Un nouvel âge de ruptures sur les marchés de l’énergie ? / Par Emmanuel Hache

Les marchés de matières premières ont pour particularité d’exister dans la sphère économique et de refléter un prix issu d’un équilibre offre-demande tout en étant, par essence, des objets stratégiques et géopolitiques. Leur étude est pluridisciplinaire, conjuguant des éléments d’analyse historique, diplomatique, économique et technique. L’énergie, plus particulièrement, est révélatrice de cette démarche. Si la Première Guerre mondiale a mis en évidence le caractère stratégique des matières premières, notamment à travers l’importance de disposer de ressources pétrolières, un champ d’étude davantage économique s’est ainsi rapidement focalisé sur la dimension épuisable de la ressource [2], avant de porter son attention sur l’organisation générale des marchés et ses conséquences sur les dynamiques de développement des pays du Sud.

John Maynard Keynes (1883-1946), haut fonctionnaire britannique, conseiller au trésor et économiste, adopta une approche synthétique du sujet en s’intéressant à la psychologie des marchés de matières premières dès les années 1920, avant de s’emparer des questions de stabilisation des cours et de construction de stocks régulateurs à la veille de la Seconde Guerre mondiale. Principal artisan des accords de Bretton Woods, J. M. Keynes verra certaines de ses idées reprises dans la charte de La Havane (1948), notamment celle du caractère particulier des matières premières par rapport aux biens manufacturés, puis, quelques années plus tard, par la création de la Conférence des Nations unies sur le commerce et le développement (Cnuced, 1964) et la mise en place des premiers programmes intégrés des années 1970 [3]. Parallèlement, dans les années 1950, Hans W. Singer et Raúl Prebisch mettaient en lumière une détérioration des termes de l’échange des pays exportateurs de matières premières face aux pays exportateurs de biens manufacturés [4]. Après la Seconde Guerre mondiale, les évolutions des prix des matières premières sont ainsi rapidement devenues le reflet d’une construction géopolitique des rapports Nord-Sud.

Plus tard, la montée en puissance de l’Organisation des pays exportateurs de pétrole (OPEP) et le premier choc pétrolier ont représenté une rupture au niveau mondial. Ce dernier a, certes, déstabilisé le premier marché énergétique mondial, mais il a surtout conduit à un changement progressif de logique : la stabilité n’est plus la règle, la volatilité des prix devient la composante majeure des marchés. L’abandon des plans des politiques intégrées – stocks régulateurs, financement compensatoire et engagements commerciaux – au début des années 1980, la financiarisation progressive des marchés des matières premières et l’introduction de la conditionnalité aux différentes politiques de développement à travers le consensus de Washington conduiront ensuite à réduire à néant le vieux rêve de la diplomatie internationale de disposer de prix stables pour les matières premières. Ce nouveau paradigme économique issu de la rupture de 1973 s’est accompagné d’une révolution plus silencieuse. En effet, dès la fin des années 1960, la préoccupation de l’épuisement des ressources naturelles est réapparue dans le débat économique. Dans le contexte des Trente Glorieuses (1945-1975), caractérisé par une hausse rapide du niveau de vie dans les pays développés et une utilisation massive des ressources dans le processus de reconstruction et d’urbanisation, les préoccupations du Club de Rome vont, en premier lieu, apparaître comme divergentes du consensus économique d’abondance de matières premières négociables à faible coût au niveau mondial. Commandé en 1970 et publié en 1972, le rapport du Club de Rome, The Limits to Growth [5], utilisant un modèle de simulation du Massachussetts Institute of Technology (MIT), expose, pour la première fois, un risque de pénurie de matières premières sur la base de scenarii à long terme. Sans donner de projections précises pour les différentes matières premières, les auteurs s’alarment d’un possible effondrement du modèle de consommation, que seul un scénario très hétérodoxe de croissance nulle des richesses et de la population permettrait d’éviter. Cette prise de conscience environnementale restera toutefois bridée par les évolutions des prix des matières premières dans les années 1980 et 1990.

