Le prix du pétrole  à l’épreuve  de l’Accord d’Alger et de  Vienne

  Dr Abderrahmane Mebtoul Professeur des Universités, expert international   Dans la matinée du  03 mars 2017, la cotation du pétrole était de 52,87 dollars  pour le WIT  et 55, 42 dollars pour le Brent. Le taux de change était de 1,0504 dollar pour un euro. Le cours du gaz naturel sur les marchés d’Amérique du Nord était de 2,80 dollars le MBTU, avec une légère hausse par rapport au cours  27 février 2017 (2,67 dollars le MBTU)  et une forte baisse par rapport à fin décembre 2016(contre 3,80 dollars le MBTU). Une étude de World Data Bank (2016)  montre clairement,  une forte corrélation entre les cours du gaz et des produits pétroliers avec une percée du marché spot. Pour ce qui est du pétrole, les USA ont produit plus de 9 millions de barils/jour en février 2017  et selon l’agence Reuters, un autre grand producteur non OPEP ( la Russie), aurait produit en février 2017 11,1 millions de barils/j. celui-ci n’a donc réduit sa production que de 100.000 barils jour, alors qu’il  s’était engagé à la réduire de 300.000 barils/jour, dans le cadre de l’accord avec l’Opep 1.-L’engagement correspondant  à l’effort envisagé lors de la réunion d’Alger de septembre 2016 devrait  permettre la remontée des cours du pétrole entre une fourchette fluctuant entre 55/60 dollars le baril. Suite aux travaux du  comité de haut niveau, qui a permis d’aplanir les tensions notamment entre l’Arabie Saoudite et l’Iran,  la dernière  réunion à Vienne de décembre 2016 , a permis  aux  pays membres de l'Organisation des pays exportateurs de pétrole  et certains pays non OPEP  de parvenir à un accord de réduction  et ce pour la première fois depuis 2008, et qui devrait réduire l’offre de pétrole de 1,8 millions de barils/jour. Il est prévu que l’accord des pays non-OPEP s’applique, comme celui de l’OPEP, à partir du 1er janvier 2017 pour 6 mois, avec une prolongation possible de 6 mois supplémentaires. Les limites de production prévues par l’accord touchent 11 des 14 pays membres de l’OPEP. L'essentiel de l'accord du 30 novembre est porté par les plus gros producteurs du cartel : Arabie Saoudite, Irak, Émirats arabes unis, Koweït, tandis qu'Iran, Nigeria et Libye en ont été exemptés. Seule l’Iran a bénéficié de la référence la plus favorable  avec un volume de 3,97 Mb/j retenu (contre un niveau de 3,69 Mb/j, bien que  l’Iran souhaite que sa production remonte à 4,2 Mb/j. L’Irak qui doit  reconstruire son économie peut exporter facilement plus de 5/6 millions de barils jour à un coût inférieur de 20% par rapport à ses concurrents et de surcroit un pétrole de bonne qualité n’a pas bénéficié des mêmes avantages et se pose cette question est ce qu’il respectera l’Accord ? L’Iran et l’Irak pourraient être tentés de dépasser leurs quotas s’ils disposent d’excédents. Le Nigeria vient  d’annoncer fin  février 2017 un accroissement de sa production  de plus de 300.000 barils jour entre 2017/2018 sans compter le retour de la Libye qui peut exporter entre 1,5 et 2 millions de barils jour. L’Arabie saoudite  premier exportateur mondial de pétrole, a accepté de ramener sa production à 10,06 millions de barils par jour (bpj) et donc de  réduire sa production de 500 000 barils. Les pays non OPEP présents ont convenu d’une  réduction de 558.000 barils/j qui   s’ajoute à la réduction de 1,2 million de bpj des pays OPEP soit près  de 1,8 million de b/j. Pour les non OPEP,  la Russie sera le plus important de ces contributeurs avec une réduction de  300 000 bpj. Cependant selon l’agence Reuters en ce mois de mars 2017, la  Russie n’aurait pas tenu ses engagements quant à la réduction de sa production de pétrole de 300.000 barils par jour,  assurant que la Russie a produit en février 11,1 millions de barils par jour, contre plus de 11,2 millions en octobre, ce qui représente une réduction seulement  de 100.000 barils par jour.  