Politique Internationale - La Revue n°148 - ÉTÉ -

sommaire du n° 148
PETROLE : LE PARI DE L'ARABIE SAOUDITE
Article de Thomas PORCHER
Docteur en économie, professeur associé à PSB (Paris School of Business) et enseignant à l'universit
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Thomas Porcher*

* Docteur en économie, professeur associé à PSB (Paris School of Business) et enseignant à l'université Paris-Dauphine. Auteur, entre autres publications, de : 20 Idées reçues sur l'énergie (avec R. H. Boroumand et S. Goutte), De Boeck, 2015.

pétrole : le pari de l'arabie saoudite

Le prix du pétrole est passé de 110 dollars en juin 2014 à près de 50 dollars en janvier 2015 pour ensuite osciller entre 55 et 65 dollars au premier trimestre 2015. Une baisse sans précédent depuis la chute des cours intervenue en 2008 suite à la faillite de Lehman Brothers. Plusieurs facteurs expliquent ce fléchissement des prix. Le plus important est, sans nul doute, le développement des pétroles de schiste aux États-Unis. Face à cet effondrement des cours, les observateurs du marché pétrolier s'attendaient à un ajustement de l'offre de l'OPEP. Cela avait déjà été le cas en 2001 après l'affaissement de la demande suite aux attentats du 11 septembre ; fin 2006 lorsque la consommation mondiale s'était stabilisée ; ou encore au dernier trimestre 2008, en pleine crise, lorsque les pays de l'OPEP avaient réduit leur production de plus de 3,5 millions de barils par jour pour enrayer la chute des prix. Mais, cette fois-ci, l'OPEP n'est pas intervenue sur le marché et le prix a continué à plonger pour passer sous le seuil symbolique des 50 dollars. Au départ, certains ont attribué ce choix à une entente Washington-Riyad visant à affaiblir les économies russe et iranienne. Mais la réalité semble plus économique que géopolitique.

Quand l'OPEP rêvait du monopole

Créée en 1960, l'OPEP (Organisation des pays exportateurs de pétrole) rassemble aujourd'hui douze pays, situés au Moyen-Orient (Arabie saoudite, Émirats arabes unis, Iran, Irak, Koweït et Qatar), en Afrique (Algérie, Libye, Angola et Nigeria) et en Amérique latine (Venezuela et Équateur). Par définition, sa « raison sociale » est de constituer une « organisation des pays exportateurs de pétrole » pour exercer un pouvoir de marché, notamment en jouant sur les quantités de pétrole produites. Actuellement, la production de l'OPEP représente 30 millions de barils par jour (contre 24,4 millions entre 2009 et 2011), soit 30 % de la production mondiale. La capacité de production totale de l'organisation est estimée à 35,45 millions de barils par jour.

L'OPEP dispose de 72,5 % des réserves mondiales de brut, principalement au Moyen-Orient, et c'est précisément au Moyen-Orient que le coût de production est le plus faible (10 dollars le baril). Sur les cinq pays disposant des réserves les plus importantes, quatre font partie de l'OPEP, trois sont situés au Moyen-Orient - l'Arabie saoudite (17,9 %), l'Iran (9,3 %), l'Irak (7,8 %) - et un en Amérique du Sud - le Venezuela (14,4 %). La concentration des ressources dans ces quelques pays est accentuée par la concentration des gisements : 60 % des gisements « super-géants » (avec des réserves supérieures à 700 millions de tonnes) sont localisés au Moyen-Orient et représentent 40 % des réserves prouvées de la planète.

Dans ces conditions, la structure du marché pétrolier peut s'apparenter au modèle du « duopole de Stackelberg », c'est-à-dire à un équilibre dans lequel l'une des deux parties, le leader, détermine son niveau de production en supposant que son concurrent, le follower, va prendre sa décision en fonction de lui. Ainsi, l'OPEP (le leader) choisit un niveau de production qui déterminera un niveau de prix et le suiveur (les pays non membres de l'OPEP) adapte ensuite sa production au niveau de prix fixé par le leader. Dans une telle structure de marché, l'OPEP a intérêt à adopter la stratégie suivante :

- premièrement, dissuader les pays consommateurs de se lancer dans des programmes de recherche-développement visant à trouver des substituts au pétrole ;

- deuxièmement, épuiser les réserves du « concurrent » (c'est-à-dire le groupe des pays non-OPEP) afin de devenir le seul offreur du marché et de bénéficier d'un statut de monopole.