Un nouveau modèle économique

Comme dans les années 1970, les marchés de l’énergie, et plus particulièrement ceux des hydrocarbures, semblent aujourd’hui soumis à de nouvelles ruptures, après une décennie 2000 durant laquelle les prix, portés par une demande exponentielle dans un contexte d’offre contrainte, avaient enregistré une hausse progressive et marquée, jusqu’à atteindre près de 150 dollars le baril. Avec l’effondrement des prix du pétrole autour de 50 dollars le baril et l’abondance pétrolière et gazière à travers le globe depuis 2014, la conjoncture actuelle reste caractérisée par une double empreinte économique et environnementale entraînant des transformations géopolitiques. Entre 2009 et 2013, les États-Unis ont ainsi alimenté le marché pétrolier avec plus de 3 millions de barils par jour (mbj) supplémentaires, soit l’équivalent d’un nouvel Irak sur les marchés mondiaux. Selon le BP Statistical Review (2016), ils sont redevenus le premier producteur mondial de pétrole grâce aux pétroles de schiste.

La révolution des hydrocarbures non conventionnels n’est pas tant liée à une rupture technologique – la fracturation hydraulique [6] existe depuis la fin des années 1940 – qu’à son association à la technique du forage horizontal et à la généralisation de leur utilisation, et à une évolution profonde du modèle économique de la production pétrolière. En effet, alors que la production conventionnelle nécessite des capacités d’investissements élevés (CAPEX) et des coûts opérationnels moins importants (OPEX), la structure de production des hydrocarbures non conventionnels se caractérise par des coûts marginaux opératoires plus élevés et de très faibles CAPEX. Il est ainsi plus facile – et beaucoup moins coûteux – d’arrêter – puis de faire repartir – une production d’hydrocarbures non conventionnels qu’une production classique. Cette nouvelle flexibilité représente un véritable changement de modèle économique sur les marchés pétroliers. Elle désigne son principal instigateur, les États-Unis, comme le nouveau swing producer du marché mondial, en lieu et place de l’Arabie saoudite. Il semble assez loin le temps où Robert Mabro [7], alors directeur de l’Oxford Energy Institute for Energy Studies, affirmait sous forme de boutade que, sur le marché pétrolier, « l’Arabie et le marché se partagent, pour moitié chacun, la détermination du prix du brut ; au premier, les deux premiers chiffres avant la virgule, au second, les deux chiffres suivants » [8]. Cette transformation structurelle impacte l’ensemble des acteurs des marchés énergétiques et ce, d’autant plus que l’industrie pétrolière mondiale a subi, durant les années 2000, d’autres profondes mutations sectorielles.

Recomposition du paysage productif : qui dirige la scène énergétique mondiale ?

Par essence cyclique, l’industrie pétrolière reste familière des mouvements d’activité, comme en attestent les épisodes de 1986, 1997 ou de la plus récente crise économique mondiale de 2007-2008, qui a vu les prix du pétrole chuter à moins de 40 dollars le baril en décembre 2008, contre 147 dollars quelques mois plus tôt. Pourtant, à la différence des phases de retournement d’activité passées, le cycle actuel intervient alors que l’industrie a connu de profondes mutations. En effet, au cours des années 2000, le secteur des hydrocarbures a été confronté à une hausse significative de ses coûts, reflétant le doublement moyen des prix des matières premières entre 2004 et 2008 et la complexité croissante des projets, le renforcement des difficultés d’accès aux gisements sous l’effet d’un renouveau des nationalismes pétroliers et l’accentuation des contraintes réglementaires internationales (environnement, sécurité, etc.) ou locales (politiques dites de local content).

