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La raison derrière les cycles croissance-récession du pétrole

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oilprice.com
Publié le 15 août 2016
2059 mots - Temps de lecture : 5 - 8 minutes
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Rubrique : Editoriaux

Et si je vous disais que nous avons déjà par le passé enregistré un épisode déclin de la demande en pétrole de 5 millions de barils par jour à une heure où la production des pays non-membres de l’OPEP grimpait de 5 millions de barils par jour, et alors même que le prix du pétrole augmentait de plus de 50% ? Me croiriez-vous ? Si votre réponse est oui, alors vous avez vu juste. C’est ce qui s’est passé entre 1979 et 1985. Sur la période, la demande globale en pétrole a décliné de 61 jusqu’à 56 millions de barils par jour, et la production des pays non-membres de l’OPEP est passée de 32 à 37 millions de barils par jour. Et pourtant, le prix du pétrole est passé de 17 dollars le baril en 1979 à 26 dollars en 1985, après avoir atteint un record à la hausse de 35 dollars en 1981.

Cet épisode défiant toute logique, qui a vu apparaître une hausse des prix, un effondrement de la demande et une expansion de l’offre, a été rendu possible par la réduction de la production de l’OPEP de 15,5 millions de baril par jour entre 1979 et 1985, depuis 30,5 millions de barils en 1979 jusqu’à 15 millions en 1985. Cette réduction a été majoritairement volontaire.

Le maintien d’un prix du pétrole à un niveau artificiellement élevé par l’OPEP (aux dépends de sa production) a poussé les plus gros producteurs pétroliers à accroître leurs frais d’exploitation jusqu’à 44 milliards de dollars en 1982, ce qui a débouché sur une explosion des forages de puits de pétrole et de gaz depuis 66.000 en 1979 jusqu’à un record de 107.000 en 1984. Cette course à l’investissement et aux forages a fait plus que doubler les coûts de découverte et de développement, avec 12 dollars le baril au milieu des années 1980, contre seulement 5 dollars en 1979.

La hausse des coûts de découverte et de développement sur la période n’a pas été la conséquence d’une rareté des ressources ou de difficultés liées à la production, mais le produit d’une inflation substantielle des couts de services liée à une croissance inattendue des activités générée par la manipulation des prix. Une fois que l’OPEP a cessé de manipuler le marché, les prix sont repassés à ce qu’ils étaient avant la manipulation pour atteindre à nouveau leur niveau d’équilibre. Les coûts de découverte et de développement sont repassés à 5 dollars par baril.

Cet épisode de manipulation des prix par l’OPEP a généré une surcapacité au travers de l’industrie pétrolière, parce qu’elle a accéléré le développement de ressources pétrolières qui n’étaient pas nécessaires, réduit la demande, et généré un surplus de capacité au sein même de l’OPEP. Il a fallu attendre 1991 pour que le monde atteigne de nouveau le niveau de demande de 1979. A compter de 1991, il a fallu une décennie et demi de croissance de la demande et de l’économie chinoise pour épuiser l’excès de capacité des pays non-membres de l’OPEP, ainsi que la surcapacité accumulée par l’OPEP entre 1979 et 1985.


Naissance d’un nouveau marché haussier

Le marché haussier pétrolier de 1979 à 1985 ressemble tout à fait à un marché manipulé, et n’a rien à voir avec le marché haussier qui a précédé l’effondrement actuel des prix. Contrairement à a hausse de prix des années 1980, le prix du pétrole n’a pas été manipulé à la hausse au début des années 2000, mais a augmenté en raison des forces naturelles de l’offre et de la demande.

En 2005, le prix du pétrole était en moyenne de 54 dollars par baril, contre seulement 28 dollars au début de la décennie. 2005 est souvent mentionnée comme le commencement officiel du marché haussier du pétrole qui a duré près de dix ans, si on laisse de côté la brève interruption survenue suite à la crise financière.

