5 ans d’Echoradar – La crise des cours du pétrole, 5 ans d’atermoiements économiques

Après quelques années d’euphorie des prix du pétrole à la fin de la décennie 2000 – le baril dépassant les 140 USD – les cours se sont brutalement effondrés en 2013-2014, provoquant une crise économique profonde dans un certain nombre de pays producteurs. Le passage – brutal – du baril de près de 100 à moins de 40 USD avec une stagnation longue des prix vers 45-60 USD, a mis en difficulté les producteurs bien sûr, mais aussi les grandes entreprises transnationales exploitant les hydrocarbures – majoritairement occidentales mais avec de plus en plus de grandes entreprises de pays émergents, au premier rang desquels la Chine – et, en bout de chaîne, les pays consommateurs, dépendants pour certains de leurs produits de la consommation des pays producteurs de pétrole.

 

A tout prendre ces cours bas n’ont été une aubaine pour personne, sauf quelques acteurs spécifiques, plutôt sur les marchés financiers d’ailleurs. Au-delà de ces impacts pour les uns et les autres, il importe de comprendre quelle mécanique a été à l’œuvre en ce domaine, tant du côté des producteurs que de celui des consommateurs.

Du côté de la demande

 

La partie consommation est la plus simple à comprendre en ce qui concerne cette crise des prix. Il s’agit tout simplement d’une baisse de la demande provoquée par les suites de la crise économique de 2007, dont les effets finaux se font ressentir vers 2013. Alors que le gros de la crise peut être situé vers 2008-2010, avec un pic en 2009, l’absence de reprise forte de l’économie mondiale – en particulier des pays de l’OCDE – a installé une situation de cascade des effets. Alors que les économies émergentes étaient – et sont toujours en grande partie – tournées vers la production industrielle de biens à destination des économiques les plus avancées technologiquement – européennes notamment – la baisse de la demande en produits à haute valeur ajoutée de la part de ces mêmes pays très avancés finit par avoir un effet domino. Voyant leurs débouchés se limiter progressivement, les pays émergents tentent de réorienter leur production vers une demande interne balbutiante ou artificielle – pensons ici au Brésil dont la classe moyenne était créée par Lula à coup de subventions– qui est incapable de remplacer celle des pays de l’OCDE. Avec quelques années de décalage, l’absence de reprise forte dans l’OCDE combinée à l’impossibilité d’une demande émergente équivalente finit par créer un ralentissement de croissance chez les émergents, donc une baisse de la demande en produits énergétiques, au premier rang desquels le pétrole.

D’autre part la diminution de la part des Etats-Unis dans les importations mondiales joue également un rôle majeur. Alors que Washington jouait depuis des années un rôle de régulateur mondial, à la fois par sa capacité économique et industrielle – contrôle des cours du dollar USD, principales entreprises intégrées du secteur, etc. – et sa demande – la première du monde – le développement assez soudain des hydrocarbures non-conventionnels états-uniens a modifié cette situation. Washington diminuant sa présence – sans l’annuler, y compris pour des raisons géopolitiques vis-à-vis des pays producteurs du Golfe – sur les marchés import, le système international des échanges pétroliers est bouleversé. Aujourd’hui les Etats-Unis demeurent le régulateur financier – dont la place est de plus en plus contestée – mais c’est bien la Chine qui a pris le rôle de premier importateur mondial (15,5% des imports mondiaux en 2018 contre 13% pour les Etats-Unis), avec en corolaire une capacité d’orientation des cours et des producteurs, en particulier par l’action toujours plus internationale des compagnies pétrolières nationales (CNPC, Sinopec, CNOOC).

 

Du côté de l’offre

 

C’est bien du côté de l’offre que les plus gros changements ont été constatés. L’élément le plus visible – qui n’est toutefois pas le plus important en termes économiques – est le démarrage en trombe dès 2009-2010, des exploitations d’hydrocarbures de roche-mère aux Etats-Unis. Alors que les grandes super-majors n’y croyaient pas, les exploitations issues le plus souvent des réservoirs non-conventionnels contenus dans les formations de schiste, donnent de très bons résultats, permettant aux Etats-Unis de voir redécoller la production nationale. Avec cet acteur disposant d’une nouvelle importance sur le marché, l’offre connaît une croissance rapide. Les déterminants économiques de ces exploitations sont toutefois radicalement différents de ceux des exploitations conventionnelles, ce qui crée en réalité une sorte de deuxième front pétrolier. En effet le système du non-conventionnel terrestre nord-américain repose sur l’exploitation successive de « poches » de petite taille géographiquement concentrées pour lesquelles il est souvent nécessaire d’avoir recours à des installations flexibles et relativement mobiles. Il s’en suit une capacité à arrêter les exploitations quand les cours sont trop bas et à les reprendre ensuite bien plus grande que dans le système traditionnel, ce qui ajoute une flexibilité importante à l’offre mondiale.