Une stratégie gagnante... jusqu'à l'arrivée du pétrole de schiste

Cette stratégie, l'OPEP l'a appliquée à plusieurs reprises dans son histoire. Exemple : face à la crise asiatique qui avait entraîné une diminution des prix à partir de 1997 (le baril était tombé à 10 dollars en mars 1999, un niveau qu'il n'avait plus atteint depuis le contre-choc pétrolier de 1986), l'OPEP avait adopté, le 23 mars 1999, le plan de l'Arabie saoudite et du Venezuela qui prévoyait une baisse de la production de 2,1 millions de barils par jour - ce qui a permis au baril de remonter jusqu'à un prix durablement supérieur à 24 dollars le baril. En mars 2000, l'OPEP fixait officiellement la bande de fluctuation du baril entre 22 et 28 dollars et instaurait un système de « régulation automatique » de la production qui ne nécessitait pas de réunion des pays membres. Lorsque le prix du brut est au-dessous de 22 dollars le baril pendant dix jours ouvrés consécutifs, l'OPEP peut décider de réduire sa production de 500 000 barils par jour. Inversement, si les cours sont au-dessus de 28 dollars le baril pendant vingt jours ouvrés consécutifs, l'OPEP peut décider d'augmenter sa production.

L'Arabie saoudite adhère pleinement à cette stratégie et devient le garant du respect des quotas annoncés par l'organisation. Des recherches sur le comportement de Riyad envers le reste de l'organisation de 1970 à 2012 montrent que, lorsque la demande mondiale diminue fortement (comme lors des crises de 1974-1975 ou de 2008-2009), l'Arabie saoudite et les autres pays de l'OPEP réduisent leurs quotas. Il arrive même que le royaume ajuste sa production un peu plus que les autres membres de l'organisation - qui se comportent comme des free riders en dépassant volontairement leurs quotas - pour maintenir le niveau de production convenu lors des réunions. En revanche, l'étude montre que lorsqu'il y a interruption de la production dans l'un des pays membres de l'OPEP, l'Arabie saoudite augmente systématiquement ses exportations afin de compenser la baisse des exportations des autres pays. On l'a constaté chaque fois que la situation s'est présentée, de la révolution iranienne de 1979 aux bouleversements libyens de 2011 (1).

L'année 2004 marque un changement dans la structure du marché pétrolier. La demande se déplace vers les pays émergents et le marché, auparavant excédentaire, est désormais tiré par la demande. Les besoins considérables en pétrole des pays émergents (aux premiers rangs desquels la Chine et l'Inde) assurent aux pays producteurs une demande captive moins sensible au prix. La peur que les pays consommateurs se lancent dans la recherche de substituts ou d'économies d'énergie, comme c'était le cas pendant le contre-choc pétrolier, s'estompe. L'OPEP peut donc laisser les prix s'envoler sans danger. Désormais, sa stratégie consiste uniquement à épuiser les réserves des pays non-OPEP - ce qui lui permettrait de s'approcher du statut de monopole et de pratiquer des prix élevés. Mais cette stratégie repose sur une condition : que l'épuisement des réserves soit plus rapide que leur renouvellement afin que l'organisation gagne des parts de marché. Ce fut le cas entre 2000 et 2014 : sur cette période, la part de l'OPEP est restée proche de 40 %. Elle devait selon les prévisions de l'AIE se situer à 47 % en 2020 et au-delà en 2030. L'OPEP semblait avoir gagné son pari... mais c'était sans compter sur le développement massif des pétroles de schiste américains.

Le changement de paradigme du marché pétrolier

La conjugaison de plusieurs facteurs est venue perturber la stratégie du cartel. Le plus important est sans nul doute le développement de la production de pétroles de schiste aux États-Unis. Entre 2006 et 2014, la production journalière américaine a augmenté de 4 millions de barils par jour pour atteindre les 11 millions de barils en 2014, dépassant ainsi la production saoudienne. Le développement des pétroles de schiste est également marqué par l'émergence d'un nouveau type d'acteurs : des compagnies pétrolières de taille moyenne (les juniors) avec des capacités financières plus faibles mais qui se révèlent beaucoup plus flexibles que les sociétés pétrolières traditionnelles (les majors). Le succès du développement des gaz et pétroles de schiste est principalement l'oeuvre de ces juniors. L'épuisement des réserves des pays non-OPEP, condition nécessaire au fonctionnement de la stratégie de l'OPEP, ne semble plus d'actualité.