Les sept compagnies internationales les plus importantes [9] (IOC), baptisées super majors, ne représentent, à l’heure actuelle, que 14 % de la production mondiale et 9 % des réserves prouvées de pétrole – respectivement 10 % et 17 % pour le gaz. Malgré ce poids relativement faible, elles se trouvent régulièrement au cœur de l’actualité. Le volume de leurs profits – et leur envolée durant les périodes 2004-2008 et 2009-2014 –, leur capitalisation boursière, les controverses environnementales, leurs diversifications géographiques et les relations qu’elles ont développées avec les États en font des acteurs géopolitiques globaux, qui dépassent la simple sphère pétrolière. Les compagnies nationales [10] (NOC) concentrent, pour leur part, près de 85 % des réserves et plus de 70 % de la production pétrolière. Leurs stratégies restent dépendantes de deux facteurs principaux : la dépendance de l’État au secteur pétrolier – recettes budgétaires ou revenus d’exportations – et le degré de participation ou de contrôle direct de l’État conduisant à la définition d’objectifs extérieurs à la gestion d’une compagnie pétrolière classique – emplois publics, subventions, programmes sociaux. Toutefois, durant les années 2000 et comme dans de nombreux autres segments d’activité de l’économie mondiale, les NOC des pays émergents, tout comme celles de certains pays de l’OPEP, ont contribué à modifier l’équilibre des rapports traditionnels, ressources versus technologie, entre les NOC et les IOC.

Certaines NOC émergentes bousculent ainsi les IOC sur leur marché traditionnel, les concurrencent sur des segments technologiques pointus et les obligent à accélérer leur mue organisationnelle. Les IOC, qui ont perdu le contrôle des prix dans les années 1970, sont en train, dans leur grande majorité, de devenir de plus en plus gazières et, pour certaines d’entre elles, d’opérer une diversification plus ou moins marquée vers les énergies renouvelables. Ce mouvement n’est pas sans rappeler celui de ces mêmes acteurs dans les années 1970, les opérations de diversification s’opérant à l’époque aussi bien dans le secteur alimentaire et la microélectronique (Amoco), dans celui du cuivre et des pacemakers (ARCO), de l’uranium, des métaux et de la géothermie (Exxon) que du plastique, des fertilisants et des biotechnologies (Mobil).

Pour les NOC, les années 2000 se sont caractérisées par l’affirmation de nouvelles « sœurs pétrolières ou gazières » : CNPC (Chine), Saudi Aramco (Arabie saoudite), Petrobras (Brésil), National Iranian Oil Company (NIOC), Petronas (Malaisie) ou Gazprom (Russie). Au sein de ce groupe, les compagnies chinoises apparaissent extrêmement dynamiques, avec China National Offshore Oil Corporation (CNOOC), China National Petroleum Corporation (CNPC) et China Petroleum and Chemical Corporation (Sinopec). Portées par la politique du Go Out depuis le début des années 2000 et bénéficiant du support des institutions financières domestiques – banques et fonds souverains –, les compagnies nationales de l’empire du Milieu ont investi dans la plupart des zones géographiques riches en hydrocarbures et dans de nombreuses entreprises étrangères du secteur, avec cinq objectifs principaux : augmenter les réserves de pétrole, diversifier les fournisseurs, acheter des actifs spécifiques (technologies, capital humain), intégrer la chaîne de valeur pétrolière et gazière, et poursuivre leur internationalisation.

Des conséquences géopolitiques majeures

L’ensemble de ces changements économiques et productifs n’est pas sans influence géopolitique. Pour les États-Unis, la hausse de la production et la réduction de la dépendance pétrolière extérieure – le pays reste le deuxième importateur mondial de pétrole, malgré la révolution des pétroles non conventionnels – a conduit à imaginer un changement de politique étrangère au Moyen-Orient. A contrario, nombreuses ont été les études à décrire le dynamisme diplomatique de la Chine et à y voir un nouveau pacte du Quincy [11]. Devenue premier importateur mondial de pétrole, la Chine fait en effet de la sécurité pétrolière l’une des composantes principales de sa politique de sécurité énergétique. Elle se pose en véritable alternative aux compagnies internationales pour les pays producteurs. Depuis le début des années 2000, elle ne cesse de proposer ce que Daniel Yergin appelle des « interdépendances constructives » [12], puisque les accords pétroliers qu’elle signe intègrent des composantes plus larges de coopération économique, militaire ou financière. Acteur global, la Chine est devenue en moins d’une décennie un price maker et un investisseur majeur sur les marchés pétroliers. De son côté, l’Union européenne (UE), dont la construction s’est en partie appuyée sur l’intégration énergétique avec la Communauté économique du charbon et de l’acier (CECA), en 1952, ou la Communauté européenne de l’énergie atomique (Euratom), en 1957, se heurte aujourd’hui à la difficulté d’harmoniser des politiques énergétiques issues de constructions historiques nationales (champions nationaux, choix technologiques). L’Europe de l’énergie est donc en quête de renouveau.

