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Tensions à venir
Comment Donald Trump est en train de transformer le pétrole en arme géopolitique massive
Le retour des Etats-Unis en tant que producteur de pétrole sur la scène internationale pourrait profondément déstabiliser ce secteur déjà en crise et accroître le risque de tensions géopolitiques.
Atlantico : Après une remontée sensible des prix du baril fin 2016, sur fond d’accord au sein de l’OPEP et entre la Russie et pays de l’OPEP, les prix du baril semblent reprendre une tendance "baissière" en ce début d’année 2017, notamment sur la base des stocks américains. En quoi l’arrivée de Donald Trump au pouvoir à Washington, est-elle à même de peser sur les enjeux géopolitiques liés au pétrole au cours des prochains mois, voire des prochaines années ?
David Rigoulet-Roze : Ce que l’on peut dire sur la nouvelle Administration américaine, ouvertement "climato-sceptique", c’est qu’elle est clairement en faveur des énergies fossiles "carbonées" au sens large. Le président Donald Trump a ainsi confirmé avec son "plan énergétique", annoncé en janvier 2017, vouloir relancer l’industrie charbonnière "qui a trop longtemps souffert", et bien évidemment poursuivre le développement de l’industrie des hydrocarbures en donnant notamment son aval, le 24 mars 2017, à la construction du pipeline Keystone XL (1) - entre l’Alberta (Canada) et le Nebraska (Etats-Unis) - ainsi qu’en relançant massivement l’exploitation des Shale, les shale oil et shale gas (2) ("huiles de schistes", pétrole et/ou gaz) laquelle avait de fait permis aux Etats-Unis, sous l’Administration Obama, de passer brièvement, fin 2014, au rang de premier producteur mondial d’hydrocarbures, à la fois devant la Russie et l’Arabie saoudite. Aujourd’hui, les Etats-Unis sont redevenus troisième, derrière la Russie et l’Arabie Saoudite, du fait de la réduction drastique des marges rencontrée par nombre de petits producteurs américains à la faveur de l’effondrement des prix induit par la saturation du marché à laquelle ils avaient d’ailleurs largement contribué, parallèlement à la stratégie baissière à même de favoriser un bear market ("marché baissier") provoquée par l’ouverture des vannes initiée par le royaume saoudien, officiellement afin de préserver ses parts de marché, mais sans en avoir réellement retiré les bénéfices escomptés. Plus officieusement, d’aucuns ont pu considérer qu’il s’agissait peut-être de "punir", pour leur soutien indéfectible au régime syrien de Bachar al Assad, deux pays producteurs que sont la Russie - non-membre de l’OPEP - ainsi que l’Iran - pays membre fondateur de l’OPEP (3) - de retour sur le marché pétrolier après la levée des sanctions dans le prolongement de l’accord sur le nucléaire signé le 14 juillet 2016. Il y avait également sans doute la tentative de condamner ce qui était perçu non sans raison par le royaume saoudien comme la mise en oeuvre d’une politique d’indépendance énergétique des Etats-Unis(4) vis-à-vis du pétrole des pays du Golfe en général, et de l’Arabie saoudite en particulier à laquelle les Etats-Unis sont théoriquement liés, stratégiquement parlant, depuis le fameux "Pacte du Quincy" du 14 février 1945, dont les attendus géopolitiques pourraient se résumer comme suit : un accès américain privilégié sinon prioritaire sur le pétrole saoudien en échange d’une assurance multi-risques américaine pour le royaume saoudien. Or, avec le développement exponentiel des "huiles de schistes" très largement initié par l’Administration précédente, les termes implicites du deal présentent désormais le risque de devenir caduques.