Entre les années 2000 et 2005, l’OPEP a augmenté sa production de pétrole et de gaz naturel de 4 millions de barils par jour, pour la porter de 30,7 à 34,8 millions de barils, bien que c’eût été insuffisant pour satisfaire la demande globale, qui grimpait alors de l’ordre de 7 millions de barils par jour. Parce que la surcapacité de l’OPEP a été virtuellement éliminée, l’offre additionnelle a dû provenir de sources externes à l’OPEP.

En revanche, après être passée de 46 à 49 millions de barils par jour (tous liquides confondus) de 2000 à 2004, la production des pays non-membres de l’OPEP a stagné autour de 49 millions de barils par jour pendant trois ans, de 2004 à 2006, avant de franchir la barre des 50 millions de barils par jour en 2007. La pression subie par les pays non-membres de l’OPEP s’est traduite par une hausse des prix, qui à son tour a encouragé l’industrie à accroître ses dépenses en investissement.


L’offre se heurte à un mur… les Etats-Unis à la rescousse

Et pourtant, alors que le prix du pétrole flambait et que les dépenses de capital atteignaient de nouveaux records, quelque chose de curieux s’est produit : la croissance de la production des pays non-membres de l’OPEP s’est presque arrêtée, à l’exception de celle des Etats-Unis. Après avoir atteint 43,4 millions de barils par jour en 2007, elle n’a plus augmenté que de 1,5 million de barils par jour pendant sept ans, alors même que la demande augmentait de 6,6 millions de barils par jour.

A dire vrai, entre 2010 et 2014, l’offre des pays non-membres de l’OPEP (Etats-Unis exclus) n’a pas augmenté et a stagné autour de 44,5 millions de barils par jour pendant cinq ans, alors que la demande augmentait de 4,1 millions de barils par jour. L’OPEP s’en est tirée marginalement mieux, sa production ayant stagné autour de 34,6 millions de barils par jour entre 2007 et 2010, avant de passer à 36,6 millions de barils par jour en 2014, puis de gagner 2 millions de barils par jour entre 2007 et 2014 (l’OPEP a réduit sa production à la fin 2008 en réponse à la crise financière).

Alimentée par la révolution de schiste, la production américaine a suivi un autre chemin. Entre 2010 et 2015, la production d’énergie liquide des Etats-Unis a augmenté de l’ordre de 4,2 millions de barils par jour, pour satisfaire la croissance de la demande globale à l’aube de la crise. La forte hausse de la production de schiste, combinée à la reprise de la production de l’OPEP, a fait s’effondrer le cours du pétrole à la fin de l’année 2014.


Si différent, et pourtant si semblable

Cette brève histoire du marché du pétrole illustre la différence substantielle qui existe entre la période 1979-1985 et la période 2005-2014. Alors que le marché haussier des années 1980 est évidemment né d’une manipulation et était destiné à s’effondrer, le marché haussier des années 2000 a été largement influencé par les bases fondamentales. La résolution du dernier marché haussier a été livrée par les forces du marché, alors que la hausse des prix faisait naître de nouvelles sources d’offre, dont le pétrole de schiste américain. C’était alors une situation très différente de l’effondrement du cours du pétrole de 1986, généré par la suspension de ses efforts d’inflation artificielle du cours du pétrole par l’OPEP.

Mais aujourd’hui encore, les mains de l’OPEP ne sont pas tout à fait propres. L’effondrement de prix de 2014 a été amplifié en 2015 par l’arrivée sur les marchés d’un pétrole géopolitiquement restreint depuis divers pays de l’OPEP. L’Irak a accru sa production de 650.000 barils par jour en 2015. Cette offre aurait dû intégrer les marchés il y a des années, mais en raison des récentes décennies de troubles, il n’a intégré le marché que l’année dernière. La décision de l’Arabie Saoudite d’injecter une partie de sa surcapacité sur le marché (une hausse de production de 450.000 barils par jour) a aussi ajouté à la surabondance.

En plus de cela, l’or iranien a de nouveau intégré le marché en 2016. La forte hausse des exportations irakiennes, saoudiennes et iraniennes en 2015 et 2016 a créé (intentionnellement ou non) l’inverse de l’épisode de manipulation des prix par l’OPEP que nous avons traversé entre 1979 et 1985. Cette fois-ci, les prix ont été forcés à la baisse par une croissance de l’offre pétrolière qui n’a eu que très peu à voir avec les bases fondamentales de l’offre et de la demande ; de la même manière que le retrait de son pétrole du marché par l’OPEP entre 1979 et 1985 n’avait rien à voir avec les bases fondamentales de l’offre et de la demande.