Le contexte actuel est également l’occasion pour de nombreux pays producteurs de s’interroger sur leur modèle de développement. Des phénomènes de maladie hollandaise (Dutch disease) aux tentatives de diversification de l’activité, les difficultés à penser l’après-pétrole montrent à quel point les hydrocarbures imposent une discipline macroéconomique, une réelle gouvernance et une vision de long terme pour chacune des économies rentières. Organisation économique et politique issue des années 1960, l’OPEP est aussi sujette à de multiples interrogations. La stratégie impulsée par son principal producteur – l’Arabie saoudite –, qu’elle soit économique – attentisme face à la chute des cours puis recherche de parts de marché – ou politique – contrarier le retour de l’Iran sur les marchés –, tout comme l’hétérogénéité structurelle de ses membres, posent la question de la survie de l’organisation. Pourtant, l’OPEP continue d’attirer de « nouveaux » pays membres, avec le retour, au sein du cartel, de l’Indonésie et du Gabon en 2016. Avec plus de 41 % de parts de marché, elle représente un acteur central et, à défaut de stabiliser les prix à des niveaux élevés, reste une boussole pour comprendre les bouleversements pétroliers et, de manière plus générale, le fonctionnement des marchés énergétiques. Ainsi, le lancement de visions post-pétrole de certains pays producteurs – Vision 2030 pour l’Arabie saoudite, Vision 2021 pour les Émirats arabes unis, etc. – peut être analysé comme une conséquence de la généralisation des politiques de transition énergétique au niveau international.

Vers une géopolitique de l’énergie plus complexe ?

L’abondance de ressources fossiles et les prix bas observés depuis plus de deux ans dans un contexte de transition énergétique mondiale invitent également à réfléchir sur les conséquences géopolitiques de la pénétration des énergies renouvelables (EnR). Près d’un an après la COP21 et à la suite de sa ratification début septembre 2016 par les États-Unis et la Chine – près de 40 % des émissions mondiales de gaz à effet de serre (GES) à eux deux –, le seuil minimum permettant l’entrée en vigueur de l’accord de Paris a été atteint le 5 octobre 2016 [13]. Si le contexte actuel de prix bas du pétrole ne semble pas propice à une accélération des investissements dans les EnR, le mouvement de décarbonation des économies est en marche.

Chaque pays, producteur et / ou consommateur, possède sa propre dynamique, sa propre trajectoire de croissance, d’efficacité énergétique ainsi que des forces d’inertie issues de sa construction historique. La transition énergétique s’inscrit dans le temps long et cette nouvelle donne impacte de manière profonde la géopolitique de l’énergie. Parallèlement aux changements de modèle nécessaires aux pays tant consommateurs que producteurs, la décarbonation ajoute, en effet, de nouveaux défis et une nouvelle complexité à la géopolitique traditionnelle. De la dépendance aux matériaux dits « critiques » dans les technologies de décarbonation à une nouvelle géopolitique des brevets, en passant par la transformation ou non des modèles productifs des économies pétrolières, les EnR risquent de transformer certains grands équilibres régionaux. En outre, de nombreuses questions demeurent, à commencer par celle de la pérennisation de l’abondance pétrolière actuelle. Selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE), il est nécessaire d’apporter au marché de nouvelles capacités pour produire environ 2,5 mbj supplémentaires tous les ans pour répondre à la déplétion des puits pétroliers et à la demande incrémentale annuelle, et donc près de 10 mbj d’ici 2020. Mais la baisse marquée des investissements depuis 2015 pourrait se traduire, in fine, par un rééquilibrage très rapide du marché pétrolier. À l’inverse, nombre de débats macroéconomiques actuels portent sur le ralentissement structurel de la croissance et, notamment, de la productivité dans les pays développés : quelles peuvent être les conséquences d’un régime de croissance séculaire sur la consommation énergétique et les grands équilibres mondiaux ? Enfin, quels peuvent être les impacts d’un monde devenu apolaire sur les politiques énergétiques d’États dont la première mission est d’assurer la sécurité énergétique ?

