Pétrole

Le pétrole est une huile minérale. Le mot vient du latin petraoleum « huile de pierre ». On le trouve principalement dans le sous-sol par forage, mais en certains endroits, on le trouve à même le sol où il affleure. Il s'agit d'une importante source d'énergie.

Sommaire

Utilisations

De l'Antiquité au Moyen Âge

Depuis la Révolution industrielle

C'est depuis la fin du XIXe siècle et plus encore au début du XXe siècle que le pétrole a pris toute son importance comme combustible en vue de produire de l'énergie puis, dans l'entre-deux-guerres, comme matière première pour la production de multiples matières plastiques et méthode de chauffage.

Ces deux derniers usages du pétrole se sont tellement généralisés au cours du XXe siècle qu'une bonne partie de l'économie mondiale repose maintenant sur lui, à tel point que les problèmes d'approvisionnement des pays consommateurs fragilisent l'équilibre géopolitique avec les pays producteurs (cf. les sections Économie et Géopolitique).

A l'heure actuelle, les grands secteurs d'utilisation des produits pétroliers sont (en pourcentage par ordre de grandeur décroissante) :

Formation, Composition, chimie

Formation

Il y a des centaines de millions d'années (environ 450 à 500 millions d'années), lors des grands bouleversements géologiques, des mers entières ont été ensevelies sous terre avec la faune et la flore existant dans ces mers. Avec la chaleur interne de la terre, la pression, en présence de bactéries et en l'absence de l'oxygène, l'ensemble des matières organiques en présence ont été lentement décomposées et transformées en gaz et en un liquide plus ou moins visqueux qui est le pétrole.

Selon la configuration du terrain, la variété des produits enfouis (matières végétale, animales, plancton…) et d'autres paramètres, le pétrole formé peut être plus ou moins soufré, plus ou moins léger ou contenir plus ou moins de sel.

Le pétrole léger, moyen ou lourd est le résultat de la décomposition d'organismes du carbonifère (micro-organismes, animaux et végétaux), pris au piège dans les sédiments. Il se forme d'abord en kérogène qui se transforme lui-même (suivant les différentes conditions environnementales) en pétrole, gaz ou charbon. Cette transformation n'a lieu qu'en milieu réducteur (cette condition est généralement liée à la pauvreté du milieu en oxygène), par un ensemble de réactions chimiques complexes dans des conditions de température et de pression élevées.

On parle de produit fossile, comme pour le charbon (résultat d'une transformation différente qui se produit sur des organismes de la même époque), en raison de la durée nécessaire pour la formation des sédiments, de l'ordre de dizaines voire des centaines de millions d’années. Cependant, dans quelques rares cas, on a pu déterminer une formation beaucoup plus rapide, de l'ordre du million d'années.

Pour obtenir dans un endroit un système pétrolier actif, cinq conditions doivent être réunies :

1 : Présence d'une roche source (ou roche mère), strate sédimentaire très riche en matière organique. En général, il s'agit de grès, d'argile, de schiste ou de charbon généré durant l'une des six périodes de fort réchauffement climatique, le jurassique supérieur et l'aptien étant les plus productives. Les sédiments en question se solidifient en roches poreuses, pouvant se retrouver à plusieurs centaines de mètres de profondeur (jusqu'à trois kilomètres pour les plus profondes).

2 : Maturité de la roche source : Pour que les matières organiques se transforment en plusieurs phases en eau et en kérogène, puis en pétrole et en gaz, il faut avoir atteint la « fenêtre » nécessaire, en temps et en température.

Ces hydrocarbures finissent par quitter la roche mère sous l'effet de la pression ; leur faible densité (généralement inférieure à la densité de l'eau) les entraîne vers la surface. Si aucune barrière naturelle ne s'oppose à cette migration, le pétrole peut remonter jusqu'à la surface et y affleurer, d'où une nouvelle condition nécessaire :

3 : Présence d'une roche réservoir, suffisamment poreuse (sables, carbonates ou dolomites sont les réservoirs les plus courant) pour que les hydrocarbures s'y imprègnent. Au plus le réservoir est poreux, au plus l'extraction sera facile.

4 : La condition pour que cette couche conserve le pétrole est qu'elle soit surmontée par une couche imperméable, dite de couverture qui peut être une roche comme de l'argile par exemple, ou un dépôt du à l'évaporation d'eau de mer (sel, gypse) ce sont alors des pièges stratigraphiques.

5 : Pour que les fluides se réunissent en un point, il faut encore qu'il existe une structure piège, c'est-à-dire un dôme dans la surface de contact entre le réservoir et la roche de couverture. Les pièges les plus vastes sont ceux formés par les déformations anticlinales, mais les failles jouent aussi un rôle important. Certains pièges sont directement issus d'anciens éléments du paysage : par exemple, un récif corallien, une fois fossilisé et encastré dans une roche imperméable, peut être une structure piège convenable.

Si les conditions dynamiques (mouvements des hydrocarbures fluides dans le réservoir) naturelles ou provoquées artificiellement sont favorables, on obtient alors un gisement exploitable.

Composition

Le pétrole est un mélange d'hydrocarbures. Ces hydrocarbures se présentent sous forme de chaînes linéaires plus ou moins longues, ou bien des chaînes cycliques naphténiques ou aromatiques. On distingue les différents types de pétrole selon leur densité, leur fluidité, leur teneur en soufre et leur teneur en différentes classes d'hydrocarbures. On dit alors que le pétrole est paraffinique, naphténique ou aromatique. On les distingue aussi parfois selon leur provenance (Golfe Persique, Mer du Nord, Vénézuéla, Nigeria).