Dans le même temps, on assiste, du côté de la demande, à un ralentissement dû à la baisse de la croissance économique mondiale. La Chine, qui était le moteur de la hausse des prix depuis 2004, a affiché un taux de croissance de 7,4 % en 2014 contre des taux moyens supérieurs à 10 % entre 2005 et 2009. De son côté, la croissance européenne en zone euro affiche un chiffre légèrement supérieur à 0 %. Aucun autre moteur de l'économie mondiale ne semble pouvoir compenser la baisse de la croissance des pays émergents.

Enfin, un troisième facteur a également pesé sur les prix : le renchérissement du dollar. Comme les entreprises des pays émergents s'endettent en dollars, la hausse du dollar augmente mécaniquement leur dette et pèse sur leur rentabilité, ce qui explique en partie la perte de croissance des pays émergents. À cela, il faut ajouter le fait que le prix du pétrole est libellé en dollars et acheté, en dehors des États-Unis, dans une autre monnaie. Un renchérissement du dollar rend donc le pétrole plus cher dans une autre monnaie, ce qui contribue un peu plus à la baisse de la demande. L'action simultanée de tous ces facteurs a fait basculer le prix de plus de 100 dollars en juin à 75 dollars en novembre et, répétons-le, changé radicalement le paradigme du marché pétrolier. Depuis 2004, il s'agissait d'un marché tiré par la demande des pays émergents; depuis juin 2014, c'est devenu un marché excédentaire, grâce à l'offre de pétrole de schiste.

Face à ce changement de la structure du marché pétrolier, l'OPEP aurait pu, conformément à sa stratégie, baisser ses quotas et faire remonter les prix. L'organisation aurait, certes, perdu des parts de marché sur le court terme mais, les pétroles de schiste s'épuisant, elle les aurait récupérées sur le long terme. Le problème est que le développement des pétroles de schiste a deux particularités. Premièrement, ce phénomène a eu lieu aux États-Unis, premier pays consommateur de pétrole et client privilégié de l'Arabie saoudite - alors que, traditionnellement, les pays consommateurs n'étaient pas producteurs. Deuxièmement, un certain nombre d'autres pays consommateurs en Europe et en Asie (la Chine) semblent intéressés par le développement de cette énergie. Dans la stratégie initiale de l'OPEP, le pétrole de schiste est donc à cheval entre un pétrole non-OPEP qu'il faut laisser se développer (pour mieux l'épuiser) et un substitut (notamment au pétrole de l'OPEP) pour les pays consommateurs. L'une des conditions de la stratégie initiale qui consiste à assurer un prix qui ne soit pas trop haut, afin d'empêcher le développement de substituts dans les pays consommateurs, retrouve une forte pertinence. Le cartel fait alors face à un choix cornélien : doit-il baisser ses quotas en espérant que les réserves s'épuisent sur le moyen/long terme, sachant qu'une baisse des quotas de l'organisation sera directement compensée par un surplus de production de pétrole de schiste de la part des Américains ? Ou a-t-il intérêt à se lancer dans une guerre des prix pour « casser » la rentabilité du pétrole de schiste et, ainsi, stopper son développement aux États-Unis comme à l'échelle mondiale ?

Le choix de la guerre des prix

À la réunion du 27 novembre 2014, les pays de l'OPEP étaient divisés sur la stratégie à adopter face à la chute des prix. L'Arabie saoudite, rejointe par les Émirats arabes unis et par le Qatar, était favorable à un maintien des quotas quand les autres membres de l'organisation prônaient une réduction du niveau de production pour rétablir les prix. Mais l'Arabie saoudite sait très bien qu'elle va devoir supporter quasiment seule la baisse des prix et que les autres pays vont se comporter comme des free riders en produisant davantage pour compenser le manque à gagner dû à la baisse des prix...

