des facteurs de soutien haussier pour le marché. C est la vision anticipée actuellement par les marchés, ce qui se traduit par des prix à terme, qui cotent le pétrole pour les mois à venir, orientés à la hausse. Ces cotations financières, qui fluctuent fortement comme les prix spots, avec la perception du futur, ont ainsi anticipé la moyenne 211 entre 8 et 9 $/b (figure 6) tout au long de l année 21. Les prix spots fixés au jour le jour sont influencés par ces anticipations. Un écart trop important entre prix spots et prix à terme entraînerait en effet des mécanismes physiques de réajustement via le stockage. Ceci explique pourquoi, en dépit de capacités excédentaires importantes actuellement, le prix est relativement élevé. Une progression du prix moyen annuel de 8 $/b en 21 à près de 9 $/b en 215 est ainsi envisagée par les marchés. Fig. 6 - Prix moyen mensuel du WTI (29-21) et anticipation des marchés (prix à terme) $/b WTI (mensuel) Prix à terme à différentes dates Demande 3 Janv.-9 Avril-9 Juil.-9 Oct.-9 Janv.-1 Avril-1 Juil.-1 Oct.-1 Janv.-11 Avril-11 Juil.-11 Oct.-11 Mb/j Marges Opep 4,3 5,6 2,9 2,3 1,9 3, 3,5 3, 6,2 6,5 5,9 4,8 3,9 4,5 4, Source : IFP Energies nouvelles Base données AIE Prod. non Opep Capacités Opep Prod. Opep Cette évolution aura ainsi deux conséquences majeures : d une part, renforcer le poids de l Opep sur le marché (de 39 à 42 %), et d autre part, réduire les excédents de production. De 6 Mb/j en 21, ils devraient se réduire à 4,8 Mb/j en 212 Sources : Platts, CME Group Dans ce schéma de tensions potentielles à venir, il convient également d intégrer le contexte géopolitique. Nigeria, enclave du Cabinda en Angola, Yemen, provinces pétrolières de l Irak ont ainsi été l objet d attentats ces derniers mois. Le transport maritime est également un secteur sensible, le dernier exemple remontant à juillet 21 dans le détroit d Ormuz : un pétrolier japonais a été la cible d un missile, information confirmée en novembre par l administration américaine. Le dossier iranien reste également un sujet sensible, marqué depuis juillet 26 par l adoption de cinq résolutions par le Conseil de sécurité de l ONU, la dernière, de juin 21, renforçant de manière significative le régime de sanctions. Compte tenu de ce contexte, la prime de risque géopolitique est toujours susceptible de peser plus ou moins fortement sur le marché.

5 Contexte pétrolier 21 et tendances Les risques de long terme L idée d un pic à venir ou d un plateau plus ou moins long de la production pétrolière (notion de peak oil) est désormais acceptée par la plupart des experts. Deux pays sont là pour le confirmer (figure 7), le Royaume-Uni (plateau) et la Norvège (pic). Le pic a été passé pour ces pays une fois que le cumul de la production a atteint environ la moitié des réserves exploitables. Cela répond à une loi simple que l on pourrait appeler la "théorie du triangle", les côtés du triangle représentant la production et l aire la production cumulée et donc les réserves productibles. L aire de gauche avant le pic doit être du même ordre de grandeur que l aire de droite de l après pic. Cela signifie que la production cumulée d avant pic est proche de la production cumulée d après pic, et donc égale à environ la moitié des réserves productibles. Fig. 7 - Production historique et tendancielle de la Norvège et du Royaume-Uni 1,4 1,2 1, Prod. Norvège l évolution future de la demande, avec la possibilité d une croissance faible voire d une stagnation, scénario évoqué dans le dernier rapport WEO de l AIE (scénario 45 ppm). En tenant compte des scénarios d offre/demande proposés par l AIE (figure 8) d ici 235, la production cumulée (LGN et huiles lourdes du Canada inclus) est assez proche, se situant en 235 entre 2 5 Gb dans le scénario de base (Nouvelles politiques) et 199 Gb dans le scénario le plus favorable (45 ppm). Sur ces bases, le passage critique (production de la moitié des ressources mobilisables) se situerait en 215 sur la base du seul potentiel connu qui s élève à 2 75 milliards de barils (Gb), en tenant compte des révisions récentes de l Irak (+ 28 Gb), de l Iran (+ 13 Gb) et du Koweït (+ 12 Gb). En retenant un potentiel ultime plus élevé, estimé par l USGS à 3 6 Gb (scénario médian), la date critique se situerait en 23. Fig. 8 - Offre de liquides 29 et Mb/j 67,9 68,5 57, Mb/j 235 Nouvelles politiques - 13 Mb/j 45 ppm - 89 Mb/j Gb,8 Prod. RU,6,4, Source : BP Au niveau mondial, cette analyse est plus difficile à faire compte tenu des trois paramètres suivants : l incertitude sur les ressources ultimes récupérables, la diversité de l offre de liquides qui est plus large que les seuls pétroles conventionnels : elle inclut les liquides de gaz naturel (LGN), les pétroles non conventionnels (huiles lourdes - Canada et Venezuela), mais aussi les produits pétroliers issus du gaz ou du charbon (GTL et CTL) ainsi que les biocarburants, 1,8 17,9 13,3 2,3 9,5 7,4 Pétrole Liquide de Huiles lourdes conventionnels gaz naturel GTL, CTL Source : IFP Energies nouvelles Base données AIE 8,1 2,3 3 2,5 4,4 1,1 Gain raffinage Biocarburants À court/moyen terme, le risque de pic, au niveau mondial, est donc assez faible, mais présente une probabilité forte d intervenir avant 23. Il convient de souligner que, d un point de vue régional, la situation est bien différente, marquée par un recul de l offre non Opep. Cela signifie un recours croissant inévitable à l offre Opep qui concentre 7 % des réserves mondiales. La moitié de l offre pétrolière dépendra ainsi de l Opep d ici 2 ans, contre 4 % actuellement.