Le bouleversement numéro un est toutefois à rechercher du côté de l’OPEP et de sa politique interne. Depuis de nombreuses années, l’Arabie Saoudite était victime de la stratégie de « passager clandestin » de certains pays-membres qui ne respectaient pas ou peu les quotas, charge à Ryad de jouer son rôle de swing producer en diminuant d’autant ses volumes pour maintenir les prix. Avec l’arrivée de MBS aux affaires, la politique saoudienne change, désormais le royaume se battra pour les volumes et plus pour les prix, chacun devant tirer les conséquences de ses actions. La guerre des nerfs est donc lancée au sein de l’OPEP en 2013-2014 avec des cours qui s’effondrent par surabondance de l’offre ; les premiers touchés sont les économies les plus fragiles, pour des raisons de politique intérieure (Algérie, Venezuela) ou de prix de revient des exploitations (Venezuela) qui étaient d’ailleurs lesdits « passagers clandestins ». En se combinant avec la concurrence nouvelle des hydrocarbures non-conventionnels américains – que l’OPEP essaie également de couler avec l’effet collatéral des prix bas – cette abondance de volumes aboutit à l’effondrement des prix en 2014, créant des pertes extrêmement importantes pour les pays reposant sur la rente d’exploitation. Les autorités russes estiment ainsi leurs pertes à environ 100 milliards USD en 2014. Cette situation qui se combine à la diminution de la part des pays de l’OPEP dans la production mondiale (moins de 45%), conduit les producteurs à former en 2016 une nouvelle entente dite OPEP+ qui regroupe la Russie et certains pays du bloc ex-soviétique. L’alliance en question, dont le rôle est pérennisé semble-t-il représente près de 60% de la production mondiale, avec un poids prépondérant sur le marché.

Cet accord OPEP+ met d’ailleurs en lumière un mouvement de fond de la géoéconomie du pétrole qui s’amplifie depuis plusieurs décennies, à savoir la déconcentration géographique de la production. Avec la fin de la Guerre froide et l’arrivée progressive – mais néanmoins rapide – sur le marché des hydrocarbures dans anciens pays du bloc de l’Est, les potentialités d’approvisionnement ont peu à peu diminué la part du Golfe arabo-persique comme zone incontournable. Depuis les années 1990-2000, les découvertes de nouveaux champs importants en Afrique subsaharienne (Nigeria, Angola, Sénégal-Mauritanie) puis en Amérique latine (Brésil) ont également fait éclater le cadre géographique traditionnel. Aujourd’hui le marché pétrolier bénéficie d’un équilibre géographique inconnu jusqu’alors – la production se répartir à peu près selon le schéma suivant : un tiers pour le Proche et Moyen-Orient, un quart pour le continent américain, une vingtaine de pourcents pour l’ex-URSS, une dizaine de pourcents pour l’Afrique et l’Asie, le reste pour l’Europe – ce qui tend à le rendre également plus résilient aux effets géopolitiques localisés. En effet si l’on ajoute à cette situation de la diversification des sources, un accroissement fort des capacités logistiques – terrestres et maritimes – mondiales, on obtient un système réticulaire reconfigurable où la faiblesse d’un des nœuds du réseau est rapidement compensée par les autres. Cette situation géographique et technologique explique d’ailleurs la fin de la corrélation entre les crises géopolitiques localisées et la hausse (ou la baisse) forte des cours du pétrole. Alors que toutes les grandes crises du XXe s. qui s’étaient déroulées aux abords d’une zone Afrique du Nord-Moyen-Orient (Suez, Six Jours, Kippour, Guerre du Golfe, etc.) avaient eu des impacts importants sur les prix, pour diverses raisons, les récentes crises locales (Syrie-Irak, Nigeria, Libye, Yémen, etc.) n’ont eu que des effets mineurs. La baisse dans la production locale – par exemple en Libye qui a vu sa production divisée par 4 entre la fin des années 2000 et le milieu des années 2010 – est mécaniquement compensée par la hausse de production dans d’autres régions (Canada, Etats-Unis, Brésil, Kazakhstan, etc.) et la réorientation du système logistique d’approvisionnement des marchés mondiaux, piloté par les entreprises les plus mondialisées qui soient : les compagnies pétrolières.

 

Ainsi il s’agit donc d’une problématique économique classique d’équilibre entre offre et demande. Toutefois lorsqu’on se penche sur les différents facteurs qui influent sur ces situations de la surabondance de l’offre et de la faiblesse – relative – de la demande, des intrants bien peu économiques apparaissent. Cette « crise » nous démontre bien que la géoéconomie de l’énergie est un système complexe qui articule à la fois des enjeux économiques et financiers d’une part, mais également des enjeux géopolitiques et règlementaires. Ne prendre en compte que l’un de ces éléments serait passer à côte d’une grande partie de l’explication de ces phénomènes dont l’impact est, par essence, mondial. En termes de conséquences profondes, même si celles-ci sont encore difficile à cerner précisément, il importe de prendre en compte l’établissement progressif d’un duopole russo-saoudien dans le domaine de la production, à la suite de la pérennisation de l’accord OPEP+. La Russie qui avait été maintenue aux portes de l’OPEP, joue maintenant un rôle central dans la régulation de la production mondiale. De son côté l’Arabie Saoudite semble avoir mis les pays de l’OPEP sous son autorité – phénomène renforcé par les sanctions contre l’Iran – et diversifie ses interactions avec les consommateurs, entre Etats-Unis et pays d’Asie du Nord. Toutefois entre Ryad et Moscou les visions géopolitiques demeurent relativement différentes sur nombre de dossiers, au point qu’il est difficile de parler d’autre chose que d’une entente circonstancielle, mais néanmoins vitale vu l’importance pour les deux pays des revenus pétroliers.

Share/Partage

Nicolas Mazzucchi

Laisser un commentaire

Votre adresse de messagerie ne sera pas publiée. Les champs obligatoires sont indiqués avec *

10 + 11 =

Ce site utilise Akismet pour réduire les indésirables. En savoir plus sur comment les données de vos commentaires sont utilisées.