Dans la matinée du 3 mars 2017, nous avons pour la cotation du pétrole 52,87 pour le WIT et 55,42 pour le Brent avec 1,0504 dollar un euro et pour le gaz naturel, cours à la bourse, 2,80 dollars le MBTU, une légère remontée par rapport au 27 février 2017 (2,67 dollars le MBTU) contre 3,80 dollars fin décembre 2016. Une étude de World Data Bank (2016) montre clairement, une forte corrélation entre les cours du gaz et des produits pétroliers avec une percée du marché spot. Les prix des contrats long terme d'approvisionnement en gaz naturel sont en effet indexés sur le cours du Brent avec un décalage de 3 à 6 mois des prix de contrat long terme sur celui du Brent étant dû à un lissage des formules d'indexation. Pour le pétrole, les USA ont produit plus de 9 millions de barils/jour en février 2017 et selon l'agence Reuters, un autre grand producteur non OPEP, (la Russie), aurait produit en février 2017 11,1 millions de barils/j soit une réduction de 100 000 barils jour, alors qu'il s'était engagé à réduire de 300 000 barils/jour. 1.-Engagement correspondant à l'effort envisagé lors de la réunion d'Alger de septembre 2016 et devrait permettre la remontée des cours du pétrole entre une fourchette fluctuant entre 55/60 dollars le baril, suite aux travaux du comité de haut niveau, qui a permis d'aplanir les tensions notamment entre l'Arabie Saoudite et l'Iran, la dernière réunion à Vienne de décembre 2016, a permis aux pays membres de l'Organisation des pays exportateurs de pétrole et certains pays non OPEP de parvenir à un accord de réduction et ce pour la première fois depuis 2008, qui devrait être ramenée de 33,6 millions de barils par jour à 32,5 millions/j. Il est prévu que l'accord des pays non-OPEP s'applique, comme celui de l'OPEP, à partir du 1er janvier 2017 pour 6 mois, avec une prolongation possible de 6 mois supplémentaires. Les limites de production prévues par l'accord touchent 11 des 14 pays membres de l'OPEP. L'essentiel de l'accord du 30 novembre est porté par les plus gros producteurs du cartel : Arabie Saoudite, Irak, Emirats arabes unis, Koweït, tandis qu'Iran, Nigeria et Libye en ont été exemptés. Seule l'Iran a bénéficié de la référence la plus favorable avec un volume de 3,97 Mb/j retenu (contre un niveau de 3,69 Mb/j, bien que l'Iran souhaite que sa production remonte à 4,2 Mb/j. L'Irak doit construire son économie peut exporter facilement plus de 5/6 millions de barils jour à un cout inférieur de 20% par rapport à ses concurrents et de surcroit un pétrole de bonne qualité n'a pas bénéficié des mêmes avantages et se pose cette question est ce qu'il respectera l'Accord ? L'Iran et l'Irak pourraient être tentés de dépasser leurs quotas s'ils disposent d'excédents. Le Nigeria vient d'annoncer fin février 2017 un accroissement de plus de 300.000 barils jour entre 2017/2018 sans compter le retour de la Libye qui peut exporter entre 1,5 et 2 millions de barils jour. L'Arabie saoudite premier exportateur mondial de pétrole, a accepté de ramener sa production à 10,06 millions de barils par jour (bpj) et donc de réduire sa production de 500 000 barils. Les pays non OPEP présents ont convenu d'une réduction de 558 000 barils/j qui s'ajoute à la réduction de 1,2 million de bpj des pays OPEP soit près de 1,8 million de b/j. Pour les non OPEP, la Russie sera le plus important de ces contributeurs avec une réduction de 300 000 bpj. Cependant selon l'agence Reuters en ce mois de mars 2017, la Russie n'aurait pas tenu ses engagements quant à la réduction de sa production de pétrole de 300 000 barils par jour, assurant que la Russie a produit en février 11,1 millions de barils par jour, contre plus de 11,2 millions en octobre, ce qui représente une réduction seulement de 100 000 barils par jour. Les autres pays devant participer à l'effort seront le Mexique, le Kazakhstan, la Malaisie, Oman, l'Azerbaïdjan, Bahreïn, la Guinée équatoriale, le Soudan du Sud, le Soudan et Bruneï. Suite à cet accord, les