Ce qui est certain, c’est que cette situation chaotique du marché énergétique fossile explique que l’Arabie saoudite ait finalement accepté de revenir à une politique moins extensive en termes de production afin d’essayer de stabiliser les prix qui avaient atteint un point bas inédit - le cours du baril avait atteint, le 12 janvier 2016, un plus bas depuis 2003 à 30 dollars à New York au WTI (West Texas Intermediate) - et qui grevaient dangereusement les budgets dispendieux en termes de dépenses sociales - nécessitant un baril avoisinant les 100 dollars - des pétromonarchies de l’OPEP (Pays producteurs et exportateurs de pétrole), également membres de l’OPEAP (pays arabes producteurs et exportateurs de pétrole) (5), dont l’essentiel des pays du CCG (Conseil de Coopération du Golfe), à savoir l’Arabie saoudite, Koweït, Emirats arabes unis, Qatar, Bahreïn (6). Sans parler des autres pays producteurs comme le Venezuela confrontés à d’insolubles difficultés socio-économiques.
Cette nouvelle stratégie haussière à même de favoriser un bull market ("marché haussier") préalablement concrétisée par un accord de réduction historique de la production à 32,5 millions de barils/jour contre 34 auparavant soit quelque 40 % de l’offre mondiale (7), un accord entériné lors de la réunion à Vienne de l’OPEP, le 30 novembre 2016, n’a que partiellement réussi à en juger par les évolutions erratiques du cours du baril qui, après sa remontée à la fin de l’année 2016, a rechuté de 11 % en seulement un mois en mars 2017. Certes, des statistiques indiquent que les stocks de brut aux Etats-Unis sont au plus haut. Ils auraient augmenté de quelque 5 millions de barils durant la première quinzaine de mars 2017 portant leur total très au-delà des 500 millions de barils qui constituent généralement un point de référence en la matière. Parallèlement, bénéficiant notamment de la remontée sensible des cours fin 2017, la production des Shale oil est repartie à la hausse aux Etats-Unis pour le plus grand contentement de la nouvelle Administration Trump. En effet, aujourd’hui en-deçà de 50 voire de 45 dollars le baril, les puits redeviennent rentables et ce, d’autant plus que les producteurs américains d’une industrie hyper-réactive(8)aux aléas du marché ont réalisé d’énormes efforts pour contracter leurs coûts en réussissant, grâce notamment à de spectaculaires gains productivité (9), à faire passer le "point mort" pour un puits de shale oil de quelque 80 dollars le baril en 2013 à seulement… 35 dollars pour les compagnies les plus avancées technologiquement parlant (10). De fait, les rigs ("forages") qui avaient passablement diminué durant le "contre-choc" pétrolier dû à l’effondrement de près de 70 % des cours entre l’été 2014 et fin 2016 (68 % depuis le pic du brut à 115 dollars atteint le 19 juin 2014), se multiplient se multiplient de nouveau. L'industrie des Shale ("schistes") peut désormais envisager de voir les prix redescendre sensiblement sans craindre d’avoir à suspendre encore leur exploitation, permettant de la sorte aux Etats-Unis de s’installer durablement dans le nouveau paysage énergétique mondial en tant que producteur majeur en mesure de peser sur les cours. Ce qui revient à relativiser d’autant le poids des autres acteurs historiques du marché que sont les membres de l’OPEP comme l’Arabie saoudite - qui s’est depuis les débuts du Cartel pétrolier attribué le rôle central de swing-producer ("producteur-pivot" ou "producteur d’appoint"), susceptible d’agir à la hausse ou à la baisse en termes de production pour équilibrer le prix du marché de l’"Or noir" (11) - et/ou hors-OPEP comme la Russie.
Quels sont les pays qui ont le plus à craindre d'une nouvelle guerre des prix ? Avec quelles conséquences géopolitiques ? Notamment pour le Venezuela, pays pourtant censé être doté des supposées premières réserves mondiales d’hydrocarbures mais de nature "non-conventionnelle ?
C’est assez clair. Il s’agit des pays qui avaient déjà beaucoup perdu jusqu’à l’accord de l’OPEP entériné à Vienne du 30 novembre 2016, quand les prix étaient descendus à 30 dollars en janvier 2016 au WTI (West Texas Intermediate) de New York. Ce sont des pays économiquement et socialement fragiles car très dépendants de la manne pétrolière. A commencer bien-sûr par le Venezuela, alors même que ce pays d’Amérique latine est censé posséder les plus grandes "réserves prouvées" de pétrole au monde devant l’Arabie saoudite (12), mais aussi des pays producteurs africains comme le Nigéria, l’Algérie, voire dans une certaine mesure d’un pays hors-OPEP comme la Russie.