Il existe des centaines de bruts de par le monde 1. Les plus connus sont l'Arabian light (brut de référence du Moyen Orient), le Brent (brut de référence européen) et le West Texas Intermediate (WTI) (brut de référence américain).

En général, le brut, selon sa provenance, peut contenir du gaz dissous, de l'eau salée, du soufre et des produits sulfurés. Il a une composition trop complexe pour être décrite en détails. Il faut distinguer simplement 3 catégories de bruts :

Il faut signaler également qu'il existe des bruts aptes à faire du bitume, ce sont des bruts très lourds de type Boscan, Tia Juana, Bachaquero ou Safaniya et Kuwait.

Chimie

La densité et la fluidité d'un pétrole sont liées à la présence de molécules organiques plus ou moins longues et complexes. En particulier, de longues chaînes de carbone et d'hydrogène, des molécules naphténiques et des molécules aromatiques le composent. D'une manière générale, le pétrole contenu dans les gisements contient aussi de l'eau salée, du gaz carbonique et du soufre en quantité plus ou moins grande.

Aussi, le travail du raffineur a pour objectif de séparer le pétrole en plusieurs fractions d'une part, et d'autre part d'obtenir, par divers moyens, le maximum de fractions légères avec le minimum de soufre contenu dans ces fractions.

Voir l'article Raffinage du pétrole.

Régions pétrolières

voir l'article Régions pétrolières (carte mondiale bienvenue)

Industrie pétrolière

voir l'article Industrie pétrolière (exploration, forage, extraction, transport, raffinage, produits)

Commerce du pétrole et des produits pétroliers

Le pétrole brut, extrait du sous-sol dans les différents endroits de la planète possède des caractéristiques physico-chimiques propres. Il existe une multitude de bruts dans le monde entier, depuis le brut le plus léger et le moins sulfureux comme le brut nigérien ou celui de la Mer du Nord jusqu'au brut le plus lourd ou le plus sulfureux comme le brut mexicain ou le brut vénézuélien.

Il existe également des condensats très légers ainsi que des gisements de gaz comme ceux d'Hassi-R-Mel au Sahara.

La qualité d'un brut, donc son prix, varie selon un certain nombre de critères propres à chaque brut. Pour simplifier, on peut dire que plus le brut est léger (c'est-à-dire apte à fournir, après traitement, une grande quantité de produits à forte valeur marchande), plus il est cher. Il en est de même pour le brut sulfureux. Plus il contient de soufre (sous forme d'hydrogène sulfuré ou autres produits sulfurés), moins il est cher.

Selon le cas, d'autres caractéristiques physico-chimiques sont également recherchées dans un brut telles que la teneur en naphtènes ou en aromatiques. En effet une grande teneur en naphtènes favorise, après passage dans l'unité de reformage catalytique, la formation des produits aromatiques, et permet d'obtenir du carburant à haut indice d'octane.

Tout ceci pour montrer que la valeur d'un pétrole brut dépend de sa provenance et de ses caractéristiques physico-chimiques propres qui permettent après traitement à générer une plus ou moins grande quantité de produits à haute valeur marchande.

Sans entrer dans des considérations techniques et fiscales détaillées, on peut distinguer la provenance des bruts entre :

Les marchés du commerce international du pétrole brut et des produits pétroliers intermédiaires et finis se tiennent à New York et à Londres. Pour New-York c'est le NYMEX (New York Mercantile EXchange) et pour Londres c'est l'IPE (International Petroleum Exchange). Évidemment ce commerce se fait également à Houston, à Tokyo, à Singapour et dans d'autres villes du monde mais tous passent par les deux marchés cités plus haut car de nos jours tout se passe par réseau Internet interposé.

La cotation des différents bruts se fait tous les jours 24h/24 et la plupart des pétroliers sont abonnés aux pages émises par l'agence Reuters qui fournit cette cotation. En Europe les traders négocient le matin avec l'Asie et après l'ouverture du marché de New York avec les États-Unis tard dans la soirée jusque vers 11 heures du soir. Le système de transaction est comparable à celui de bourse des actions.

Cette cotation s'adosse sur des bruts de références comme l'Arabe Léger (Arabian Light), le WTI (West Texas Intermediate) ou encore le Brent (brut de Mer du Nord).

En effet, la valorisation d'une quantité déterminée de brut, en général 1 tonne métrique, tient compte du prix FOB de ce brut plus les frais de transport (le fret), l'assurance, les incidences de pertes, les frais de raffinage et une certaine marge bénéficiaire pour le raffineur. Aussi il y a toujours une corrélation entre le prix des produits finis et le prix « FOB » d'un brut.

Cette valorisation se fait quotidiennement par moyens informatiques interposés, afin de connaître au jour le jour la valeur marchande de chacune des qualités de brut sur le marché.

Comme dans la bourse des actions, les transactions entre traders se font par téléphone ou par Internet interposé et confirmées par fax ou par email.

Comme en bourse pour les autres produits, il existe également un marché à terme. Sur ce marché, le brut est vendu ou acheté par lot, à un ou à plusieurs mois de livraison à l'avance. Il en est de même pour les produits intermédiaires comme le naphta ou le kérosène, ou pour les produits finis comme les carburants, le « jet fuel », le gazole ou le fuel lourd.

En un mot tout ce qui vient d'un pétrole brut est vendable, et vendu, y compris les résidus.

