Les prévisions de prix à moyen ou long terme réalisées dans le passé par les sociétés pétrolières ou les organismes internationaux se sont révélées largement erronées. Contentons-nous ici de quelques observations.
*PIERRE-RENÉ BAUQUIS a été directeur stratégie et planification du groupe Total et DENIS BABUSIAUX est enseignant-chercheur à l’Institut français du pétrole.
ÉLÉMENTS DE L’HISTOIRE DES PRIX ET DE LEURS PRÉVISIONS
Les évolutions des prix, des causes multiples
L’histoire de l’évolution des prix du pétrole a souvent mis l’accent sur les aspects géopolitiques. N’oublions pas cependant que ces derniers ne sont pas les seuls déterminants de l’évolution des prix. Au cours des années 1960, la consommation pétrolière mondiale augmentait au rythme de 7 à 8 % par an, mais dès le début des années 1970 les capacités de production avaient de plus en plus de difficultés à suivre ce rythme. Si le déclencheur du premier choc pétrolier fut la guerre du Kippour, en octobre 1973, il n’en constitue pas la cause profonde. De même, le second choc pétrolier, celui de 1979, ou le choc « lent » des années 2003 à 2008 s’expliquent par une multiplicité de causes, ainsi que les contre-chocs des années 1985 et celui de 2014. Nous reviendrons rapidement sur cette dernière période car pour de nombreux observateurs elle constitue un changement de paradigme.
La baisse des prix au second semestre 2014
À partir de l’été 2014, l’équilibre lié à un point focal voisin de 110 dollars par baril (pour le brent) est rompu (fig. 1). La baisse des prix du pétrole au second semestre 2014 peut s’expliquer par la conjonction de plusieurs facteurs. Il y a tout d’abord le rythme d’augmentation de l’offre de pétrole, qui a crû de 2,2 Mb/j (millions de barils par jour) entre 2013 et 2014, due essentiellement aux « huiles de schiste » américaines. Face à cette offre, le rôle de la demande a été controversé. En janvier 2014, l’AIE (Agence internationale de l’énergie) prévoyait une hausse de la demande de 1,2 Mb/j. Au printemps 2015, certaines estimations situaient cette progression entre 0,6 et 0,8 Mb/j, mais des réévaluations postérieures ont conduit à la chiffrer entre 1 et 1,2 Mb/j, soit à des valeurs inférieures mais proches de la moyenne des dix dernières années. En bref, il s’agit assez clairement d’un choc d’offre. Il y a d’autre part le jeu des grands acteurs de l’OPEP : l’organisation a décidé en novembre 2014 de ne pas modifier ses quotas de production, décision confirmée le 5 juin 2015, suivie en décembre 2015 et juin 2016 par l’abandon des quotas. L’Arabie saoudite a refusé de jouer seule le rôle de régulateur de l’offre en trouvant vraisemblablement quelques avantages à un prix qui affaiblit à la fois l’Iran chiite, le nouvel État islamiste, la Russie et l’industrie nord-américaine des hydrocarbures de roche mère. Non seulement elle n’a pas diminué sa production, mais elle l’a surtout augmentée. L’impact d’une baisse du prix du brent sous les 50 dollars le baril sur l’industrie américaine des « huiles de schiste » pourrait, paradoxalement, être de renforcer celle-ci sur le long terme en la contraignant à accélérer ses remarquables progrès technologiques qui lui ont permis d’abaisser ses coûts. Une autre source de diminution des coûts est la baisse des tarifs des services parapétroliers, l’industrie parapétrolière comprimant ses marges pour faire face à la baisse d’activité. À cette compression pourrait s’ajouter une diminution des coûts obtenue par la restructuration des sociétés de services pétroliers : achat de Cameron par Schlumberger en 2015-2016, projet de fusion entre Technip et FMC Technologies annoncé au printemps 2016, prise de contrôle de Baker Hughes par General Electric en 2016. Après la chute des cours en 2014, il