cours du brut sont remontés de près de 45 $ à 50 $ le baril, soit environ 10/11%. Selon l'Accord de Vienne la répartition est la suivante : -l'Algérie, 1,089 barils jour, avec une réduction de 50 000 barils jour - l'Angola passant de 1,751 million barils/jour à 1,679 barils/j, - l'Arabie Saoudite passant de 10, 544 million barils/j à 10,058 barils/j, - les Emiraties arabes unis passant de 3,013 barils/j à 2,874 barils/jour, - l'Equateur passant de 548 000 barils jour à 522 000 barils/j, -le Gabon de 202 000 barils jour à 193 000 barils/jour, - l'Iran de 3,975 millions barils/jour à 3,797 millions barils/j, - l'Irak de 4,561 millions barils/j à 4,351 millions barils/j, - le Koweït de 2,838 millions barils/j à 2, 707 millions barils/j, - le Qatar (pays essentiellement gazier 3ème réserve mondiale de gaz traditionnel après la Russie et l'Iran), 648 000 barils/j à 618 000 barils/j, - le Venezuela, paradoxe le premier réservoir de pétrole mondial avant l'Arabie Saoudite mais un pétrole lourd actuellement en semi-faillite, de 2,067 millions de barils/j à 1,972 millions de barils jour. Les dix autres pays hors OPEP concernés par l'accord conclu dans la capitale autrichienne pour une baisse en plus de la Russie (et paradoxe la Chine producteur n'est pas concernée) de 558 000 barils/j , sont par ordre de production : - le Mexique (2,1 Mb/j en octobre/novembre 2016) - le Kazakhstan (1,7 Mb/j) ; - Oman (1 Mb/j) ; - l'Azerbaïdjan (0,8 Mb/j) ; - la Malaisie (0,7 Mb/j) ; - la Guinée équatoriale (0,2 Mb/j), - le Soudan (0,1 Mb/j) ; - le Soudan du Sud (0,1 Mb/j) ; - le Brunei (0,1 Mb/j). Dans les faits, l'essentiel de cette baisse est assuré par les deux plus grands producteurs de ce groupe hétérogène : la Russie (- 0,3 Mb/j) et le Mexique (- 0,1 Mb/j). 2.- L'OPEP bine que représentant les plus grandes réserves mondiales, n'ayant plus le même impact que dans les années 1974, avant sa réduction de 1,2 million barils jour représentait seulement 33% de la production commercialisée mondiale, 67% se faisant hors OPEP. Si le baril arrive à 60 dollars et en cas d'un accroissement de l'offre, fonction de la croissance de l'économie mondiale, qui serait compensé par les pays non OPEP dont les USA, l'OPEP ne risque –elle pas de perdre de sparts de marché ? L'Arabe Saoudite représente pus de 33% de la part du quota OPEP et avec les pays du Golfe 60%. Pour les pays hors OPEP les plus important sont la Russie qui avant les accords avait atteint plus de 11 millions de barils jour, fourchette du mois de décembre 2016 et non le niveau de janvier février 2016 qui était d'environ 10 millions de barils jour, donc n'ayant pas été pénalisé. Il faudrait à présent faire une analyse en termes d'avantages qui ont permis un baril fluctuant entre 54/56 dollars, s'il était resté plafonné à 40/45 dollars par rapport à cette réduction. Or selon l'OPEP la différence entre 102 dollars et 45 dollars depuis juin 2014 a occasionné une perte de 1 000 milliards de dollars en termes de revenus et 1 000 milliards de dollars en termes de pertes d'investissement. A un cours de 55 dollars la réduction occasionne une perte de 3 780 millions de barils/an et environ 219 milliards de dollars pour les pays de l'OPEP, montant inférieur au gain occasionné malgré la baisse physique. Mais depuis la hausse du prix au dessus il y a une entrée massive du pétrole gaz de schiste américain dont les couts de production ont baisé depuis trois années 40/50% grâce aux nouvelles technologies étant rentables pour les grands gisements à 30 dollars, pour les gisements moyens à 40 dollars et pour les gisements marginaux entre 50/60 dollars. Une étude de l'OPEP montre en moyenne que la rentabilité pour bon nombre pays OPEP pour équilibrer leur budget, le prix qui couvre les frais et une marge de profit raisonnable, doit se situer à 60 dollars pouvant découvrir des milliers de gisements mais non rentables par rapport au vecteur prix international. Pour l'Algérie la rentabilité