Cette situation s'est déjà produite dans la période 1981-1986. À cette époque, le marché était devenu excédentaire grâce à 1) un développement de la production pétrolière non-OPEP et 2) la baisse de la demande due aux politiques d'économies d'énergie et au développement du nucléaire et/ou du charbon en réponse aux chocs pétroliers. Un contexte assez proche de celui d'aujourd'hui. Pour contrer la chute des prix du pétrole, l'OPEP avait décidé, en 1983, d'instaurer des quotas de production et de réduire son offre. La part de marché de l'OPEP s'est mise à diminuer fortement, passant de 39 % en 1980 à 30 % en 1985, alors même que la plupart des membres de l'OPEP ne jouaient pas le jeu et que l'Arabie saoudite supportait quasiment seule l'ensemble de la baisse (elle a tellement réduit sa production que celle-ci est même devenue inférieure à celle du Royaume-Uni !). Cette stratégie des quotas n'avait alors pas permis de faire remonter les prix du pétrole, tant le marché était excédentaire. Bilan : l'Arabie saoudite avait subi une perte financière considérable, tandis que les autres participants de l'OPEP avaient tiré leur épingle du jeu en se comportant comme des free riders. C'est cette situation que le royaume ne veut pas reproduire. D'où sa ferme opposition à une baisse du niveau des quotas.

Cependant, la stratégie d'une guerre des prix pourrait ne pas donner des résultats plus probants. Riyad a déjà appliqué cette stratégie, justement après l'échec des quotas. À partir de 1985, en effet, l'Arabie décide de se lancer dans une guerre des prix en inondant le marché. Objectif : faire baisser les prix du pétrole pour rendre moins rentable la production de pétrole non-OPEP qui nécessite des coûts d'extraction plus élevés. Le marché se stabilise en 1986 mais les prix demeureront, à l'exception des périodes de fortes tensions géopolitiques, relativement stables et faibles jusqu'aux années 2000. Au final, dans la période 1981-1986, les différentes stratégies de l'OPEP (quotas en 1983 et guerre des prix en 1985) n'ont pas permis de faire remonter les cours du baril et l'économie mondiale a connu un prix faible durant plus d'une quinzaine d'années.

Dans la situation actuelle, l'Arabie saoudite a compris qu'en ajustant ses quotas pour maintenir un prix plus élevé elle garantissait la rentabilité du pétrole de schiste américain - qui a besoin d'un prix du baril supérieur à 70 dollars pour couvrir son coût d'extraction. Au final, la baisse des quotas de l'organisation (qui, là encore, aurait probablement été entièrement supportée par l'Arabie saoudite) aurait été compensée par l'augmentation de la production américaine. En se lançant dans une guerre des prix, l'OPEP vise clairement la production du pétrole de schiste américain. Avec un baril en dessous de 60 dollars, une grande partie des investissements dans ces pétroles n'est plus rentable - même si les gisements mis en production continuent à produire (comme cela a été le cas à partir de 1986). La question est de savoir si l'histoire va se répéter comme dans la période 1986-2000, c'est-à-dire si le prix du baril restera faible (autour de 60 dollars) et stable pendant une dizaine d'années. Si c'est le cas, il risque d'y avoir de fortes tensions à l'intérieur du cartel...

Le pari risqué de l'Arabie saoudite

En suivant le choix de l'Arabie saoudite de ne pas intervenir sur le marché pétrolier, l'OPEP laisse les prix poursuivre leur chute jusqu'en dessous de la barre des 50 dollars. Cette situation met l'ensemble des pays producteurs de pétrole sous pression. Les revenus du pétrole représentent plus de 90 % des exportations des membres de l'OPEP et entre 80 et 90 % de leur budget. Bien que la plupart des pétroles de l'OPEP nécessitent un prix du baril beaucoup plus faible que le prix actuel du marché pour atteindre leur seuil de rentabilité, les équilibres budgétaires des différents pays exigent un prix beaucoup plus élevé. En outre, même à l'intérieur de l'OPEP, on note de grandes différences entre les coûts d'extraction et les prix nécessaires pour équilibrer les budgets de chacun des pays. Ainsi l'Arabie saoudite peut se contenter d'un prix à 80 dollars quand le Venezuela a besoin d'un prix supérieur à 130 dollars. C'est ce qui explique les divergences sur le niveau du « juste prix » entre pays de l'OPEP. L'Arabie saoudite, les Émirats arabes unis et le Qatar ont des fonds souverains bien garnis et une faible population avec un niveau de vie dans l'ensemble élevé, ce qui n'est pas le cas de pays comme le Venezuela, le Nigeria ou l'Algérie. Un baril durablement figé autour de 50-60 dollars ne semble pas tenable pour l'ensemble des pays de l'OPEP. Si les prix ne remontent pas, il n'est pas impossible que l'on assiste à une scission entre un groupe d'États favorables au statu quo (les trois pays du Golfe) et les autres. Mais l'Arabie saoudite ne veut pas quitter l'OPEP, qui est un amplificateur de sa stratégie visant à prendre des parts de marché aux pays non-OPEP. Elle fait donc le pari d'une hausse des prix à court terme grâce au cycle de production plus court du pétrole de schiste.