L'aspect financier de ce commerce est énorme et se chiffre par milliards (ou par dizaine) de dollars par jour. Imaginez qu'une seule cargaison d'Arabe Léger de 250.000 tonnes peut valoir jusqu'à 80 millions de dollars et les traders du monde entier traitent des centaines de cargaisons par jour.

Pourtant le prix de revient d'un baril de brut, tout au moins pour les bruts extraits depuis la terre (brut onshore), est très bon marché, de l'ordre de 2,50 US$/baril (1 baril = environ 159 litres, exactement 158,984 litres), ceci en comptant très large les coûts de recherche et d'extraction de ce brut.

Pourtant ce même baril de brut vaut environ 45 à 55$ à l'heure actuelle sur le marché. On voit que la marge bénéficiaire, tout au moins pour le propriétaire du gisement et l'État hôte, n'est pas négligeable ; d'où des enjeux économiques faramineux, donc politiques énormes. Les conflits internationaux afin d'avoir la mainmise sur des ressources énergétiques (et donc des profits très confortables) sont monnaie courante.

Le brut et les produits peuvent être vendus FOB (Free On Board) ou CIF (Cost, Insurances and Freight). Dans le premier cas c'est l'acheteur qui paie les charges après achat (charges correspondant à l'affrètement du navire, le fret et l'assurance de la cargaison) et dans le deuxième cas c'est le vendeur qui a tout réglé avant la vente. Evidemment le prix est moins élevé dans le premier cas que dans le deuxième.

D'une manière générale, toute transaction de brut ou de produit nécessite la connaissance de ce brut ou de ce produit. Aussi le vendeur, quand il est le premier propriétaire du brut fournit à l'acheteur une analyse plus ou moins détaillée des caractéristiques physico-chimiques du brut ou du produit. Selon le cas et le nombre de caractéristiques demandées au laboratoire d'analyse, une telle analyse peut coûter entre 200.000 à 250.000 € ou plus, mais cette dépense n'est qu'une goutte d'eau vue les profits retirés (voir plus loin les caractéristiques d'une analyse simplifiée de brut).

Comme il a été dit dans l'article sur la production, la stabilité d'une qualité commerciale est indispensable afin d'obtenir une valeur marchande constante et régulière, aussi le producteur du brut régule minutieusement le débit de chaque puits productif (ou de chaque gisement) afin de respecter cette constance de qualité. Cette régulation se fait par ordinateur.

En effet comme on a vu, un gisement peut s'étendre sur des centaines de kilomètres carrés et plusieurs gisements peuvent se trouver près les uns des autres et nécessiter le forage de plusieurs dizaines voire des centaines de puits productifs différents à différentes profondeurs. Le débit, la collecte et le mélange de tous ces affluents exigent une régulation très poussée qui se fait en général par électronique et automatismes interposés.

Pour un pétrolier raffineur, le commerce des bruts et des produits finis a plusieurs objectifs :

Il en résulte de ces objectifs une recherche constante d'occasions de transactions afin de satisfaire au mieux ses propres besoins et si possible tirer en supplément quelques confortables profits.

Comme il a été dit, entre producteur, intermédiaire et consommateur final, il existe un marché de transactions international et d'échanges aussi bien en brut qu'en produits finis. En général, les sociétés pétrolières établissent avec les pays et/ou sociétés producteurs des accords d'achats à plus ou moins long terme (voir plus haut). Néanmoins, une bonne partie du pétrole produit est vendu sur le marché libre, et selon l'offre et la demande du moment.

Pour vendre du pétrole, si ce pétrole est bien connu, on a des analyses périodiques faites par les sociétés pétrolières ; si ce pétrole vient d'être découvert et exploité, c'est le producteur qui fournit l'analyse qui est encore une société pétrolière opérateur du gisement.

Dans la hiérarchie des prix de bruts, le prix d'un brut dépend, en grande partie, des caractéristiques chimiques et physiques de celui-ci. C'est ainsi qu'un brut HTS a un prix plus bas qu'un brut BTS, un brut naphténique est plus cher car ce brut va, après reformage, donne beaucoup de produits aromatiques à haut indice d'octane, servant de bases à la fabrication des essences ordinaire et super. Si la fraction kérosène du brut est abondante et elle a un point de congélation très bas, par exemple -54°C, ce brut est plus cher car le kérosène sert de base à la fabrication du Jet A1, carburant pour les avions. Evidemment la proximité des lieux de consommation influence également le prix car le coût du transport est moindre sans parler d'autres critères économiques et/ou politiques.

Tout comme les actions, il y a une bourse du pétrole et des produits finis, on peut les acheter « spot » ou à terme avec livraison à 1, 2 , 3...6 mois. Il faut signaler aussi que le pétrole peut être vendu ou acheté FOB Free On Board ou CIF Cost, Insurance and Freight comme les autres denrées. Les prix du marché sont publiés quotidiennement par le journal spécialisé : le Platt's Oil Gramm. Comme il a été dit plus haut, une cargaison de pétrole peut être achetée et vendue à plusieurs reprises entre le moment où le pétrole est chargé au terminal de chargement et celui où il est déchargé au pays consommateur. Ces transactions sont le fait soit des traders des sociétés pétrolières, soit des courtiers indépendants, soit des deux. Parfois, dans une journée il suffit d'acheter et de vendre trois ou quatre cargaisons pour avoir un bénéfice confortable.