y a eu une remontée due aux accords OPEP – non-OPEP fin 2016 (fig. 2). Ces accords ont poussé les prix à la hausse, mais cette hausse a amplifié la croissance des activités de forage sur les gisements compacts des États-Unis, dont la production peut repartir à la hausse et annuler au moins en partie le rebond des prix. Figure 2. Prix du pétrole en 2016. Source : EIA, Short Term Energy Outlook, 10 janvier 2017. Les prix du pétrole, la myopie des prévisions Les sociétés pétrolières comme les organismes officiels ne sont jamais parvenus à établir des modèles prédictifs relatifs aux prix à moyen et long terme du pétrole. La raison est le plus souvent à imputer aux décisions prises pour faire face aux variations de prix prévues, bref au ca ractère autodestructeur des anticipations. La difficulté à prévoir est-elle amenée à persister dans l’avenir ? On constate qu’un certain nombre de scénarios publiés entre 2013 et 2016, par exemple par BP ou par le Conseil mondial de l’énergie, ne donnent pas d’hypothèses explicites concernant les prix. Quant aux scénarios de l’EIA (Energy Information Administration), la fourchette de prix est très large, de 70 à 250 dollars le baril en 2040 (fig. 3). Plus fondamentalement, il reste aussi difficile aujourd’hui que dans le passé de prévoir le rythme des progrès technologiques en matière de production de pétrole et de ses substituts. Aux incertitudes techniques s’ajoutent celles liées aux politiques publiques concernant la limitation des émissions de gaz à effet de serre. Enfin, en ce qui concerne le rôle futur de l’OPEP, les incertitudes à moyen terme demeurent élevées ; et elles sont encore plus fortes au plan géopolitique avec la multiplication des zones de conflit.
LES FACTEURS D’ÉVOLUTION DES PRIX
Nous nous limiterons à un rappel de quelques points importants concernant les fondamentaux gouvernants les évolutions des prix.
L’offre
Pour de nombreux organismes et sociétés, l’offre sera limitée non par la disponibilité des ressources mais seulement par les freins au développement de nouvelles capacités. Pour d’autres, elle pourrait plafonner aux alentours d’une centaine de millions de barils par jour dans les années 2020. Particulièrement importantes sont les incertitudes qui portent sur le potentiel des pétroles de formations compactes et les progrès techniques qui permettraient un développement important en dehors de l’Amérique du Nord.
La demande
L’évolution de la demande à moyen et long terme sera conditionnée par les politiques qui seront mises en place pour lutter contre le réchauffement climatique et par les progrès techniques qui permettront de développer l’utilisation de l’électricité dans le transport automobile. À moins d’un choc majeur sur les prix, si un plafonnement de la demande peut être obtenu, il est cependant peu probable qu’il puisse être observé avant les années 2030.
La régulation par l’OPEP
La question de son pouvoir de marché est posée. Il risque en effet d’être limité au cours des années à venir, malgré l’accord de novembre 2016, par les additions possibles de capacités de ses États membres et la remontée de la production des gisements compacts (aux États- Unis). De nombreux analystes supposent que la production mondiale de pétroles de gisements compacts (pétrole de schiste) plafonnera à une valeur de 5 à 10 Mb/j d’ici à 2020-2025, l’OPEP pourrait alors retrouver son rôle d’acteur dominant dans les années 2020. Un rationnement de la production peut cependant être freiné par la volonté de chaque pays de valoriser ses ressources en terre avant un éventuel plafonnement de la demande. Enfin, si le développement des gisements compacts se poursuit et se généralise hors des États-Unis, il deviendra très difficile à l’OPEP de reprendre la main.
