Depuis le milieu de l’année 2014, le prix du pétrole est à la baisse, les surcapacités de production s’étendent, et les analystes ne semblent pas encore entrevoir de fléchissement de la tendance. Entretien avec Frédéric Baule, 35 ans d’expérience dans l’industrie pétrolière, aujourd’hui consultant et expert associé chez Enerdata et intervenant lors de la rencontre « Un pétrole à moins de 30$ le baril : quelles conséquences pour le développement ? » qui s’est tenue à l’AFD.

Sunset at Petroleum Field © Fábio Pinheiro
Sunset at Petroleum Field © Fábio Pinheiro

Quel est le sens qu’on peut donner à la baisse récente des cours du brut ?

Collectivement, nous nous sommes laissé aller à prendre le présent pour la norme, en validant des décisions d’investissement sur des hypothèses de prix de 90 à 100 $/bl. Renonçant donc à imaginer qu’un jour les prix pétroliers puissent revenir à un niveau proche de leur moyenne historique. Mais voilà : ils y sont revenus.

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Il importe de comprendre si les causes de cette rupture peuvent encore nous permettre de retenir l’hypothèse d’un proche retour de l’industrie pétrolière au business as usual. Ou si, au contraire, nous ne gagnerions pas à percevoir dans ce retour à la moyenne  ce qu’il peut y avoir de novateur, d’anticipation de changements majeurs susceptibles d’affecter la place occupée aujourd’hui par les ressources énergétiques carbonées fossiles dans la sphère économique.

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L’industrie du pétrole de schiste va-t-elle jouer le rôle de nouvel arbitre mondial des marchés pétroliers ?

Ce retour à la moyenne conduit à interroger notre propre croyance en la pérennité – ou non – d’une industrie extractive de pétrole et de gaz de schiste au-dessous de 50 $/bl. Son développement a permis aux producteurs nord-américains de retrouver le droit d’exporter mondialement leurs productions. S’agit-il d’un épiphénomène ou d’une révolution en marche ? Les acteurs de cette industrie – et leurs financiers – seront-ils en mesure,  dans les années à venir, de poursuivre leur développement de façon significative à l’échelle de la planète ?

Nous pouvons tous constater que depuis 2014 le mode de gouvernance du système pétrolier mondial est en plein changement, comme le montre encore l’absence d’accord lors de la rencontre de représentants de pays producteurs à Qatar le 17 avril. Outre une formidable redistribution de richesse, la volonté politique de réguler l’offre de pétrole qui prévalait jusqu’alors, avait eu pour conséquence directe de restreindre l’extraction des ressources les moins chères – par ex. celles de l’Arabie Saoudite – pour permettre la rentabilisation de l’exploitation par d’autres, de ressources beaucoup plus onéreuses à extraire – par ex. les schistes bitumineux canadiens.  C’est cela qui est remis en cause par la baisse conjointe des prix internationaux et des coûts d’extraction du pétrole de schiste.

Avec un time to market de 18 mois environ, très inférieur à celui des grands projets pétroliers dans lesquels se sont spécialisées les compagnies pétrolières internationales – que l’on pense à celui de Kashagan, au Kazakstan, en chantier depuis le début des années 90 – l’extraction de pétrole de schiste pourrait donc, en principe, devenir la variable d’ajustement du marché pétrolier de demain.

Peut-on s’attendre à une transformation durable de l’industrie pétrolière ?

Les baisses de prix observées sur les marchés du gaz, du charbon puis du pétrole ont généré de violentes ondes de choc qui se propagent de proche en proche.

Pour leur part, les opérateurs privés du secteur pétrolier ont annoncé des réductions massives de leurs programmes d’investissement dans l’amont (- 50 % en deux ans) et la réduction de leurs effectifs. Ils ont mis sous une pression extrême les coûts facturés par les sociétés du secteur parapétrolier, forcées à leur tour à se restructurer. Et si plusieurs majors pétrolières ont choisi d’emprunter pour payer des dividendes inchangés, d’autres, au gearing déjà plus élevé, ont commencé à réduire la rétribution de leurs actionnaires. Et tous se retrouvent de ce fait sous surveillance négative des agences de notation.