Les autres pays devant participer à l'effort seront le Mexique, le Kazakhstan, la Malaisie, Oman, l'Azerbaïdjan, Bahreïn, la Guinée équatoriale, le Soudan du Sud, le Soudan et Bruneï. Suite à cet  accord, les cours du brut sont remontés de près de 45 $ à 50 $ le baril, soit environ  10/11%. Selon l’Accord de Vienne la répartition des quotas de l’Opep est la suivante :   -l’Algérie, dispose d’un quota de 1,089 million de barils jour, avec une réduction de 50.000 barils / jour son quota passe à   1,039 million   barils/j, - l’Angola passant de 1,751 million barils/jour à 1,679 barils/j, - l’Arabie Saoudite passant de 10, 544 million  barils/j à 10,058 barils/j, - les Emiraties Arabes Unies passant de 3,013 barils/j à 2,874 barils/jour, - l’Equateur passant de 548.000 barils jour à 522.000 barils/j, -le Gabon de 202.000 barils jour à 193.000 barils/jour, - l’Iran de 3,975 millions barils/jour à 3,797 millions barils/j, - l’Irak  de 4,561 millions barils/j à 4,351 millions barils/j, - le Koweït  de 2,838 millions barils/j à 2, 707 millions barils/j, - le Qatar (pays essentiellement gazier  3ème réserve mondiale de gaz traditionnel après la Russie et l’Iran), 648.000 barils/j à 618.000 barils/j, - le Venezuela, paradoxe le premier réservoir de pétrole mondial avant l’Arabie Saoudite mais un pétrole lourd actuellement en semi-faillite, de 2,067 millions de barils/j à 1,972 millions de barils jour. Les dix autres pays hors OPEP concernés par l’accord conclu dans la capitale autrichienne pour une baisse en plus de la Russie (et paradoxe  la Chine producteur n’est pas concernée) de 558.000 barils/j , sont par ordre de production : -le Mexique (2,1 Mb/j en octobre/novembre 2016) -le Kazakhstan (1,7 Mb/j) ; -Oman (1 Mb/j) ; -l’Azerbaïdjan (0,8 Mb/j) ; -la Malaisie (0,7 Mb/j) ; -la Guinée équatoriale (0,2 Mb/j), -le Soudan (0,1 Mb/j) ; -le Soudan du Sud (0,1 Mb/j) ; -le Brunei (0,1 Mb/j). Dans les faits, l’essentiel de cette baisse est assuré par les deux plus grands producteurs de ce groupe hétérogène : la Russie (- 0,3 Mb/j) et le Mexique (- 0,1 Mb/j).   2.- L’OPEP bien que représentant  les plus grandes réserves mondiales, n’a plus le même impact sur le marché que dans les  années 70.  Avant de décider d’une réduction de la production de 1,2 millions barils/ jour, celle-ci représentait seulement 33% de la production mondiale commercialisée mondiale, les 67% restants se faisant hors OPEP. Un redressement des cours du baril à 60 dollars et en  fonction de la croissance de l’économie mondiale, risque de se traduire par un accroissement de  l’offre qui serait due à la hausse de la production des pays non OPEP notamment des USA.  L’OPEP ne risque –elle pas de perdre des parts de marché ? L’Arabe Saoudite représente plus de 33% de la part de la production de l’OPEP. Les pays du Golfe représentent à eux seuls 60% de cette production. Pour les pays hors OPEP, le producteur traditionnel le plus important reste la Russie.  Avant l’accord du 10 décembre 2016, la production de pétrole russe avait atteint plus de 11 millions de barils / jour, au mois de décembre 2016  contre environ 10 millions de barils jour, en janvier-février 2016. Celui-ci n’a  donc pas été pénalisé par l’accord du 10  décembre.  Il faudrait à présent faire une analyse en termes  d’avantages  qui ont  permis un baril fluctuant entre 54/56 dollars. Or, selon l’OPEP la différence entre 102 dollars et 45 dollars  depuis juin  2014  a occasionné une perte de 1.000 milliards de dollars en termes de revenus et 1.000 milliards de dollars en termes de pertes d’investissement. A un cours de 55 dollars la réduction occasionne  une perte de 3780 millions de barils/an et environ 219 milliards de dollars pour les pays de l’OPEP, montant inférieur au gain occasionné malgré la baisse physique. Mais  depuis la hausse du prix, il y a une entrée massive du pétrole gaz de schiste américain dont les coûts de production ont baissé depuis trois années de 40 à 50% grâce aux nouvelles technologies étant rentables pour  les  grands gisements  à 30 dollars, pour  les gisements moyens  à 40 dollars et pour les gisements marginaux entre 50/60 dollars. Une étude de l’OPEP montre en moyenne que la rentabilité pour bon nombre pays OPEP  pour équilibrer leur budget, le prix  qui couvre les frais et une marge de profit raisonnable,  doit se situer à 60 dollars. Pour l’Algérie la rentabilité des gisements marginaux se situe à un prix  supérieur à 60 dollars, les gisements moyens entre 40/50 dollars et les  grands gisements  entre 30/40 dollars le baril. Mais bon nombre d’experts  s'interrogent  sur la tentation pour les producteurs de «maquiller» des déclins naturels, liés à l'épuisement de certains gisements et déjà intégrés aux prévisions, afin de les faire passer pour des réductions volontaires. Chef de file du cartel, l'Arabie Saoudite avait longtemps soutenu une politique