Dans la période 1986-2000, les prix du pétrole sont restés relativement bas car un certain nombre de gisements avaient été mis en production suite à la période des chocs pétroliers. Le prix du baril, plus élevé, avait alors permis à ces gisements de devenir rentables. La situation actuelle est assez similaire : un prix élevé, de 2005 à 2014, qui a permis le développement des pétroles de schiste aux États-Unis. La différence entre la période 1986-2000 et la période actuelle est que, à l'époque, la durée de vie des gisements mis en production était de 20 à 30 ans avec une production constante, alors qu'actuellement le cycle de production du pétrole de schiste n'est que de 5 ans avec une production décroissante dès la deuxième année. Or la guerre des prix lancée par l'Arabie saoudite à partir de 1985 n'avait pas permis de faire remonter les prix car la production de pétrole conventionnel était restée constante pendant plus de 15 ans. Ce ne sera pas le cas avec les pétroles de schiste : pour maintenir au minimum un niveau constant de production, il faut continuer à forer à un rythme voisin de celui de l'année précédente. Sinon, la production s'écroule dès l'année suivante. Et comme à un prix autour de 50 dollars, la production de pétrole de schiste n'est plus rentable, les entreprises refusent d'investir. La production de pétrole de schiste mise en route avant la chute du baril va donc rapidement décroître, contrairement à ce qui s'est passé pendant la période 1986-2000, provoquant une baisse de l'offre et des tensions sur les prix.

Mais l'« effet rebond » sur les prix sera d'autant plus fort que la baisse des investissements sera importante. Or plus le prix restera bas pendant une longue période plus les investissements dans les pétroles non conventionnels s'en ressentiront. Un phénomène de yo-yo de quelques mois, comme cela a été le cas en 2008, n'affectera pas fortement l'industrie du pétrole de schiste américaine puisque, comme nous l'avons précisé, les acteurs de cette industrie sont des entreprises plus flexibles que les majors. Mais l'impact sur les pétroles de schiste américains sera dévastateur si l'OPEP arrive à supporter un prix faible du baril pendant au moins deux ans. Ce qui n'est pas certain pour l'ensemble des pays de l'organisation...

La marge de manoeuvre de l'OPEP dans cette guerre des prix reste donc relativement faible. Certes, certains pays comme l'Arabie saoudite peuvent supporter un prix à 50 dollars pendant quelques années, notamment grâce à leurs fonds souverains, mais ce n'est pas le cas de tous les membres de l'OPEP. Plusieurs d'entre eux - spécialement le Venezuela, le Nigeria ou l'Iran - souhaitent un prix à 100 dollars minimum. Le pari de l'Arabie saoudite est donc extrêmement risqué dans la mesure où une baisse trop longue du prix du pétrole aurait immédiatement des conséquences négatives sur les relations avec ses partenaires et pourrait accentuer les tensions avec son grand rival régional, l'Iran. Si une telle situation se présentait néanmoins et si Riyad s'obstinait à ne pas baisser son niveau de production, alors les divisions au sein de l'OPEP pourraient aller jusqu'à remettre en cause l'existence du cartel. Dans ce cas, l'organisation pourrait se réduire uniquement aux pays du Golfe, dont les conditions démographiques et financières sont assez proches (Arabie saoudite, Qatar, Émirats arabes unis et Koweït). Les autres membres se désolidariseraient de la stratégie de l'organisation et ne produiraient qu'en fonction de leurs besoins de court terme. Ils pourraient chercher à augmenter considérablement leur production en ouvrant leur secteur pétrolier aux compagnies étrangères privées. La stratégie de l'Arabie saoudite sur le marché pétrolier, jadis amplifiée par l'OPEP, serait affaiblie, l'alliance Arabie saoudite-Qatar-EAU-Koweït ne représentant plus que 17 % de la production mondiale contre 30 % avec l'OPEP. Néanmoins, l'Arabie saoudite, compte tenu de ses réserves et de sa capacité à ajuster sa production rapidement, conserverait un rôle géopolitique relativement important sur la scène internationale.

 


Notes :


(1) K. Alkhathlan, D. Gately et M. Javid, « Analysis of Saudi Arabia's behavior within OPEC and the world oil market », Energy Policy, vol. 64, 2014, pp. 209-225.