La régulation par les capacités de production
Schématiquement, lorsque les surcapacités mondiales dépassent 5 à 6 Mb/j, les prix tendent à diminuer, tandis qu’une forte pression à la hausse apparaît lorsque ces surcapacités se réduisent à environ 2 à 3 Mb/j. Ce mécanisme, observé dans le passé, ne peut pas facilement être extrapolé pour deux raisons. Tout d’abord, les surcapacités sont de plus en plus difficiles à définir compte tenu des capacités indisponibles ou seulement partiellement disponibles pour des raisons politiques ou sécuritaires. C’est le cas des capacités de l’Irak, de la Libye, du Nigeria, de l’Iran et peut-être demain du Venezuela ou de la Russie. Ensuite, l’émergence des productions de réservoirs compacts fait perdre en grande partie son sens à la notion de capacité installée : une nouvelle capacité peut être installée très rapidement par le forage d’un puits, mais une fois en place la production de ce puits diminue également rapidement au début de l’exploitation.
Un nouveau régulateur, les pétroles de gisements compacts
Entre 2011 et 2014, la production de pétroles de réservoirs compacts (pétrole de schiste ou light tight oil) a couvert la totalité de l’accroissement des productions mondiales (de l’ordre de 4 Mb/j). Or il s’agit de productions fonctionnant en flux tendu, ce qui se traduit par une forte sensibilité du niveau de production au nombre de puits forés, fracturés et connectés. La réaction des productions au prix du brut est sensiblement supérieure à celle des productions de gisements conventionnels ou de gisements d’huiles extra-lourdes. Sur le moyen et long terme, le rôle de régulateur des prix que pourraient jouer ces pétroles est difficile à évaluer. Il dépendra des niveaux de production et des coûts, fortement liés et dépendant des évolutions techniques, mais aussi de la possibilité de développer de telles productions hors de l’Amérique du Nord (Argentine, Russie, Europe, Chine, Afrique du Nord).
QUELS SCÉNARIOS DE PRIX POUR LES ANNÉES À VENIR?
Les évolutions à court terme
Parler des évolutions possibles à court terme conduit à ce que notre propos soit très vite obsolète. Malgré ce risque, nous consacrerons ce paragraphe à une analyse rapide de la scène pétrolière au début de l’année 2017.
L’offre
La hausse des productions correspondant aux pays non OPEP et aux gisements compacts des États-Unis, malgré les réductions prévues par l’accord de décembre 2016 (Russie et Mexique principalement), peut plus que compenser le déclin des gisements en exploitation. Ainsi l’AIE (2016) envisage pour 2017 une légère hausse de la production des pays non OPEP de 0,2 Mb/j. Les analyses de l’EIA et de l’OPEP donnent des valeurs peu différentes, entre 0,2 et 0,4 Mb/j. Pour 2018, l’EIA prévoit une augmentation de 0,7 Mb/j. Rappelons que l’OPEP avait décidé de diminuer sa production de 1,2 Mb/j au cours des six premiers mois de l’année 2017, ce qui nécessitait le respect des engagements par ses membres. En supposant l’accord reconduit pour le second semestre et compte tenu de la forte croissance observée en 2016, en moyenne annuelle la baisse de production serait de 0,4 à 0,5 Mb/j selon l’OPEP et l’AIE. L’EIA, par contre, suppose une hausse de l’ordre de 0,3 Mb/j, en particulier provenant des pays non soumis à quota, Libye et Nigeria.
La demande
La demande en 2016 pourrait être comprise entre 1,2 et 1,4 Mb/j. Pour l’année 2017, les prévisions d’augmentation de la demande sont comprises entre 1,1 et 1,6 Mb/j.
L’équilibre du marché
L’augmentation des consommations, sensiblement supérieure à celle de l’offre, même si tous les engagements ne sont pas respectés, devrait permettre la résorption d’une partie au moins des stocks accumulés depuis 2014 et un retour à un marché équilibré. Ce sont les hypothèses de l’AIE et de l’OPEP. Pour l’EIA, par contre, en supposant une croissance de la production OPEP, le retour à l’équilibre n’interviendrait pas avant 2018, sans cependant que les prix rechutent sous la cinquantaine de dollars par baril. Seront déterminants la vigueur de la reprise de la production d’huiles de schiste aux États- Unis et le comportement des pays producteurs. Les données disponibles conduisent à considérer comme peu probable une rechute en dessous de la cinquantaine de dollars par baril. Après deux années pendant lesquelles l’offre a été significativement excédentaire, le retour à un équilibre entre l’offre et la demande est en effet attendu en 2017 ou 2018. Les accords de l’OPEP de novembre et décembre 2016 devraient y contribuer.