Pour les sociétés pétrolières, il est important de connaître aussi près que possible la valeur d'un pétrole d'une qualité donnée à un moment donné. Pour ce faire, à l'aide de programmes informatiques, on effectue une valorisation spot, c’est-à-dire qu'on détermine la valeur de cette qualité de pétrole avec les prix des produits finis du moment. En effet, connaissant la qualité de pétrole, et d'après une certaine structure de raffinage déterminée, on peut évaluer la quantité de propane/butane, d'essences, de Jet A1, de gasoil moteur et de fioul domestique que l'on peut produire, et donc le prix de ce pétrole (compte tenu de son coût de raffinage et de transport, marge etc.).

Le prix du pétrole varie très souvent, dû à des facteurs divers, production quotidienne en excédent ou en déficit, crise politique dans un pays quelconque, intempéries, terrorisme, guerre etc. Il suffit qu'une saison soit plus froide ou plus chaude aux États-Unis ou en Europe pour que le prix du fioul domestique augmente ou diminue de dizaine de pourcents et par ricochet le prix du pétrole lui-même.

Il y a aussi un autre problème qui fait varier le prix du pétrole : c'est la réserve en cas de guerre. En effet, dans la plupart des pays, la loi exige que les sociétés de raffinage possèdent une réserve de pétrole brut ou son équivalent en produits finis représentant, au bas mot, trois mois de consommation nationale. Ceci pour éviter, en cas de guerre, que l'armée soit à court de carburant. C'est ainsi que le prix des bruts fluctue au gré de la montée ou de la baisse des réserves ("Strategic Petroleum Reserve") aux États-Unis.

Analyse simplifiée d'un pétrole brut

Nous donnons ci-après les caractéristiques contenues dans une analyse simplifiée de pétrole brut. Une telle analyse permet à l'acheteur potentiel d'avoir une première idée des qualités essentielles du brut et d'estimer grossièrement sa valeur. Les définitions de ces caractéristiques sont valables sur le plan international à quelques exceptions près.

Caractéristiques générales du pétrole brut

Teneur en constituants légers

exprimée en %pds et %vol.

Distillation T.B.P. (True Boiling Point)

Ici , pour chaque fraction distillée, on donne :

Caractéristiques des coupes T.B.P.

A partir de ces coupes (fractions) distillées, on détermine, selon la nature de chaque coupe, un certain nombre de caractéristiques spécifiques. Mais avant de les analyser, on les recombine pour avoir de grandes coupes réelles :

Pour ces coupes on peut déterminer les caractéristiques telles que :

Les caractéristiques suivantes sont à déterminer :

pour ces coupes, les caractéristiques suivantes sont à déterminer :

pour ces coupes, les caractéristiques suivantes sont à déterminer :

pour ces coupes, les caractéristiques suivantes sont à déterminer :

pour ces coupes, les caractéristiques suivantes sont à déterminer :

L'ensemble des résultats de cette analyse est réuni dans une seule feuille pour qu'il soit plus pratique à manipuler. Bien sûr une analyse complète peut représenter, selon la richesse de la compagnie pétrolière, entre 60 pages à 200 pages.

Distribution des produits pétroliers

Le pétrole, une fois raffiné et les produits consommables fabriqués, doit être vendu sous forme de produits finis tels que :

Pour ce faire, les sociétés pétrolières créent ou rachètent des réseaux de distribution. Un réseau de distribution comporte plusieurs branches ou canaux de distribution :

Le réseau de distribution possède des parcs de stockage ou dépôts répartis à travers un pays ou une région, un parc de camions citerne. Les sociétés pétrolières ont souvent des contrats à plus ou moins long terme avec les différents clients potentiels pour la fourniture des différents produits cités ci-dessus. Les besoins mensuels de chacun des clients sont connus longtemps à l'avance et réactualisés environ 45 jours avant les livraisons. Ces besoins sont entrés comme données dans un programme informatique servant de plan mensuel de production permettant à la raffinerie de choisir les quantités et les qualités de bruts à traiter dans le mois.

Voir aussi l'article de fond : Plans d'approvisionnement, de production et de distribution du pétrole.

Si, une société pétrolière ne possède pas de raffinerie dans une certaine région, mais qu'elle a quand même des canaux de distribution dans cette région, dans ce cas, elle pratique le système d'échanges entre confrères.

Considérons deux régions « A » et « B » distantes l'une de l'autre d'un millier de kilomètres et deux sociétés pétrolières « P1 » et « P2 ». La société « P1 » a une raffinerie « R1 » dans la région « A » et la société « P2 » une raffinerie « R2 » dans la région « B ». Par contre, P1 et P2 ont toutes les deux des réseaux de distribution dans les deux régions A et B. Afin d'éviter des coûts de transport parasite, P1 et P2 vont s'entendre pour faire des échanges de produits ce qui veut dire que P1 va livrer dans la région « A », non seulement son propre réseau de distribution, mais aussi le réseau de distribution de son confrère P2. Il en est de même pour P2 qui va livrer entièrement les deux réseaux de distribution de la région « B ». Les échanges peuvent se faire sur la base des mêmes produits et/ou des produits différents. Mais il est bien rare que P1 et P2 soient tous les deux demandeurs; comme conséquence, il y a toujours des négociations assez ardues pour l'un des deux protagonistes.

Ce qui est vrai pour deux régions est encore plus vrai pour deux pays différents. Si P1 qui se trouve en France ne possède pas de raffinerie en Italie, mais a un réseau de distribution en Italie, et que P2, société pétrolière italienne, n'a pas de raffinerie en France, mais seulement un réseau de distribution dans ce pays, P1 et P2 vont négocier et signer un contrat d'échanges de produits pour la fourniture de produits à leur propre réseau.