Dans le cas du Nigéria, géant africain pétrolier, l’Or noir est autant une bénédiction qu’une malédiction lorsque les cours s’effondrent puisque le pétrole représente 70 % des recettes budgétaires et 95 % des recettes à l’exportation. Le compte des réserves en devises s’était asséché au fur et à mesure de la baisse des cours du brut.
Pour ce qui est de l’Algérie, autre pays africain mais arabe et donc simultanément membre de l’OPEP et de l’OPEAP, l’enjeu crucial demeure celui de la "paix sociale" achetée à prix d’Or… noir en l’occurrence. Les hydrocarbures (pétrole et gaz) représentent en effet 97 % de ses recettes à l’exportation et 40 % de son PIB. Le régime algérien a la hantise du spectre de l’explosion sociale de 1988 alimentée déjà par un écroulemen des cours du brut et qui avait finalement débouché sur la décennie sanglante de la lutte anti-islamiste. Pour ce pays, l’équilibre budgétaire se situe autour des 110 dollars le baril pour financer cette fameuse "paix sociale". On en est loin aujourd’hui. Les réserves de change se situaient à 114 milliards de dollars fin 2016 contre 193 milliards de dollars en juin 2014. Quant au fonds de régulation des recettes, alimenté par les excédents liés aux hydrocarbures, il pourrait être totalement épuisé fin 2017-début 2018 pour pallier le déficit budgétaire global du pays aux dires même du ministre des Finances, Hadji Baba Ammi. Le régime algérien ne serait plus en mesure aujourd’hui d’octroyer, comme il comme il l’avait fait en 2011 alors que le "printemps arabe" menaçait de s’étendre à l’Algérie, jusqu’à 100 % d’augmentation des salaires dans la fonction publique et de subventions aux produits de base (alimentation et énergie)(13).
Dans un autre registre, la Russie, qui a été partie prenante de l’accord de l’OPEP de fin novembre 2016 tout en n’étant pas membre du cartel, est confrontée à des défis non négligeables. Si le pays - par ailleurs soumis à des sanctions occidentales pour sa prise de contrôle de la Crimée en Ukraine - est redevenu, en 2016, en pompant à tout va, le 1er producteur mondial d’hydrocarbures, juste devant l’Arabie saoudite et les Etats-Unis, sa situation est loin d’être confortable. Le budget de la Russie est de fait calculé sur la base d’un baril à 100 dollars. Or, le gaz et le pétrole représentent plus de la moitié des recettes budgétaires du pays contre à peine 10 % au début des années 2000. Or, la combinaison des sanctions et d’un prix trop bas pour soutenir ce budget, outre le gaspillage considérable de la ressource imputable à un réseau de pipelines parfois défaillant, risquent désormais d’hypothéquer nombre de gisements dont le coût d’extraction devient plus élevé que celui de son exploitation commerciale. Dans certains endroits, faute notamment d’investissements technologiques, il faut un cours du baril au minimum à 85 dollars pour que l’activité ne devienne pas déficitaire (14). Le moins que l’on puisse dire est que le marché n’en prend pas le chemin à brève échéance même si ce dernier n’est jamais à l’abri d’un éventuel "contre contre-choc" pétrolier.