Que se passera-t-il ensuite ?

La forte hausse de production de pétrole de schiste entre 2010 et 2014 a été l’élément déclencheur de la crise pétrolière, c’est pourquoi une réduction de la production des pays non-membres de l’OPEP serait une réponse appropriée à la surabondance de pétrole sur le marché. C’est ainsi que les marchés libres s’équilibrent.

En revanche, le pétrole géopolitique mentionné plus haut a interféré avec le mécanisme d’équilibre naturel. A mesure que le prix du pétrole a plongé, en raison de l’arrivée sur le marché d’un pétrole sujet à des restrictions, l’industrie pétrolière a été forcée de sous-investir dans la production de pétrole future à mesure que ses flux de trésorerie s’asséchaient et que ses coûts de financement flambaient. L’étendue de ce sous-investissement a été plus importante sur le secteur de schiste, dont les investissements ont subi des réductions deux fois plus importantes que la moyenne globale.

L’écart substantiel entre les investissements et l’offre au sein des nations non-membres de l’OPEP, et le refus de l’OPEP de réduire sa production ou de ralentir l’afflux de pétrole géopolitique sur le marché, ont imposé un lourd fardeau au secteur de schiste, qui a dû compter sur lui-même pour rééquilibrer le marché. Le mécanisme d’équilibrage de schiste est cependant loin d’être parfait. Bien que le secteur du pétrole de schiste soit capable de décisions relativement rapides en comparaisons aux autres sources de l’offre, il est un outil d’équilibrage bien moins efficace que l’OPEP. Ce qui signifie également que le marché ne dispose pas des outils nécessaires à son auto-équilibrage qui pourraient lui éviter de rencontrer une nouvelle crise dans le futur. Les réductions d’investissements affectent davantage la production des pays externes à l’OPEP (ainsi que certains de ses membres) au travers du déclin des taux et de l’annulation de certains projets.

Ces délais d’équilibrage ont généré un important surplus dans les inventaires globaux, qui pourront absorber le choc une fois que l’offre deviendra insuffisante. Nous ne pouvons toutefois pas déterminer si les excès d’inventaires, avec sou sans les réserves de l’OPEP, seront capables de faire face à un double effondrement de l’offre de pétrole de schiste et de pétrole issu des pays de l’OPEP dans le contexte d’une forte hausse de la demande.


Conclusion

Le cycle actuel n’est pas une répétition des années 1980. En revanche, l’arrivée de pétrole de schiste sur la scène globale a généré ne nouvelle réalité pour les prix. Il y a toutefois peu de chances que cette nouvelle réalité soit proche des 30 ou 40 dollars le baril attendus par de nombreuses prévisions.

En dehors de l’Iran et de la Libye, l’OPEP produit actuellement à capacité maximale, et ne pourra augmenter sa production que d’un degré très faible au cours de ces prochaines années. L’OPEP n’est pas à lui seul en position de faire face au déclin de la production de schiste et des pays non-membres de l’OPEP, et de soutenir la hausse future de la demande. Il faudra toutefois que les producteurs de schiste et les autres assistent l’OPEP pour porter le prix du pétrole jusqu’à 60 ou 70 dollars le baril pour pouvoir encourager le développement de réserves marginales.

D’ici à 2017, à mesure que s’équilibreront l’offre et la demande et que les inventaires diminueront, le prix du pétrole pourrait repasser au-dessus des 60 voire des 70 dollars à mesure que le marché passera d’une surabondance à des pénuries. En revanche, une fois que cette période de hausse de prix prendra fin et que le secteur de schiste pourra de nouveau satisfaire la demande, les prix se stabiliseront certainement entre 60 et 70 dollars le baril sur le long terme, jusqu’à ce qu’une transformation importante des lois de l’offre et de la demande ou un nouveau choc géopolitique se présente.

 

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