C'est ainsi qu'une grande partie des produits vendus en région parisienne par toutes les sociétés pétrolières (Esso, Shell, BP, Total, Agip) vient de la Raffinerie de Grandpuits, raffinerie appartenant à Total. Les produits sont livrés purs et chacune des sociétés ajoute elle-même des additifs particuliers (genre de poudre de perlimpinpin) pour personnaliser ces produits (attention, il y a des cas où ces additifs sont vraiment utiles et indispensables pour améliorer les performances des produits (voir "Lubrifiants dans Raffinage du pétrole.

Un autre cas peut se présenter aussi. P1 est en France, elle possède un réseau de distribution en Grèce, mais pas de raffinerie. Et elle ne peut pas signer de contrat d'échange avec ses confrères grecques car les raffineries de ceux-ci sont saturées. Par contre à proximité de la Grèce il y a des raffineries indépendantes, c’est-à-dire des raffineries qui n'appartiennent pas aux grandes compagnies internationales. Dans ce cas, pour alimenter son réseau de distribution grecque, elle va signer, avec le propriétaire de l'une des raffineries indépendantes, un contrat de façonnage ou (contrat de processing). Un contrat de façonnage est un contrat dans lequel, le façonneur va raffiner du brut fourni par son client moyennant une certaine somme d'argent (frais de façonnage ou processing fees en anglais).

On définit dans ce contrat tous les termes du contrat tels que, les quantités et les qualités mensuelles de bruts à livrer, les quantités et les qualités des produits à restituer, les modes de livraison etc. On définit les rendements de chacun des produits ainsi que ses qualités physico-chimiques. Le rendement d'un produit est le pourcentage de ce produit issu du traitement d'une unité de brut (kg, tonne), selon une structure de raffinage bien déterminée. Dans notre cas, P1 va, pour toutes les périodes (mois, trimestre) définies dans le contrat, livrer du (des) brut(s) au façonneur qui fait le traitement et restitue à P1 selon son désir et ses besoins en Grèce les quantités et les qualités adéquates de produits.

A côté des fournitures régulières des réseaux de distribution, il existe évidemment des achats et des ventes « spot » selon les opportunités qui se présentent à chacun, mais dans ce cas c'est du commerce des bruts et des produits finis qui est concerné.

Économie et marchés financiers

Économie

L'extraordinaire développement économique qu'a connu le Monde entre 1950 et le milieu de 1970 n'a pu se réaliser qu'au prix d'un très fort accroissement de la consommation d'énergie. En effet, cette consommation était de 1,7 milliard de tep (tonne équivalent pétrole) en 1950 et elle était de 5,2 milliards de tep en 1970 c'est-à-dire que cette consommation est multipliée par 3 en l'espace de 20 ans pour se stabiliser quelque peu entre 1970 et 1980 car cette progression n'était plus que de 1,3 fois en 10 ans (6,9 milliards de tep en 1980).

C'est dans ce décor de développement et de consommation d'énergie « à tout va » que s'est déroulée l'histoire de l'économie pétrolière que nous allons diviser en trois périodes :

L'abondance

Cette première période se déroule jusqu'en 1969 : la période d'abondance de ressources. En effet, aux productions des grandes compagnies internationales viennent s'ajouter celles des sociétés indépendantes et celles des sociétés nationales, aussi bien dans les pays producteurs que dans les pays consommateurs.

Du point de vue technico-économique, comme conséquence de cette folie de consommation, on assiste à un développement des moyens de transport (transport maritime et par oléoduc) entraînant une diminution importante des coûts. Parallèlement, le développement de l'exploration met en évidence des ressources nouvelles, et la progression des techniques nouvelles de liquéfaction donne un intérêt nouveau au gaz naturel.

Pendant cette période, il faut aussi se souvenir des évènements politiques importants qui l'ont marqué :

Dans ce contexte politico-économique, l'abondance des ressources et le développement des investissements pétroliers des pays occidentaux dans les zones de production du Proche et du Moyen Orient expliquent la pénétration des produits pétroliers dans les bilans énergétiques des pays industrialisés ; ce phénomène se traduit dans un marché "vendeur" par une tendance des prix nettement orientés à la baisse.

Cette abondance et la hausse du coût de la "thermie charbon" (tout du moins en Europe) accéléraient le remplacement des combustibles solides par des combustibles liquides tels que le gazole et le fioul dans les usages industriels et domestiques.

Le boom économique

La deuxième période démarre en 1970 et va jusqu'en octobre 1973, date du début de la crise pétrolière. À cette époque, au Proche Orient, et parallèlement au développement de la production, on commence à se rendre compte que les réserves existantes ne peuvent assurer indéfiniment ce rythme de production et de consommation.

Dans ce contexte de "boom économique", les pays producteurs prennent conscience de leur pouvoir et s'appuient sur la conjonction de certains évènements apparemment mineurs pour revendiquer le droit à l'accroissement de leurs revenus et à la maîtrise de leurs ressources.

Ces évènements sont de deux ordres, conjoncturo-économique et politique :

Tous ces faits politico-économiques ont permis aux pays producteurs de l'OPEP d'être conscients de leur pouvoir naissant et des atouts qu'ils possédaient. En effet :

entre les pays de l'OPEP et les compagnies pétrolières, ceux-ci ont obtenu une revalorisation substantielle de leurs revenus et une consolidation permanente de cette revalorisation dans l'avenir.