Mais le cas le plus emblématique des pays en difficulté est sans conteste le Venezuela de la "révolution bolivarienne" dont le système économico-social à bout de souffle dépend à 96 % des recettes pétrolières à l’exportation, lesquelles lui avait pourtant permis d’engranger quelque 250 milliards de dollars de recettes entre 2001 et 2015. Le Venezuela, l’un des pays fondateurs de l’OPEP se voit aujourd’hui contraint d’importer du pétrole, faute de pouvoir le produire lui-même massivement du fait des coûts de production devenus trop élevés. Officiellement le coût moyen d’extraction du pétrole vénézuélien serait de 13 dollars par baril pompé, mais il serait en réalité de l’ordre de 20 dollars, ce qui revient à dire que le pays n’est pas loin de vendre à perte (15). Les premières importations avaient débuté, en octobre 2014, avec plusieurs millions de barils en provenance de l’Algérie, du Nigéria voire d’Angola, notamment pour le mélanger avant raffinage, avec les "pétroles lourds" de l’Orénoque. Des importations qui n’avaient rien d’"occasionnelles" comme avait voulu alors le faire croire le gouvernement du président "chaviste" Nicolas Maduro (16). En manque d’investissements dans les infrastructures pétrolières, les puits "conventionnels" sont en déclin avancé, sans parler de la gabegie et de la concussion endémique sévissant au sein de la Petroleus de Venezuela SA (PDVSA), la compagnie nationale, véritable "vache à lait" en devises du régime "chaviste" et de sa gouvernance "clientéliste" à court terme qui hypothèque l’avenir du pays faute de véritable stratégie à long terme. Dans l’incapacité d’honorer ses dettes, Caracas avait d’ailleurs dû négocier, début 2015, avec l’un de ses principaux créanciers, en l’occurrence la Chine, un accord sur un rééchelonnement du remboursement de quelque 50 milliards de prêts en dollars qui se faisait, jusqu’en octobre 2014, moyennant la livraison de la moitié des 640.000 millions de barils jours exportés en Chine et ce, afin de couvrir une partie du service de la dette. Un remboursement "en nature" qui avait été suspendu en octobre 2014, parce que les Vénézuéliens ne pouvaient durablement voir se réduire la part en devises de ce revenu vital pour la stabilité d’un pays en pleine dérive (17). Comble de l’humiliation - ce qui donne la mesure de la situation d’un pays au bord du gouffre avec une inflation prévue de 720 % par le FMI pour l’année 2016 -, Caracas s’est résolu à solliciter l’"ennemi" impérialiste nord-américain pour s’approvisionner pétrole. Fin janvier 2016, l’entreprise publique Petroleos de Venezuela SA (PDVSA) aurait ainsi reçu une livraison de 550. 000 barils de brut West Texas International (WTI) via sa filiale américaine de Citgo Petroleum. La nouvelle, donnée par l’agence de presse Reuters, n’avait pas été démentie par Caracas(18). L’affirmation obsessionnelle d’une forme de souverainisme relève donc très largement d’une logique d’affichage. C’est dire si le cas du Venezuela constitue une caricature, voire un anti-modèle en la matière. La position du Venezuela comme pays producteur est, de fait, peu enviable et ce, d’autant plus que le "bon pétrole" du Golfe de Maracaibo, celui facile et longtemps peu couteux à extraire, est en voie d’épuisement accéléré, que l’essentiel des réserves nationales aujourd’hui disponibles ne sont pas des réserves de pétrole "conventionnel" et qu’elles supposent des coûts élevés en termes à la fois économiques et environnementaux.
Notes
(1)Long de 1.900 kilomètres, dont 1.400 rien que sur le sol américain, le pipeline doit transporter le pétrole extrait des sables bitumineux de l’Alberta, dans l’ouest du Canada, jusqu’au Nebraska, dans le centre des Etats-Unis en traversant des territoires indiens protégés. C’est le tronçon qui avait été annulé le 6 novembre 2015 par le président Obama. Il s’agissait notamment d’un nouveau tronçon correspondant au segment nord et consistant en un tracé moins long (1.897 km) que celui de l’actuel oléoduc depuisHardisty en Alberta jusqu’à Steele City au Nebraska via Baker au Montana. Il viserait à accroître les capacités de transport de ce dernier et à acheminer le pétrole brut américain extrait de la Formation de Bakken, dans le Montana et le Dakota du Nord. L’Or noir serait ensuite acheminé jusqu’aux raffineries américaines du Golfe du Mexique, via une portion déjà existante de Steele City au Nebraska jusqu’à Houston au Texas.
(2)Les gaz de schistes pourraient représenter 64 % de la production de gaz aux Etats-Unis en 2020. Cf. Fabrice Nodé-Langlois. « Le gaz, nouvelle arme énergétique d’Obama », in Le Figaro, 1er avril 2010, p. 18.
