Quentin PARES  – 4/10  mai 2020 – Les-yeux-du-monde

Selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE), l’épidémie de Covid-19 devrait entraîner une chute historique de la demande mondiale de brut.

La contraction pourrait ainsi atteindre les 9,3 millions de barils par jour (b/j) en moyenne cette année. Devant cet effondrement, les pays producteurs se sont entendus le mois dernier sur une baisse presque équivalente de 9,7 millions de barils.

Cet accord est historique à plus d’un titre. D’une part, il porte sur un volume de réduction sans équivalent dans l’histoire des marchés pétroliers. D’autre part, et pour la première fois, c’est l’ensemble des pays producteurs de la planète qui se sont entendus sur une réduction de la production.

• Comment expliquer cet accord historique ?

• Quels en sont les enjeux pour les acteurs principaux, à savoir la Russie, l’Arabie saoudite et les États-Unis ?

Partie 1 – Entre guerre des prix et coopération mondiale : la position délicate de la Russie face à la crise pétrolière

Devenue deuxième producteur mondial de brut (11,5 millions b/j), la Russie joue un rôle central pour la stabilité des marchés pétroliers. La politique russe fait face cependant à des choix difficiles dans le contexte épidémique actuel. Préférant d’abord jouer sa carte seule, Moscou s’est finalement tournée vers ses partenaires de l’OPEP pour tenter de stabiliser les prix.

“OPEP +” : un intérêt diplomatique plutôt qu’économique

Confrontée à l’arrivée massive du pétrole de schiste américain, la Russie signait en décembre 2016 avec l’OPEP et une poignée d’autres pays l’accord « OPEP+ »*. Cet accord visait à réduire la production d’environ 1,5 million de barils par jour. Cette baisse fut ensuite étendue à 1,2 million de barils supplémentaires stabilisant les prix autour des 60 dollars l’unité.

Pourtant, si économiquement l’OPEP+ a connu des succès, son application fut largement critiquée par les compagnies russes.

  Igor Setchine PDG de Rosneft

Ce fut notamment le cas de Rosneft et de son président Igor Sechin qui jouit d’une influence considérable à Moscou. Pour les producteurs russes, en effet, réduire la production conduisait à maintenir un prix élevé du baril. Or, ce niveau de prix permettait aux producteurs de bruts non-conventionnels américains de rester sur le marché. Les producteurs russes ont ainsi vu leurs parts de marché s’effriter alors même que leur prix d’équilibre** était nettement plus compétitif.

En outre, les compagnies russes doivent faire face à un manque de flexibilité pour réduire leur production. Situés majoritairement en Sibérie, les champs pétroliers ne peuvent en effet arrêter leur production sans endommager les infrastructures pendant l’hiver. A cela s’ajoutent également les problèmes sociaux posés par la fermeture des puits dans des régions éloignées des bassins d’emploi.

Ce ne sont donc pas les avantages économiques qui ont primé dans la décision du gouvernement russe mais bien des considérations diplomatiques. L’accord OPEP+ permettait ainsi à Moscou d’opérer un rapprochement stratégique avec Riyad.

Pour Vladimir Poutine, il s’agissait de conforter l’image de la Russie comme puissance stabilisatrice au Moyen-Orient. Comme souvent, la politique énergétique a servi ici de levier à Moscou pour faire avancer son influence dans la région.

L’effondrement de l’OPEP+ en mars 2020

Le gouvernement russe se retrouva donc tiraillé entre des intérêts diplomatiques d’un côté et l’hostilité des compagnies pétrolières de l’autre. Or, si cette tension fut relativement mise sous le tapis pendant trois ans, elle prit une nouvelle tournure avec la pandémie du Covid-19. D’un côté, Moscou ne souhaitait pas mettre fin à l’accord « OPEP+ ». La Russie proposait ainsi de renouveler simplement les baisses de production décidées lors des accords précédents. D’un autre côté, le gouvernement russe ne pouvait ignorer l’hostilité de ses compagnies nationales devant un effort supplémentaire de réduction.