Après la nationalisation des pétroles algériens à 51% en 1972, l'OPEP donnait le coup d'envoi des revendications visant à s'assurer une participation conséquente dans les sociétés pétrolières. Ces revendications on été suivies d'effets par des accords de participation signés avec les pays du Golfe Persique.

En même temps, les pays producteurs profitaient de leur dominance grandissante pour procéder à des hausses de prix, hausse entérinée, a posteriori, par les compagnies pétrolières, mais d'un montant relativement raisonnable à l'époque. Le prix de l'Arabe Léger (Arabian Light), brut de référence, n'était que de 3,02USD le baril.

En septembre 1973, la Libye nationalisait 5 compagnies anglo-américaines de pétrole et en Octobre 1973 éclatait la guerre du Kippour.

Cette deuxième période était donc caractérisée :

  1. par la prise de conscience des pays producteurs de leur pouvoir face aux pays importateurs et gros consommateurs d'énergie,
  2. par la puissance des pays producteurs faces aux compagnies pétrolières, bien que puissantes elles-mêmes, mais incapables de coordonner leurs efforts pour contrer les pays producteurs.

La crise pétrolière

La troisième période débute avec la guerre du Kippour en Octobre 1973. Cette guerre a donné l'occasion aux pays Arabes de faire aboutir leurs revendications, à savoir :

Les conséquences immédiates de ces revendications se traduisent par une augmentation spectaculaire du prix du brut. C'est ainsi qu'en l'espace de quelques mois, d'Octobre 1973 à Janvier 1974, le prix du baril du brut de référence qu'est l'Arabe Léger, est quadruplé, passant de 2,32 USD à 9,00 USD. Dans ce prix, l'«état producteur» prélève en 1973 2,09 USD/baril et 8,7 USD/baril en Janvier 1974 soit plus de 4 fois.

A cette époque, l'arrêt des exportations iraniennes provoque presque instantanément l'annonce de nouvelles hausses de prix officiels, tout d'abord modérées. Avec tous ces bouleversements, les circuits de commercialisation du pétrole sont complètement désorganisés à l'échelle mondiale.

Dans ce nouveau contexte :

une psychose s'empare des pays consommateurs du monde entier et chacun tente à « tout prix » de reconstituer ses stocks. Certains gouvernements contingentent les consommations et d'autres, comme les États-Unis, allouent des subventions aux importations tandis que les «traders» profitent de la situation pour jouer la hausse sur les marchés «spot», ceci malgré l'augmentation de la production saoudienne et la reprise partielle des exportations de bruts iraniens.

A Rotterdam, les prix des produits finis flambent, passant entre fin Octobre 1978 et fin Juin 1979 de :

Le prix « spot » des bruts suit une ascension encore plus erratique et désordonnée. En effet le prix de l'Arabe Léger qui est de moins de 13 $/bbl (bbl = baril en abrégé) en septembre 1978 atteint 35 $/bbl en Mai 1979 et culminera à plus de 40 $/bbl à l'automne de la même année.

Devant cet affolement des prix « spot » sur tous les marchés du monde entier, les prix «officiels» s'emballent à leur tour. C'est devenu une «spirale ascendante» de hausses de prix sans fin. Les hausses des «prix spot» qui, en principe sont «réversibles» entraînent des hausses qui sont «irréversibles» celles-là, des «prix officiels», à partir desquels se développent de nouvelles hausses de « prix spot » et ainsi de suite.

C'est ainsi que le «prix officiel» de l'Arabe Léger se retrouvera, après toutes ces péripéties, à 26$/bbl au début de l'année 1980 et à 32$/bbl après l'ouverture des hostilités entre l'Iran et l'Irak le 1er Novembre de la même année.

La tension du marché et le bouleversement des habitudes ne se traduisent pas seulement par une hausse considérable du prix des bruts, mais détruisent aussi la «hiérarchie normale» dans l'échelle de prix basée sur la qualité intrinsèque de chacun des bruts.

Sous la pression des pays producteurs les plus intransigeants, il y a eu un étirement anormal dans l'échelle de prix des bruts, non plus selon leurs qualités mais selon leurs origines. Après la réunion de l'OPEP à Bali en Décembre 1980, l'écart entre le prix officiel de l'Arabe Léger (brut de référence, en anglais on dit marker crude) et celui du « Mélange Saharien » passe à 8 US$/bbl soit 5 à 6 fois son niveau de Décembre 1978 (1,40 US$/bbl).

Avec les pays producteurs les plus gourmands, il faut ajouter aussi que ceux-ci exigent, de plus, un certain nombre de « primes » diverses qui peuvent représenter jusqu'à 3 US$/bbl à additionner au prix officiel.

Dans ce contexte, l'échelle de prix n'a plus aucun sens économique et n'a donc aucun rapport avec celle des valorisations véritables basée sur la qualité. Il en résulte que les résultats des sociétés de raffinage dépendent largement de leurs sources d'approvisionnement.

Devant cette cherté, les pays consommateurs cherchent tout d'abord des économies d'énergie et ensuite d'autres sources d'énergie, ce qui entraîne un ralentissement très marqué de la consommation de l'or noir. Ce ralentissement de la consommation de la part des pays industrialisés à partir de 1980 devait fatalement entraîner un retournement de la conjoncture pétrolière, qui est devenue très nette à partir du printemps 1981.

Ce retournement met en lumière le caractère anormal de la «nouvelle échelle de prix» établie après la conférence de l'OPEP à Bali. Le déclin de la consommation mondiale affectait prioritairement les bruts les plus chers, c'est-à-dire les bruts venant des pays producteurs les plus intransigeants et les plus gourmands. C'est ainsi que les «primes diverses» instituées par ces pays commencent à disparaître.