(3)Le cartel pétrolier de l’OPEP, fondé le 14 septembre 1960, compte aujourd’hui 14 pays membres : on trouve 7 pays arabes parmi lesquels deux du Maghreb, à savoir l’Algérie et la Libye, et 5 du Machrek dont quatre pétro-monarchies du Golfe à savoir l’Arabie saoudite, les Emirats arabes Unis, le Koweït, le Qatar, ainsi que l’Irak, avec en outre un pays non-arabe du Moyen-Orient, en l’occurrence l’Iran. Il faut ajouter trois pays d’Afrique noire, à savoir l’Angola et le Nigéria et le Gabon qui a réintégré le cartel en juillet 2016 ; on trouve encore 2 pays d’Amérique latine, à savoir l’Equateur et surtout le Venezuela. Enfin l’Indonésie dont la production est en déclin avancé a néanmoins formellement réintégré le cartel le 1er janvier 2016.
(4)Selon les analyses de l’AIE (Agence internationale de l’énergie) les Etats-Unis devraient parvenir à leur indépendance énergétique vers 2020 et seraient en passe de ne plus avoir besoin du pétrole du Golfe en général, et du pétrole de l’Arabie saoudite en particulier. Le fait est que les Etats-Unis, qui importaient encore quelque 1,25 million de barils/jour d’Arabie saoudite en juillet 2014 (soit près de 13 % de leur consommation), n’en importaient plus que 900 000 millions de barils/jour en août de la même année (soit moins de 10 % de leur consommation), ce qui représentait alors une baisse de 30 %. Comble de l’humiliation pour Riyad, la même AIE allait jusqu’à estimer que les Etats-Unis pourraient devenir exportateur net d’hydrocarbures à l’horizon 2030. Cf. « L’Arabie saoudite asphyxie le pétrole de schiste américain », on Les Echos, 25 novembre 2014 (http://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/0203964108331-comment-larabie-saoudite-asphyxie-le-petrole-de-schiste-americain-1067910.php).
(5)Cette organisation est pour sa part uniquement composée de pays arabes. Fondée le 9 janvier 1968, elle est constituée des 7 pays arabes de l’OPEP auxquels s’ajoutent 3 autres pays : Bahreïn, l’Egypte et la Syrie. Cette organisation est indépendante de l’OPEP bien que son objectif soit assez similaire, à savoir une coordination des politiques pétrolières.
(6)Les recettes pétrolières des six pays du Golfe comprenant également Oman sont, de fait, passées de 317 milliards de dollars en 2008 à 756 milliards de dollars en 2012 pour se monter encore à 729 milliards de dollars en 2013, selon des estimations du FMI, dont près de la moitié rien que pour le royaume saoudien.
(7)La production de l’OPEP est de 41 % avec des réserves du Cartel pétrolier encore estimées à 60 % du total mondial, quand la production de l’OPEAP représente quelque 30 % du total de l’offre mondiale
(8) Le modèle économique des Shale oil et Shale gas est relativement simple car Il faut environ 10 millions de dollars pour forer un puits, sachant que les deux premières années sont determinantes pour rembourser puisque le gisement produit alors à son maximum.Cf. Frédéric de Monicault, « Craintes sur la ‘buille’ du gaz de schiste », in Le Figaro, 9 février 2016.
(9)A titre indicatif, fin 2016, la production moyenne par puits avait doublé, tandis que la durée moyenne pour forer un puits avait chuté de 22 à 7 jours et que le nombre de puits pour une seule plate-forme de forage et par an était passé de 12 à 47. Cf. Frédéric de Monicault, « Le pétrole de schiste américain est de retour », in Le Figaro, 13 décembre 2016, p. 21.
(10)Selon Dan Smith, Director of Commodities Services au sein du Cabinet anglo-saxon Oxford Economics dans une note de mars 2017 à sa clientele. Cf. Fabrice Nodé-Langlois, « Le pétrole américain déjoue la hausse orochestrée par l’OPEP », in Le Figaro, 24 mars 2017, p. 18.