de prix bas, espérant évincer les concurrents de l'OPEP, notamment les producteurs de pétrole de schiste américains. Mais la chute des cours avait fini par affecter son économie, l'incitant à changer de stratégie rendrait. Mais, en plus des stocks américains qui ont atteint un niveau record en février 2017, d’une croissance de l’économie mondiale molle, notamment de la Chine,  qui tire la demande, un prix supérieur à 60 dollars rendrait les gisements marginaux américains rentables, accroissant l’offre pouvant dès alors aboutir à un prix inférieur à 50 dollars en raison de la surabondance de l’offre. D’où cette proposition de l’Arabie Saoudite d’avoir un prix d’équilibre qui tourne autour de 55/60 dollars le baril devant concilier les intérêts des producteurs et des consommateurs et surtout afin de faire face à la concurrence américaine. En effet,  selon l’agence Bloomberg  en date de février 2017,  les  producteurs de pétrole non conventionnel ont réalisé d’énormes efforts pour réduire leurs seuils de rentabilité, gagnant  de l’argent avec un baril autour entre 40/ 50 dollars, alors qu’il fallait au moins 70 à 80 dollars, il y a encore deux ans et à 30 dollars dans certains comtés du Texas où les investissements devraient ainsi augmenter de 30 % dans le secteur en 2017. Les  petites compagnies et les majors tablent  sur une relance de la production d’huiles de schiste (shale oil), redevenues rentables avec un baril américain  au-dessus de 50 dollars. Des sept grandes régions des Etats-Unis (Bakken, Eagle Ford, Haynesville, Marcellus…), selon  l’Agence d’information sur l’énergie US, au niveau du  Bassin permien, certains gisements y sont parmi les moins coûteux à exploiter de la planète, à 35/40 dollars par baril. ExxonMobil a annoncé le 17 janvier 2017, avoir acquis des permis d’exploitation  pour un montant de 6,6 milliards de dollars. En 2016, les compagnies américaines indépendantes ont investi 61 milliards de dollars dans des terrains et des actifs, près de deux fois plus qu’un an auparavant. Selon  Bloomberg, le numéro deux américain, Chevron, et Occidental Petroleum ont plus investi qu’ExxonMobil. Mais avec cette opération, la première compagnie pétrolière mondiale par la capitalisation boursière augmentera ses réserves prouvées de 6 milliards de barils équivalent pétrole,  sa plus grande opération depuis l’acquisition en 2009 du spécialiste des gaz de schiste XTO pour 41 milliards de dollars.  Ainsi, la production de pétrole de schiste aux États-Unis, qui s’élève actuellement à  4,5 millions de barils (soit près de la moitié de production américaine) pourrait grimper  à  500.000 barils. Comme conséquence,  selon l’agence Reuters, les producteurs de pétrole sont refinancés auprès des banques et 34 compagnies ont vu leurs lignes de crédit revalorisées  d’un montant de crédit de 30,3 milliards de dollars.   3.-En résumé, le rapport offre/ demande à court terme, la structuration de la croissance de l’économie mondiale  et la nouvelle configuration énergétique mondiale qui se dessinent 2017/2030, seront à l’avenir les déterminants tant du cours du pétrole que celui du gaz naturel  entre 2020/2030. Devant raisonner en termes de modèle de consommation énergétique linéaire, nous devrions assister à une transition énergétique fondée sur l’efficacité énergétique, et les énergies renouvelables qui devraient connaitre un grand essor, le leader prévu étant la Chine.  Car si la Chine  et l’Inde  avaient   le même modèle de consommation énergétique que l’Europe et les USA, il faudrait quatre planètes posant la problématique de la sécurité mondiale et de la nécessaire transition énergétique mondiale. Pour L’Algérie dont 98 % des recettes en devises proviennent directement et indirectement,  des hydrocarbures et de leurs dérivées d’hydrocarbures,   et  en raison du fait qu’il n’y pas une stratégie claire d’exportation hors hydrocarbures mais une politique de court terme de restriction des importations dont certaines rubriques sont d’ailleurs incompressibles, elle se doit d’être attentive à l’évolution des cours du pétrole mais également  du gaz représentant  33% des recettes de Sonatrach.   Professeur des Universités, expert international Dr Abderrahmane MEBTOUL Directeur d’Etudes Ministère Energie/Sonatrach 1974/2007 -ademmebtoul@gmail.com        

Laisser un commentaire

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