En Juin 1981, les producteurs de la Mer du Nord abaissaient leurs prix de 3USD/bbl. Puis l'échec successif de deux conférences tenues à Genève, par les pays de l'OPEP, en Mai puis en Août 1981, pour tenter de revenir à une «échelle réunifiée» de prix n'empêchait pas certains pays comme le Mexique et le Nigeria, de procéder à leur tour, à des baisses de prix significatives afin de réaligner leurs prix sur le brut de référence qu'est l'Arabe Léger.

Finalement, à la suite de deux nouvelles réunions, l'une à Genève fin Octobre 1981, et l'autre début Décembre de la même année à Abu Dhabi, les pays de l'OPEP, procédaient, malgré la réticence de certains, à la remise en ordre attendue, de l'échelle de prix normale. Centrée sur le nouveau prix de référence de 34 USD/bbl de l'Arabe Léger, la nouvelle grille de différentiels de prix entre ce brut et des autres bruts se resserrent et se contractent de manière très sensible.

C'est ainsi qu'au 1er Janvier 1982, l'écart de prix entre l'Arabe Léger et le «Mélange Saharien» (du Hassi Messaoud + condensat d'Hassi R'Mel) est descendu de 8 à 3 USD/bbl. L'écart entre les bruts BTS de type libyen ou saharien et les bruts HTS de type Safaniya passait de 9 à 6 USD/bbl.

Ces nouveaux différentiels de prix mettaient définitivement un terme à la distorsion considérable et erratique imposée par les pays intransigeants et gourmands. C'est ainsi que se terminent les avantages de certaines sources d'approvisionnements aux détriments d'autres sources.

Aujourd'hui, avec du recul, on voit que cette crise pétrolière a des conséquences considérables, non seulement pour les pays industrialisés, mais aussi pour les pays en voie de développement qui n'ont pas de ressources énergétiques propres. On constate en effet que :

Tous ces faits entraînent une «désoptimisation globale» de l'économie au niveau mondial pour de longues années et la freinent bien au-delà de ce qu'aurait, en toute hypothèse, exigé une gestion prévoyante des ressources énergétiques de la planète.

On observe également un autre phénomène dû à la nouvelle répartition des revenus entre les pays producteurs et les pays consommateurs. Avec cette nouvelle répartition, les pays producteurs bénéficient d'une rente de situation, où leurs exportations génèrent des recettes considérables. Cette manne financière est en partie injectée dans leur économie locale sous forme d'investissements ou redistribuées plus ou moins à leurs ressortissants. Mais une grande part de ces capitaux nouvellement acquis est mal utilisée. Pour un pays comme l'Arabie Saoudite par exemple, les recettes sont telles que les responsables «haut placés» peuvent investir et acheter en Occident des pans entiers de l'industrie du tourisme, de la finance et l'industrie lourde.

La production mondiale de pétrole s'élève à environ 70 millions de barils par jour (en 2003). Les pays de l'OPEP produisent à eux seuls environ 24 millions de barils par jour, soit environ le tiers de la production mondiale de pétrole.

C'est pour limiter leur dépendance vis-à-vis de leurs importations de pétrole et donc des pays producteurs que beaucoup de pays ont cherché par la suite à développer diverses stratégies : réduction de leur consommation en faisant des économies d'énergie, développement de filières de production locale d'énergies alternatives comme le nucléaire, l'énergie hydro-électrique, solaire, éolienne géothermique etc.

Le résultat de ces efforts a permis de stabiliser quelque peu les prix du pétrole, ceux-ci évoluant aux alentours de 35 USD/bbl. Des fluctuations importantes dans le cours du pétrole apparaissent néanmoins lors des crises internationales que constituent les guerres, car le pétrole est un élément central en Géopolitique. Ainsi, lors des conflits dans la région du Golfe Persique, le prix du pétrole a dépassé les 50 USD le baril.

Cependant, d'autres tensions peuvent perturber le cours du pétrole : ce sont les contraintes que font peser les pays gros consommateurs, dont notamment les États-Unis d'Amérique. Les stocks et la capacité de raffinage des USA ne parviennent que difficilement à répondre à leur propre consommation, en particulier la consommation de ce qu'il y a de plus précieux, l'essence raffinée, qui représente un tiers de la consommation mondiale. Notez que la population des États-Unis d'Amérique ne représente que moins de 5% de la population mondiale.

Le résultat de la crainte des opérateurs pour l'approvisionnement de cet énorme marché s'est par exemple fait sentir sur les cours par un prix du baril dépassant ponctuellement les 50 USD en octobre 2004 et 57 USD au début de 2005, bien que cette hausse des prix soit aussi structurelle en raison de la demande en très forte augmentation des marchés chinois et indiens dont l'économie est dans une phase de croissance sans précédent.

Principaux pays producteurs

Les principaux pays producteurs sont (par ordre décroissant de production en 2003) :

Les principaux pays exportateurs sont (par ordre décroissant d'exportation en 2003) :

Source: Statistiques du gouvernement des États-Unis

Voir aussi: Organisation des pays exportateurs de pétrole (OPEP).

Prix

Après le choc pétrolier de 1973, les prix du pétrole ont commencé à beaucoup fluctuer. Les producteurs, raffineurs et consommateurs ont ressenti le besoin de se protéger contre cette volatilité, grâce à des instruments financiers.