(11)C’est ce que les spécialistes appellent le buffer, c’est-à-dire une marge de manoeuvre rendue possible par une capacité de production supérieure à la demande, un rôle traditionnellement dévolu à l’Arabie saoudite. Or, c’est bien ce qui semble avoir été remis en cause avec l’irruption sur le marché pétrolier des shale oil
(12)Les réserves dites « prouvées » du royaume sont estimées à quelque 270 milliards de barils, soit près d’un cinquième du total des réserves mondiales (15,7 %). Ces réserves étaient « officiellement » les plus importantes dans le monde jusqu’à ce que le Venezuela ait annoncé en janvier 2011 qu’il « réajustait » le niveau de ses réserves « prouvées » à près de 310 milliards de barils (soit 17,7 %) en intégrant les sables bitumeux de l’Orénoque. Mais il s’agit être prudent en la matière. En premier lieu, parce que pour ce qui est du mode de calcul des réserves, il conviendrait d’abandonner les termes tels que « réserves probables », « réserves estimées » et même « réserves prouvées » - car on utilise l’expression « réserves prouvées » généralement pour parler de ce qui reste dans un champ en exploitation, ce qui ne correspond en fait qu’à un calcul de probabilité dont les critères varient selon les pays producteurs -, pour adopter plutôt « réserves récupérables à terme » (Ultimately Recoverable Reserves, ou URR) qui ont été correctement rapportées à leur découverte. Tout le reste revient surtout à satisfaire aux exigences d’un comptable, politique ou analyste boursier. Ce n’est sans doute pas par hasard - et malgré la publication de chiffres de réserves par les gouvernements, compagnies pétrolières et analystes financiers - qu’une société comme Petroconsultants basée à Genève publie un rapport annuel sur les réserves, pays par pays, et le facture au prix fort. C’est d’ailleurs dans ce contexte d’opacité prononcé qu’avait été lancée, en juin 2001, l’initiative JODI (Joint Oil Data Initiative), soutenue par l’AIE, laquelle vise à inciter l’ensemble des acteurs à fournir des données fiables pour accroître la transparence globale des marchés. En second lieu, parce que l’essentiel des réserves vénézuéliennes est situé au sein de la ceinture de l’Orénoque dans le nord du pays. Or, ces réserves sont principalement constituées de pétrole lourd voire extra-lourd et de sables bitumineux à la forte viscosité. L’extraction et les traitements de ces deux types de pétrole « non-conventionnel » - contrairement au pétrole saoudien - nécessitent des techniques spécifiques coûteuses à la fois en termes économiques et environnementaux : traitement à la vapeur, utilisation de solvants pour fluidifier l’huile, etc. De fait, la prise en compte de ces ressources non conventionnelles comme « réserves prouvées » est assez récente (2007-2008).
(13)Cf. « Les grands perdants de la chute des cours du pétrole », in Le Monde, 4 décembre 2014, pp. 2-3.
(14)Cf. « Les grands perdants de la chute des cours du pétrole », in Le Monde, 4 décembre 2014, pp. 2-3.
(15)Cf. Marie Delcas, « Le Venezuela s’en remet au pétrole américain », in Le Monde, 5 février 2016 (http://www.lemonde.fr/economie/article/2016/02/05/le-venezuela-s-en-remet-au-petrole-americain_4859932_3234.html).
(16)Cf. « Les grands perdants de la chute des cours du pétrole », in Le Monde, 4 décembre 2014, pp. 2-3.
(17)Cf. Paulo A. Paranagua, « Le Venezuela en crise cherche de l’aide en Chine », in Le Monde, 6 janvier 2015 (.http://www.lemonde.fr/international/article/2015/01/06/le-venezuela-en-crise-cherche-de-l-aide-en-chine_4550058_3210.html).
(18)Cf. Paulo A. Paranagua, « Le Venezuela en crise cherche de l’aide en Chine », in Le Monde, 6 janvier 2015 (.http://www.lemonde.fr/international/article/2015/01/06/le-venezuela-en-crise-cherche-de-l-aide-en-chine_4550058_3210.html).
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