C’est pourquoi Moscou s’est opposée à la proposition saoudienne de réduire drastiquement l’activité entraînant de facto l’explosion de l’OPEP+ en mars dernier. La Russie pouvait d’autant plus se permettre ce type de position qu’elle possédait, selon elle, suffisamment de marges pour résister à un effondrement des prix. Les compagnies russes bénéficient en effet de coûts de production assez bas et sont relativement peu endettées. De même, les recettes pétrolières ne contribuent qu’à hauteur de 40% du budget fiscal contre 80% pour les saoudiens. Les réserves de change sont elles aussi suffisamment abondantes (570 milliards de dollars) pour servir d’amortisseur à la crise. Enfin, la chute des prix devait permettre de liquider les producteurs non-conventionnels américains.

Le revirement russe et ses conséquences

Moscou abordait donc plutôt sereinement la guerre des prix déclenchée après l’expiration de l’accord « OPEP+ ». Pourtant, un mois après, le gouvernement russe acceptait de participer à un grand accord international visant à réduire la production de 9,7 millions de barils par jour.

Comment expliquer ce revirement ?

Deux raisons peuvent être avancées.

Tout d’abord, Moscou a subi des pressions diplomatiques importantes de la part de ses partenaires du G20 afin de stabiliser les prix. Pour le gouvernement russe, il s’agit de montrer qu’il est un acteur responsable sur la scène internationale. Plusieurs de ses alliés, comme le Venezuela ou l’Iran, ont également appelé Moscou à revenir à la table des négociations.

De plus, les compagnies russes ont progressivement levé leurs réticences devant l’ampleur du choc crée par la pandémie. Ainsi, leur optimisme de départ se fondait sur la croyance que cette épidémie ne durerait pas dans le temps.

Or, la lente reprise de l’activité en Chine montre que le retour à la normale sera long. Dans ces conditions, les prix bas risquaient de dissuader toute décision d’investissement dans des nouvelles capacités. Pourtant, ces investissements sont essentiels pour maintenir un niveau de production stable dans les années à venir. En effet, les champs aujourd’hui en exploitation sont bien souvent arrivés à maturité et commencent à décliner.

Ce problème est d’autant plus important que les réserves encore disponibles sont situées dans des zones plus coûteuses à exploiter. Ceci est particulièrement vrai pour l’Arctique. Les compagnies russes doivent ainsi attendre un renchérissement des prix avant d’exploiter ces réserves. Or, prise entre le déclin des champs matures (brownfields) d’une part et l’absence d’investissements dans de nouveaux champs (greenfields) d’autre part, la Russie risquait de voir sa production rapidement décliner.

Dans ces conditions, les pressions diplomatiques et les incertitudes sur la demande ont eu raison des réticences des compagnies russes à diminuer la production. Le nouvel accord pose néanmoins des difficultés quant au partage du fardeau entre les compagnies pétrolières mais aussi entre les régions productrices. Moscou aura donc des choix cornéliens à faire et ce dans un contexte de grande incertitude pour son industrie pétrolière.

Partie 2 – Riyad prise au piège de l’effondrement pétrolier 

Du fait de ses importantes réserves (17 % du total mondial) et de la qualité de son pétrole, l’Arabie saoudite fait figure de gardienne de la stabilité des marchés pétroliers. Pourtant, ce statut semble plus fragile que jamais à mesure que l’épidémie de Covid-19 progresse dans le monde. A court d’options, Riyad semble se diriger tout droit vers une crise économique majeure affectant durablement sa capacité à jouer un rôle d’équilibre sur les marchés mondiaux.

La stratégie de Riyad derrière la signature de l’OPEP+

Le président russe, qui s’exprimait à l’issue d’une rencontre bilatérale avec le prince héritier d’Arabie saoudite Mohamed Ben Salman en marge du sommet du G20

Depuis le premier choc pétrolier, l’Arabie saoudite se considère comme un producteur clé (swing producer). Pourtant, cette position exige du pouvoir saoudien une grande prudence quant à ses choix de politiques publiques.

Ainsi, si le marché pétrolier se retrouve en surcapacité, Riyad n’a que deux options sous la main.

– Soit elle décide de produire davantage afin de défendre ses parts de marché. Cette stratégie fut ainsi adoptée entre 2014 et 2016 peu après le boom du pétrole non-conventionnel américain. Cette option est cependant synonyme de pertes de revenus considérables pour le royaume.