De la guerre des prix que subissent (par anticipations de traders interposées) les trois grandes catégories d’acteurs de l’amont – les National Oil Companies (NOC) de pays producteurs, les International Oil Companies (IOC) cotées en bourse, et les Independants associés aux Services Companies (I&SC) à l’origine de la shale revolution américaine – nul ne peut à ce stade prévoir l’issue. Mais il y a fort à parier que seuls les plus agiles à redéfinir leur stratégie pourront survivre à un tel choc, s’il venait à durer.

La plus grande incertitude provient de l’avenir des IOC. Et si les IOC choisissaient de concentrer leurs moyens, désormais plus réduits, sur les seuls projets gaziers – encore réputés clean tant qu’ils peuvent contribuer à réduire la consommation de charbon ? En matière de pétrole,  il en résulterait un contrôle croissant des pays producteurs sur une offre de pétrole brut abondante, mais pas trop onéreuse. Dans un tel contexte, les raffineries côtières exportatrices ne pourraient-elles pas développer un nouveau pricing power susceptible de faire courir le risque à l’importateur structurel de produit pétrolier, de voir le prix de ses importations se déconnecter définitivement de celui du pétrole brut ?

Au regard des enjeux climatiques, peut-on s’attendre à une  baisse durable de la demande de pétrole liée à de nouveaux mix énergétiques ?

L’essentiel de la demande de pétrole résulte des besoins de mobilité. La recomposition des mix énergétiques nationaux va donc probablement moins peser sur cette demande que les évolutions technologiques dans le domaine du transport et à plus long terme celles de nos modèles d’urbanisation.

Les pays consommateurs ont cependant à s’interroger sur la capacité du système pétrolier à les fournir durablement au niveau de prix actuel. La plupart des scenarii établis sur la base d’un consuming as usual ou d’une simple mise en œuvre des INDC ne leur laissent pas de doute : à plus ou moins long terme, malgré un « pic de la demande » anticipé par certains opérateurs pétroliers, il faudra que les prix de demain permettent d’accéder à de nouvelles ressources plus chères à produire que celles que les prix d’aujourd’hui permettent de développer.

 

Quelle est la marge de manœuvre des pays en développement  producteurs de pétrole ?

De même, sous l’effet combiné de la baisse des prix et de reports de programmes d’exploration – faute de financement – un pays producteur comme le Mexique a vu ses réserves prouvées[1] baisser de 21% en un an. Confrontée à une perte historique de près de 29 milliards de $ en 2015, après 11 ans de baisse continuelle de sa production, sa Société National – la Pemex – vient de changer de CEO. Mais ses difficultés sont telles qu’elles ont conduit Moody’s, fin mars, à faire passer de stable à négative la perspective de la notation actuelle du pays (A3), le Mexique ne faisant ainsi que suivre de quelques semaines le Nigéria sur cette voie.

Les programmes d’ajustement auxquels vont s’astreindre les Etats producteurs – et leurs champions pétroliers nationaux – restent incertains : dans nombre de cas des enjeux de stabilité politique devraient en atténuer la sévérité. Tant du moins que les créditeurs de ces pays les considèreront encore comme solvables : c’est-à-dire tant qu’ils n’auront pas, pour les moins peuplés, épuisé leurs réserves financières ; et, pour tous, tant que les prix internationaux du pétrole resteront supérieurs à leurs coût de production.

 

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Les opinions exprimées dans ce blog sont celles des auteurs et ne reflètent pas forcément la position officielle de leur institution ni celle de l’AFD

 

[1] Réserves ayant 90% de probabilité de pouvoir être développées dans les conditions techniques et économiques du moment

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