Des prix durablement bas sont-ils possibles ?
Des prix inférieurs à 50 dollars le baril seraient vraisemblablement insuffisants pour permettre une reprise importante du développement des pétroles de formations compactes en Amérique du Nord, et a fortiori dans d’autres pays. Ces cours ne sont pas compatibles avec les coûts élevés des pétroles frontières, dont les pétroles produits en mer ultraprofonde ou en zones arctiques, qui seront probablement nécessaires à terme pour équilibrer offre et demande. Des scénarios d’un maintien de prix bas ne sont cependant pas totalement à exclure. Ils pourraient être la conséquence d’un ralentissement de l’augmentation de la demande, lui-même provoqué par un ralentissement généralisé de la croissance mondiale, éventuellement à la suite de celui observé en Chine. Une quasi-stagnation « à la japonaise » (voire une déflation mondiale) n’est pas impossible. Un tel ralentissement peut également résulter à terme de la mise en place de politiques très volontaristes de réduction des émissions de gaz à effet de serre. Un tel choc de la demande supposerait de très importants changements de comportement et des investissements lourds dans de nombreux secteurs : efficacité énergétique, énergies renouvelables et nucléaire. Face à cette diminution potentielle de la demande, des augmentations de l’offre ne sont pas impossibles. Elles pourraient être dues à des avancées technologiques majeures, même si elles sont difficiles à imaginer aujourd’hui. Enfin, il n’est pas impossible qu’un éclatement de l’OPEP apparaisse à terme, avec une intensification de la concurrence entre tous les pays producteurs pour valoriser leurs ressources avant une perte de valeur du pétrole en terre résultant d’une baisse de la demande. Toutes ces hypothèses paraissent cependant ne pas avoir une très forte probabilité de se matérialiser, le maintien de prix durablement bas semble donc peu probable.
Le risque d’insuffisance des investissements
À l’horizon de 2020-2025, si la demande continue sa progression et si la production des huiles de gisements de formations compactes est plafonnée, comme dans plusieurs scénarios publiés, il sera indispensable pour équilibrer l’offre et la demande de disposer de capacités de production de gisements conventionnels mais onéreux, en mer profonde par exemple, éventuellement même dans des zones difficiles d’accès comme l’Arctique. Des baisses de coûts ont certes été obtenues par les opérateurs pétroliers à la suite de la chute des prix du brut. Néanmoins, les décisions d’investissements seront sans doute insuffisantes. En effet, avant même la baisse des cours du second semestre 2014, la hausse des coûts de l’exploration- production avait conduit la plupart des grands opérateurs internationaux à diminuer sensiblement leurs investissements. Avec la baisse des prix, ils ont tous engagé de plus fortes réductions : la baisse en 2015 a été de l’ordre de 25 % ; la chute des investissements pour l’ensemble des opérateurs est estimée sur cette même année 2015 à 36 % par Bloomberg ; celle de 2016 a été, selon l’AIE, à nouveau de l’ordre de 25 % malgré l’apparition à partir du début de l’été 2016 de quelques signes de reprise. La baisse de l’activité est ainsi significative, même si elle est moins que proportionnelle à celle des budgets grâce aux efforts de réduction de coût des opérateurs et à la diminution des tarifs de l’industrie parapétrolière, qui est sinistrée. Les réductions de personnels ont été particulièrement élevées dans l’industrie des services parapétroliers : une quinzaine de milliers d’emplois ont été supprimés chez Baker Hugues, une vingtaine de milliers chez Schlumberger. En conséquence, un défaut d’investissement risque de se traduire vers 2020 par une saturation des capacités disponibles, et donc par une remontée des prix.