– Ou alors, ce dernier peut opter pour une baisse de sa production afin de faire remonter les prix. Après tout, Riyad possède la capacité technique et les dispositions géologiques pour mettre en œuvre cette réduction contrôlée. Cette capacité disponible (spare capacity) est estimée à 2,5 millions de barils/jour. Elle est de fait centrale car elle donne au pays l’option de manipuler à court terme les marchés. Cependant, Riyad n’a jamais voulu porter seule le fardeau d’une baisse de la production. Toute action unilatérale signifierait en effet une perte de parts de marché sans pour autant faire remonter durablement les prix.

C’est pourquoi l’Arabie saoudite a besoin de l’OPEP pour peser davantage sur les cours du baril. Ainsi, le pays seul ne compte que pour 10 % de la production mondiale contre 41 % pour l’OPEP. Cet effet de levier a néanmoins atteint ses limites avec l’arrivée massive des schistes américains. Dès lors, Riyad était contrainte d’aller au-delà du cercle habituel de l’OPEP et de s’entendre avec d’autres producteurs comme la Russie ou le Mexique. Cet accord, dit « OPEP+ » fut signé en décembre 2016 et contribua à maintenir un prix acceptable jusqu’au début d’année 2020.

L’effondrement de l’OPEP+ et la réponse de Riyad

En mars 2020, la pandémie de Covid-19 ébranla considérablement le niveau de la demande de pétrole. Dans ces conditions, le meeting de l’OPEP+ à Vienne s’annonçait décisif. Pour les saoudiens, l’objectif était d’envoyer un signal fort au marché par une réduction drastique du nombre de barils disponibles.

Cependant, cette stratégie fut difficile à imposer aux partenaires de l’OPEP. D’une part, peu de pays de l’organisation sont en réalité capables, comme les saoudiens, de baisser leur production. D’autre part, beaucoup de membres de l’organisation se plaignaient de l’attitude de la Russie qui dépassait régulièrement ses quotas négociés de production. Pour Riyad et le reste de l’OPEP, le seul accord envisageable était donc de forcer les russes à accepter de prendre une part significative du fardeau de la baisse de production. La Russie refusa finalement l’ultimatum entraînant l’effondrement des pourparlers.

En réponse, le pouvoir saoudien lança une guerre des prix afin de pousser Moscou à revenir à la table des négociations. Cette stratégie était pour le moins risquée lorsque l’on sait que près de 80 % du budget fiscal saoudien dépend des recettes pétrolières. Contre toute attente, cette guerre des prix porta cependant ses fruits grâce à la pression diplomatique du G20. Ainsi, en avril 2020, l’OPEP+ décida de réduire la production de 9,7 millions de barils/jour à compter du 1^er mai.

Une situation insoutenable à long-terme pour le royaume

Cet accord n’a pas eu pour l’instant l’effet escompté. Le WTI, indice de référence aux Etats-Unis, est descendu ainsi en moyenne largement en dessous des 20 dollars le baril. Le 21 avril 2020, cet index est même tombé en dessous des 0 euros atteignant des prix négatifs. Ceci signifie qu’étant donné le manque de stockage disponible, les opérateurs payent les acheteurs pour qu’ils prennent leurs barils. Le début d’application de l’accord, le 1^er mai, devrait néanmoins permettre une relative remontée des prix. Il est pourtant hautement improbable que celle-ci soit suffisante pour dépasser le prix d’équilibre fiscal situé à 80 dollars le baril.

Riyad se verra ainsi obligée de puiser dans ses réserves financières sans avoir un calendrier précis de reprise de l’activité mondiale. En d’autres termes, plus la crise sanitaire va durer, moins le régime saoudien sera en mesure de financer ses dépenses. Ce fait est particulièrement problématique pour un régime qui tente de diversifier son économie à travers un plan coûteux de modernisation (Vision 2030). Le comportement des marchés s’annonce donc décisif pour la monarchie. Si les prix devaient rester bas, celle-ci pourrait en effet plonger dans une crise économique et politique sans précédent. Il faut rappeler que la stabilité intérieure dépend largement du partage de la rente pétrolière.

De plus, l’accord OPEP+ prévoit que l’Arabie saoudite réduise sa production de 2,5 millions de barils/jour. Or, ce chiffre n’est pas anodin car il s’agit exactement de la capacité disponible (spare capacity) du royaume. En d’autres termes, Riyad n’aura plus de marges de manœuvre à l’avenir s’il lui fallait réduire encore davantage la production. En cas de nouvelle baisse des prix, l’Arabie saoudite se retrouvera donc dans l’incapacité d’exercer son rôle de stabilisateur des marchés perdant ainsi une grande partie de son prestige diplomatique.