des gisements marginaux se situe à un prix supérieur à 60 dollars, les gisements moyens entre 40/50 dollars et les grands gisements entre 30/40 dollars le baril. Mais bon nombre d'experts s'interrogent sur la tentation pour les producteurs de «maquiller» des déclins naturels, liés à l'épuisement de certains gisements et déjà intégrés aux prévisions, afin de les faire passer pour des réductions volontaires. D où cette proposition de l'Arabie Saoudite d'avoir un prix d'équilibre qui tourne autour de 55/60 dollars le baril devant concilier les intérêts des producteurs et des consommateurs et surtout afin de faire face à la concurrence américaine. En effet, selon l'agence Bloomberg en date de février 2017, les producteurs de pétrole non conventionnel ont réalisé d'énormes efforts pour réduire leurs seuils de rentabilité, gagnant de l'argent avec un baril autour entre 40/ 50 dollars, alors qu'il fallait au moins 70 à 80 dollars il y a encore deux ans et à 30 dollars dans certains comtés du Texas où les investissements devraient ainsi augmenter de 30 % dans le secteur en 2017. Les petites compagnies et les majors tablent sur une relance de la production d'huiles de schiste (shale oil), redevenues rentables avec un baril américain au-dessus de 50 dollars. Des sept grandes régions des Etats-Unis (Bakken, Eagle Ford, Haynesville, Marcellus...), selon l'Agence d'information sur l'énergie US, au niveau du Bassin permien, certains gisements y sont parmi les moins coûteux à exploiter de la planète, à 35/40 dollars par baril. ExxonMobil a annoncé le 17 janvier 2017, avoir acquis des permis d'exploitation pour un montant de 6,6 milliards de dollars. En 2016, les compagnies américaines indépendantes ont investi 61 milliards de dollars dans des terrains et des actifs, près de deux fois plus qu'un an auparavant. Selon Bloomberg, le numéro deux américain, Chevron, et Occidental Petroleum ont plus investi qu'ExxonMobil. Mais avec cette opération, la première compagnie pétrolière mondiale par la capitalisation boursière augmentera ses réserves prouvées de 6 milliards de barils équivalent pétrole, sa plus grande opération depuis l'acquisition en 2009 du spécialiste des gaz de schiste XTO pour 41 milliards de dollars. Ainsi, la production de pétrole de schiste aux Etats-Unis, qui s'élève actuellement à 4,5 millions de barils (soit près de la moitié de production américaine) pourrait grimper à 500 000 barils. Comme conséquence, selon l'agence Reuters, les producteurs de pétrole sont refinancés auprès des banques et 34 compagnies ont vu leurs lignes de crédit revalorisées d'un montant de crédit de 30,3 milliards de dollars. 3.-En résumé, le rapport offre/ demande à court terme, la structuration de la croissance de l'économie mondiale et la nouvelle configuration énergétique mondiale qui se dessinent 2017/2030, seront à l'avenir les déterminants tant du cours du pétrole que celui du gaz naturel entre 2020/2030 devant raisonner en termes de modèle de consommation énergétique linéaire, nous devrions assister à une transition énergétique fondée sur l'efficacité énergétique, et les énergies renouvelables qui devraient connaitre un grand essor, le leader prévu étant la Chine. Car si la Chine et l'Inde avaient le même modèle de consommation énergétique que l'Europe et les USA, il faudrait quatre planètes posant la problématique de la sécurité mondiale et de la nécessaire transition énergétique mondiale. Pour l'Algérie dont les recettes en devises proviennent directement et indirectement, y compris les dérivées d'hydrocarbures, 97/98% et du fait qu'il n y pas une stratégie claire d'exportation hors hydrocarbures mais une politique de court terme de restriction des importations dont certaines rubriques sont d'ailleurs incompressibles, elle se doit d'être attentive à l'évolution du pétrole mais également du gaz représentant 33% des recettes de Sonatrach. Dr Abderrahmane Mebtoul, professeur des universités, expert international