Ces nombreuses incertitudes mettent en exergue le caractère polysémique de la géopolitique de l’énergie et la difficulté de compréhension globale des marchés de l’énergie. Si les développements observés sur le marché pétrolier ont tendance à occulter la géopolitique des autres matières premières énergétiques (gaz, charbon, uranium), la géopolitique de l’énergie ne peut plus se résumer à une seule géopolitique pétrolière. Elle est devenue plus globale, plus environnementale, et donc plus complexe.

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• [1] IFP Énergies nouvelles, 1-4 av. de Bois-Préau, 92852 Rueil-Malmaison, France.
• [2] Harold Hotelling, « The Economics of Exhaustible Resources », Journal of Political Economy, vol. 39, n° 2, avril 1931.
• [3] Ces programmes intégraient des politiques publiques d’investissements dans les infrastructures, des financements extérieurs et des politiques ciblées pour les marchés de matières premières.
• [4] Hans W. Singer, « The distribution of gains between investing and borrowing countries », The American Economic Review, vol. 40, n° 2, mai 1950 ; Raúl Prebisch, « Commercial Policy in the underdeveloped countries », The American Economic Review, vol. 49, n° 2, mai 1959.
• [5] « Halte à la croissance » dans sa traduction française, également appelé « Rapport Meadows ».
• [6] La fracturation hydraulique (hydraulic fracturing ou fracking en anglais) est une technique de fracturation des formations géologiques à faible perméabilité par l’injection d’un fluide à haute pression.
• [7] Robert Mabro (1934-2016), expert pétrolier international, a fondé l’Oxford Energy Policy Club en 1976, l’Oxford Energy Seminar en 1979 et l’Oxford Institute for Energy Studies en 1982. Il a contribué à l’amélioration de la compréhension des marchés pétroliers et au rapprochement entre les gouvernements et les compagnies pétrolières. Il a notamment participé activement au rapprochement entre l’Arabie saoudite et le Venezuela en 1998. Cette contribution à ce numéro de La Revue internationale et stratégique sur l’énergie lui est dédiée.
• [8] Cité par Jacques Percebois, « Prix internationaux du pétrole, du gaz naturel, de l’uranium et du charbon : la théorie économique nous aide-t-elle à comprendre les évolutions ? », Cahiers de recherche du CREDEN, n° 09.02.81, Université de Montpellier, 17 février 2009, p. 12.
• [9] ExxonMobil, Shell, BP, Chevron Texaco, Total, ConocoPhillips, Eni.
• [10] Les compagnies nationales rassemblent les compagnies dont la participation des États dans le capital est supérieure à 51 %. Les pays de l’OPEP, ainsi que la majorité des pays producteurs de pétrole (Brésil, Chine, Colombie, Norvège, Russie, etc.), possèdent au moins une compagnie nationale.
• [11] Le pacte du Quincy fait référence à l’alliance scellée entre le roi Ibn Saoud et le président Franklin D. Roosevelt à bord du croiseur USS Quincy, le 14 février 1945, sur l’assurance d’un approvisionnement énergétique pour les États-Unis en échange d’une protection de l’Arabie saoudite contre l’ensemble des menaces extérieures.
• [12] Daniel Yergin, The Quest. Energy, Security, and the Remaking of the Modern World, New York, Penguin Books, 2011.
• [13] Il était nécessaire d’atteindre le seuil de 55 pays représentant 55 % des émissions de GES. L’accord est entré en vigueur le 4 novembre 2016.