L’Arabie Saoudite se retrouve donc dans une position inconfortable. Ébranlée par le Covid-19, elle semble être aujourd’hui à court d’options en vue de stabiliser les marchés pétroliers. En cela, la pandémie montre les limites de la capacité saoudienne à véritablement influencer les cours du brut.

Partie 3 – La fin de l’âge d’or pétrolier américain ?

Déclinante à la fin des années 2000, la production américaine de pétrole a connu ces dernières années un véritable bouleversement. L’arrivée massive du pétrole de schiste a en effet contribué à faire des Etats-Unis le premier producteur mondial de brut. Avec près de 13 millions de barils produits par jour, ces derniers pouvaient même espérer acquérir leur propre indépendance énergétique. Pourtant, l’épidémie de Covid-19 remet en cause cet objectif. Surtout, elle pousse Washington à reconsidérer un modèle pétrolier financièrement insoutenable avant même l’émergence du virus.

2010-2020 : « l’âge d’or » du pétrole non-conventionnel américain

Depuis 2010, les opérateurs non-conventionnels américains se sont imposés comme des acteurs majeurs des marchés pétroliers. Attirées par les prix élevés du brut, de nombreuses entreprises se sont mis à puiser dans le sous-sol du pays. Bénéficiant de nouvelles techniques comme le forage horizontal, elles ont ainsi pu utiliser des réserves jusqu’ici non exploitées. Cette stratégie se révéla payante car, entre 2010 et 2014, le nombre de barils produits a été multiplié par cinq.

De fait, cette progression spectaculaire de la production a eu un impact considérable sur la croissance américaine. En plus des 2,5 millions d’emplois directs créés, elle procura davantage de pouvoir d’achat aux consommateurs américains ainsi qu’un avantage compétitif majeur pour les entreprises du pays. En tant que telle, la production de pétrole non-conventionnel fut un pilier essentiel de la reprise économique aux États-Unis.

Elle eut également une influence positive sur la balance commerciale américaine. Longtemps dépendante des importations de brut, cette dernière bénéficia de la hausse de la production intérieure. En outre, depuis 2015, la loi autorise les producteurs américains à exporter leur pétrole. Néanmoins, les États-Unis restent toujours dépendants de l’extérieur puisqu’ils doivent importer près de 7 millions de b/j.

Un modèle financièrement insoutenable

Le revirement spectaculaire de la production américaine a modifié les équilibres pétroliers mondiaux. En 2014, c’est ainsi l’arrivée massive de pétroles non-conventionnels qui força l’Arabie saoudite à lancer une guerre des prix pour défendre ses parts de marché. Cette chute des prix entraîna d’ailleurs une crise majeure pour les pétroliers américains contraints d’opérer avec des coûts bien plus élevés que leurs concurrents conventionnels.

Deux éléments sauvèrent néanmoins l’industrie pétrolière du pays. Tout d’abord, cette dernière sut profiter de gains importants de productivité alimentés par le développement de nouvelles technologies. Ensuite, elle bénéficia d’un endettement bon marché suite à la politique de quantitative easing décidée par la Réserve Fédérale américaine (FED). Toutefois si le secteur a pu encaisser la guerre des prix, il n’a jamais réussi à être véritablement rentable.

En effet, l’industrie du schiste a pour particularité de forer des puits au déclin très rapide. Cela impose notamment de forer continuellement de nouveaux puits afin de remplacer la production déclinante des anciens puits. Cela implique aussi que les cash-flows de l’entreprise soient régulièrement positifs afin de financer l’exploitation de nouveaux forages. Or, jamais depuis 2010 les opérateurs du secteur  n’ont eu de cash-flows positifs accumulant en contrepartie une dette de 106 milliards de dollars.

En d’autres termes, depuis 2010, l’industrie du schiste s’apparentait à une gigantesque bulle financière ne tenant que par fort niveau d’endettement.

Covid-19 : le choc de trop pour l’industrie du schiste aux Etats-Unis

Dans ces conditions, l’épidémie de Covid-19 a agit comme un révélateur de l’insoutenabilité du modèle américain.

D’une part, l’endettement excessif ne peut masquer le manque de compétitivité générale du secteur. Les coûts de production y sont en effet bien trop élevés pour pouvoir concurrencer les producteurs saoudiens ou russes. En réalité, seule une hausse soudaine des prix pourrait rendre attractif la production mais cela reste largement hypothétique. A court terme, l’ombre du virus continuera ainsi à planer sur la demande mondiale favorisant de facto des prix bas.