Un scénario de prix modérés
En 1985, les capacités de production étaient devenues largement excédentaires à la suite des ajustements de la demande à des prix élevés et de la mise en production de gisements plus « difficiles » en mer du Nord et en Alaska. La montée de la production de gisements compacts présente des similitudes avec la situation du milieu des années 1980. La volonté de l’Arabie de retrouver ses parts de marché avait été le déterminant du contre-choc de 1985. À court et à moyen terme, un scénario semblable pourrait se réaliser, avec des prix de l’ordre de 60 à 80 dollars par baril par référence au coût marginal des pétroles de formation compacte des zones moins favorables que les sweet spots, dont les coûts sont inférieurs. Pour que ce prix puisse être maintenu sur une longue période, comme au cours des années 1990, il faudrait que se réalisent différentes hypothèses. Parmi celles-ci, il pourrait se faire que le plafonnement prévu des productions de gisements compacts ne soit pas au rendez-vous. Un facteur de stabilité des prix pourrait être une décision de l’OPEP, implicite ou explicite, d’augmenter sa production. Le niveau de prix serait vraisemblablement inférieur au seuil d’équilibre de leurs budgets pour la plupart des pays membres. Cependant, un objectif d’augmentation de leurs parts de marché peut être motivé par la crainte d’un plafonnement puis d’une baisse de la demande, qui serait à terme destructrice de valeur pour l’huile restée en terre.
Un scénario de prix croissants
Un troisième scénario est souvent considéré comme plus probable. Après quelques années de prix modérés (vers 70 à 80 dollars par baril), dès le début des années 2020 le plafonnement des productions de pétroles de gisements compacts peut rendre nécessaire le recours aux pétroles « frontières », plus chers, et redonner un rôle prépondérant à l’OPEP. Pour répondre à la croissance de la demande, les pays membres de cette organisation devraient assurer l’essentiel de l’augmentation de la production mondiale. Leur pouvoir de marché restauré leur permettrait de soutenir les prix. C’est un scénario de ce type qui a été décrit par l’AIE, les prix dépassant la centaine de dollars par baril (dollars constants 2015) à partir du milieu des années 2020. Le scénario de référence de l’EIA (fig. 3) présente quelques similitudes avec celui de l’AIE. On remarquera l’ampleur de la fourchette des prix lorsque l’on considère les différents scénarios.
Un nouveau choc pétrolier?
Compte tenu du très bas niveau des excédents de capacité de production observé en 2016- 2017, un nouveau choc pétrolier déclenché par des événements de nature géopolitique est toujours possible en raison de l’instabilité des pays du Moyen-Orient, mais aussi du Venezuela et du Nigeria. En dehors de ce cas de figure, un quatrième scénario peut être défini par analogie à la situation des années 1998-1999. La situation pourrait être encore plus difficile que celle des années 2004-2008 si apparaît un plafonnement des productions, prévu par différents analystes. Avant que les prix ne retrouvent un nouvel équilibre de long terme, par exemple aux environs d’une centaine de dollars par baril, voire 120 à 130 dollars (en dollars d’aujourd’hui), comme dans le scénario de référence de l’AIE, il est fort possible que les prix dépassent temporairement le niveau des 150 à 200 dollars, niveau nécessaire pour que les investissements soient réalisés. Pour éviter un tel choc et rendre possible une transition douce comme celle du deuxième scénario, il faudrait que le scénario d’un nouveau choc, pénalisant pour tous les acteurs, soit considéré comme très probable. C’est le consensus sur sa venue qui seul peut inciter l’ensemble des acteurs à prendre les décisions idoines en temps utile : les opérateurs industriels à investir et les gouvernements à prendre les mesures nécessaires. Les marchés à terme, par leur capacité à refléter les anticipations de long terme des investisseurs financiers, pourraient alors contribuer à l’apparition de signaux de prix adéquats.