À cette fin, à New York, le NYMEX (New York Mercantile EXchange) introduit en 1978 les contrats futures sur le fioul domestique (heating oil). En 1980, un groupe d'entreprises des secteurs financiers et de l'énergie fonde à Londres l'IPE (International Petroleum Exchange) et lance, un an plus tard, des contrats futures sur le gazole. Les options sont introduites sur le NYMEX en 1986.

Aujourd'hui, le NYMEX et l'IPE sont les deux plus importants marchés organisés dans le domaine de l'énergie. On peut y échanger des contrats notamment sur le light, sweet crude oil (brut léger contenant peu de soufre), le heating oil, le unleaded gasoline (essence sans plomb) à New York et sur le brent crude (également un brut léger peu soufré, mais produit en Mer du Nord) et le gas oil à Londres.

Ces contrats ont connu un vif succès avec des volumes de transactions en croissance chaque année. En 2003, il s'est échangé plus de 180 millions de barils par jour au travers de contrats futures light, sweet crude oil sur le NYMEX.

Voir aussi bourse de commerce, bourse de valeurs.

Géopolitique

Le pétrole, en tant que source majeure d'énergie, est depuis le XXe siècle un enjeu stratégique important, cause sous-jacente de conflits voire de guerres.

Exemples de conflits visant à contrôler des régions de production :

Perspectives

Une méthode prédictive a été mise au point par le géologue King Hubbert, pour déterminer le moment où la production d'un champ pétrolifère atteint son point culminant. En 1956, il avait ainsi prédit le pic de la production pétrolière des États-Unis d'Amérique pour 1970, et les faits lui ont donné raison. Transposée à d'autres pays, sa méthode a toujours bien fonctionné.

Un certain nombre de chercheurs en géologie et d'anciens experts géologues en prospection pétrolière des grandes compagnies productrices se sont regroupés en association, l'ASPO, pour dénoncer la surévaluation des stocks estimés des pays producteurs. Les raisons d'une telle surévaluation sont multiples :

Or selon les estimations de l'ASPO, le pic de production au Moyen-Orient sera atteint vers 2010. Ce pic sera suivi d'une déplétion (baisse de la production), accompagnée d'une augmentation des coûts d'extraction, qui entraîneront de fortes hausses des prix. Ce phénomène, plus proche que la réelle pénurie qui surviendra beaucoup plus tard, est celui qu'il faut craindre à court terme.

La conséquence principale de la surévaluation des stocks est une prise de risque pour l'économie mondiale, qui repose majoritairement sur le pétrole pour ses besoins en énergie, et qui n'anticipe pas la pénurie prévisible à moyen ou court terme : une crise à court terme pourrait déstabiliser à la fois l'économie et la politique sur le globe.

Les détracteurs de cette hypothèse, qu'ils voient comme thèse du complot, rappellent que plusieurs alertes à une prochaine pénurie se sont succédées depuis les années 1950, et que depuis, il n'y a toujours pas eu de tel pic. Néanmoins la ré estimation à la baisse des réserves en 2004 (voir ce communiqué), effectuée l'année même du passage du baril de 40 dollars à près de 50 dollars de juin à septembre 2004, doivent inciter à approfondir la question.

La question n'est pas de savoir si l'épuisement aura lieu, mais simplement quand il aura lieu. Une fourchette de dates comprises entre 2020 et 2030 est généralement avancée par les producteurs (pays, ce qui peut être vu comme un moyen de faire monter les cours, mais aussi sociétés, ce qui fait pourtant baisser leur cote boursière, l'investisseur comprenant alors que la valeur de l'action ne saurait dépasser le cumul des dividendes prévisible jusqu'à cette date de mort annoncée). Le rapide développement industriel de la Chine a tendance à rapprocher les estimations du bas de la fourchette.

Classification des bruts

Comme il a été dit à plusieurs reprises, il existe des centaines de bruts de par le monde, depuis le plus léger et le moins sulfureux qui est du condensat et le plus lourd et le plus sulfureux qui contient 90% de bitume environ : c'est un brut d'Italie. Nous n'avons donc pas la prétention de classer tous ces bruts, mais seulement donner au lecteur un aperçu des différentes classes de bruts, selon d'une part leur légèreté (c'est-à-dire le rendement en fuel en %poids) et d'autre part leur teneur en soufre (TBTS, BTS, MTS, HTS, THTS).

Classification des bruts
% S du fuel
Rdt % du fuel
Brut TBTS
≤ 0,5 % S
Brut BTS
≤ 1,0 % S
Brut MTS
≤ 2,0 % S
Brut HTS
≤ 3,0 % S
Brut THTS
> 3 % S
Très léger
Rdt ≤ 31 % Pds
Arzew
Hassi-Messaoud
Zarzaitine
Nigeria Light
Brent
Léger
Rdt ≤ 38 % Pds
Nigeria Forcados
Nigeria Médium
Bréga
Zuétina
MurbanQatar
Zakhum
Berri
Umm Shaïff
Moyen
Rdt ≤ 48 % Pds
EkofiskEs SiderAgha Jari
Ashtart
Arabe Léger
Tatar
Basrah
Kirkuk
Lourd
Rdt > 48% Pds
Amna
Bassin Parisien
Gamba
Emeraude / Loango
Loango
EmeraudeGrondin / Mandji
mélange
GrondinBuzurgan
Kuwait
Safaniya (Arabe lourd)
Tia Juana
Bachaquero
Rospo Mare

Paris le 11 mai 2005
TTD

Voir aussi

Compagnies pétrolières

Liens externes

See also: Pétrole, 11 mai, 1855, 1857, 1900, 1942, 1956