A plus long terme, c’est l’ombre du changement climatique qui pourrait pousser les investisseurs à  délaisser des actifs à l’empreinte carbone élevée (risque des « stranded assets »).

De plus, ce modèle d’endettement est particulièrement dangereux pour les équilibres financiers du pays. De nombreuses banques régionales sont ainsi directement menacées par la potentielle faillite du système. A ce rythme, des États comme le Texas, l’Oklahoma ou le Nouveau-Mexique risquent d’être fortement affectés par l’éclatement de la bulle du pétrole de schiste. Déjà, la production a diminué de près de 900 000 b/j au mois de mars. Sur l’année, on s’attend à une chute d’environ 3 à 4 millions de b/j, voire 7 selon certaines estimations. Cela correspond grosso modo au niveau de production de l’Irak.

  sénateur Ted Cruz

La situation est telle que beaucoup de sénateurs, comme Ted Cruz, réclament l’interdiction pure et simple des importations de pétrole aux Etats-Unis.

Pour l’heure, l’administration Trump compte sur le remplissage des stocks et sur la baisse de production décidée par l’OPEP+ pour sauver l’industrie pétrolière américaine.

Or, le problème n’est pas que conjoncturel et lié à l’épidémie de Covid-19. Il repose en réalité sur l’absence structurelle de soutenabilité d’un modèle à la fois peu compétitif et non rentable.

Quentin Pares est diplômé d’un Master 2 de Grenoble École de Management (GEM) et est étudiant à l’IRIS. Il est spécialisé dans les questions énergétiques et d’économie internationale.

*L’OPEP+ se compose des pays de l’OPEP (Arabie saoudite, Emirats arabes unis, Irak, Iran, Koweït, Venezuela, Equateur, Algérie, Libye, Nigeria, Guinée équatoriale, République du Congo, Gabon, Angola) et des pays non-OPEP (Brunei, Azerbaïdjan, Bahreïn, Oman, Kazakhstan, Malaisie, Soudan, Soudan du Sud, Mexique et la Russie).

**Le prix d’équilibre est le prix du baril de pétrole permettant à l’entreprise de commencer à réaliser un profit.

Sources  1:

Vitaly Yermakov et James Henderson, « The New Deal for Oil Markets: implications for Russia’s short-term tactics and long-term strategy », The Oxford Institute For Energy Studies, 13 avril 2020.

Marlène Laruelle, « La politique arctique de la Russie : une stratégie de puissance et ses limites », Notes de l’IFRI, mars 2020.

Francis Perrin, « Pétrole : le nouvel accord de l’OPEP+ peut-il faire remonter les prix ? », IRIS, 16 avril 2020.

Henry Foy, « Russian oil groups wrangle over Opec deal », Financial Times, 17 avril 2020.

Sources 2 :

Bassam Fattouh et Andreas Economou, « Oil Price Paths in 2018: The Interplay between OPEC, US Shale and Supply Interruptions », The Oxford Institute For Energy Studies, 13 février 2018.

Bassam Fattouh et Andreas Economou, « Saudi Arabia’s Oil Productive Capacity – The Trade-Offs », The Oxford Institute For Energy Studies, 24 octobre 2019.

Vitaly Yermakov et James Henderson, « The New Deal for Oil Markets: implications for Russia’s short-term tactics and long-term strategy », The Oxford Institute For Energy Studies, 13 avril 2020.

Sources 3  :

Vitaly Yermakov et James Henderson, « The New Deal for Oil Markets: implications for Russia’s short-term tactics and long-term strategy », The Oxford Institute For Energy Studies, 13 avril 2020.

Clark Williams-Derry, Kathy Hipple et Tom Sanzillo, « Shale Producers Spilled $2.1 Billion in Red Ink Last Year », Institute For Energy Economics And Financial Analysis, mars 2020.

Derek Brower et David Sheppard, « Will American shale rise again ? », Financial Times, 26 avril 2020.

SOURCE/https://les-yeux-du-monde.fr/actualite/mondialisation-enjeux/43438-une-partie-de-billard-a-trois-bandes-la-russie-larabie-saoudite-et-les-etats-unis-en-pleine-crise-petroliere-3-3