6 Contexte pétrolier 21 et tendances Un scénario baissier à court terme reste envisageable... Ce schéma de hausse régulière du prix s appuie bien évidemment sur le scénario central de croissance économique proposé par le FMI. Il implique une forte croissance de la demande pétrolière des pays émergents, Chine en tête, qui compense largement le recul de celle des pays occidentaux. Le niveau effectif de la croissance économique à venir sera ainsi un facteur déterminant pour le prix du brut. La croissance mondiale de 4,2 % envisagée pour 211 reste encore incertaine, comme le rappelle régulièrement le FMI, soulignant en particulier les risques financiers existants. Un scénario à seulement 3 % de croissance est ainsi envisagé pour 211. Poids de la dette dans les pays occidentaux qui peut à la fois peser sur la demande et les taux d intérêt, risque de bulle dans certains pays émergents lié à un afflux de capitaux, politique restrictive en Chine visant à contrôler l inflation sont autant de scénarios envisageables. Un retour vers les 7 $/b est ponctuellement envisageable dans un tel contexte dégradé. Il convient également de souligner que la baisse des coûts de production des pétroles les plus chers à produire, les pétroles lourds du Canada en particulier, est également envisagée. Le seuil jugé comme raisonnable compris entre 7 et 8 $/b n est de ce fait pas une fatalité, ce qui pourrait peser à la baisse sur les prix. Vers une moyenne de 8 à 9 $/b en 211 La moyenne 21 s inscrit à près de 8 $/b, ce qui constitue un record juste derrière les 97 $/b de 28, année de tous les excès. Cette valeur 21 s inscrit dans une tendance de fond que l on observe depuis 24 (38 $/b), qui a abouti à un doublement du prix du pétrole en six ans. Si l on tient compte de l ensemble des incertitudes d ordre économique, géopolitique ou liées aux fondamentaux du marché, une fourchette de prix allant de 7 à 9 $/b en moyenne 211, n est pas irréaliste. Le scénario baissier ne constitue néanmoins pas le scénario de référence des marchés qui privilégient une tendance haussière pour les années à venir, avec un équilibre dans la zone haute des 8 à 9 $/b. Des pointes vers les 1 $/b sont même envisagées. Ce scénario s inscrit dans une vision optimiste sur l évolution économique mondiale et tient compte du rôle désormais majeur des pays émergents. Leur croissance, à l origine de la hausse de la demande pétrolière, reste solide en dépit de la mollesse de celle des pays occidentaux. Cette montée en puissance des pays émergents, qui marque l avènement d un monde nouveau, s inscrit ainsi dans les cours du brut. Impact du prix du pétrole sur le marché gazier Le prix du gaz importé en Europe est historiquement indexé sur les produits pétroliers, et donc indirectement sur le pétrole. Depuis le début de la crise financière de 28, on assiste à un découplage très marqué de ce prix par rapport aux cotations court terme, NBP pour le Royaume-Uni et Henry Hub pour les États-Unis (figure 9). Plusieurs facteurs sont à l origine de ces écarts : le pétrole, qui avait fortement chuté début 29 (4 $/b environ) connait depuis une progression régulière (74 $/b fin 29, 8 $/b en 21), les marchés spots du gaz ont fortement réagi à la crise passant par des niveaux particulièrement faibles mi-29 (1 /MWh ou 4 $/MBtu) faute de demande et dans un contexte d excédents d offre, de nouvelles références se sont mises en place en 21 : concurrence charbon pour le marché anglais, ce qui pousse le NBP à la hausse (le charbon est passé de 71 $/t en mars à 116 $/t fin 21) ; coût des gaz non conventionnels aux États- Unis, dans un contexte d excédents d offre, ce qui a maintenu les prix autour de 4 $/MBtu (hors effet hiver 29/21). Avec des prix potentiellement élevés du pétrole (8 $/b et plus), les prix indexés devraient se maintenir en 211 au dessus des prix spots, même en tenant compte d une part d indexation sur le prix court terme (1 à 15 %). Ainsi, sur la base des cotations de fin novembre, les prix indexés pourraient se situer autour de 26 /MWh contre 2 à 21 /MWh pour le NBP et 12 /MWh (4,5 /MBtu) pour le Henry Hub. La pression risque ainsi de rester forte en 211 pour réduire les achats long terme ou renégocier une nouvelle fois les contrats afin de renforcer un peu plus la part spot. Fig. 9 - Prix moyen mensuel du gaz (Europe, NBP et Henry Hub) /MWh Europe NBP Henry Hub Source : IFP Energies nouvelles - Platts ,9 $/MBtu - Base 1 = 1,3$ Guy Maisonnier - Manuscrit remis en décembre 21 IFP Energies nouvelles 1 et 4, avenue de Bois-Préau Rueil-Malmaison Cedex - France Tél. : Fax : Établissement de Lyon Rond-point de l échangeur de Solaize BP Solaize - France Tél. :

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