Sommaire Pétrole

Sommaire Introduction Chapitre I : Présentation du marché de pétrole Section 1 : L’offre I.

La production

II.

Les réserves mondiales

III. Les sociétés pétrolières Section 2 : La demande I.

La demande passée

II.

Les perspectives en termes de demande dans l’avenir

Section 3 : La fixation des prix

Chapitre II : Commerce mondiale du pétrole Section 1 : Echange international I.

L’organisation des pays exportateurs de pétrole

II.

L’agence internationale de l’énergie

III.

Echanges internationaux

Section 2 : La négociation du pétrole en bourse I.

Les avantages à acheter ou trader du pétrole

II.

Comment acheter, trader du pétrole

III.

La négociation du pétrole en bourse

Section 3 : Cas du Maroc

Conclusion Bibliographie

Introduction Ressource stratégique devenue indispensable pendant la Seconde Guerre mondiale pour la conduite des opérations militaires, le pétrole s’est ensuite progressivement imposé comme une source d’énergie incontournable pour les activités économiques civiles des pays industrialisés, bénéficiant de l’essor de l’automobile et de la substitution progressive du charbon par le fioul issu du pétrole pour la production d’électricité. Le pétrole possède de nombreux atouts : il est facile et économique à produire (à la différence du charbon), à transporter (à la différence du gaz) et à stocker (à la différence de l’électricité). Il a rendu possibles les années fastes des Trente Glorieuses en répondant à la demande croissante des besoins énergétiques dans l’industrie, le transport et la production d’électricité par une énergie abondante et bon marché. Directement corrélée à la croissance économique, la consommation mondiale de pétrole brut s’est d’ailleurs envolée durant cette période de boom économique, passant de 7,5 millions de barils par jour (Mb/j) en 1945 à 20 Mb/j en 1960 puis à près de 60 Mb/j en 1973 au moment du premier choc pétrolier. Après avoir stagné dans les années 1980 à cause de la crise économique due aux chocs pétroliers de 1973 et 1979, la consommation mondiale de pétrole est repartie à la hausse dans les années 1990. Elle atteint aujourd’hui 85 Mb/j, poussée par la forte demande asiatique, dont celle de la Chine qui a multiplié par quatre sa consommation de pétrole en vingt ans et est devenue le deuxième pays consommateur derrière les États-Unis. Malgré une diminution de son poids relatif dans le bilan énergétique mondial, le pétrole satisfait encore aujourd’hui 35 % des besoins mondiaux en énergie primaire (contre 45 % en 1973), devant le charbon (25 %), le gaz naturel (20 %), les énergies renouvelables (y compris la biomasse et l’hydroélectricité, 13 %) et le nucléaire (7 %). Si ses usages potentiels sont étendus (production de chaleur ou d’électricité, motorisation, etc.), le pétrole ne sert aujourd’hui quasiment plus à produire de l’électricité : seuls 5 % de l’électricité dans le monde sont encore générés à partir de pétrole (contre 25 % en 1973). Le pétrole reste en revanche en situation de quasi-monopole dans le secteur des transports aériens, routiers, maritimes et, dans une moindre mesure, ferroviaires. Le secteur des transports assure d’ailleurs près de 60 % des débouchés du pétrole (contre 40 % en 1973). Cette part est en augmentation constante, car les hausses du prix du pétrole depuis les années 1970, les incertitudes pesant sur la sécurité des approvisionnements et les perspectives (réelles ou imaginaires) d’épuisement des réserves mondiales incitent à réserver le pétrole au seul usage,

le transport, pour lequel il n’existe pas réellement aujourd’hui de solution alternative, c’est-àdire possible technologiquement et viable économiquement. Histoire et historique du pétrole C’est en Pennsylvanie, aux Etats-Unis que fut découvert le pétrole en 1859. On doit cette découverte à deux hommes, Edwin Drake et George Bissel. Quelque années plus tard, la première société de raffinage de pétrole est crée par John Rockefeller. Son nom : La « standard oil ». A l’époque, la principale utilité du pétrole était la fabrication de kérosène pour l’éclairage. Influencés par les richesses engendrées par cette nouvelle source d’énergie, la famille Nobel entreprend en 1873 de partir à la recherche de nouvelles sources de pétrole, mais cette fois sur le continent Russe. La production de pétrole russe sera plus tard développée par les Rothschild alors qu’en Indonésie, la production commence sous le nom de la compagnie Royal Dutch. En 1892, c’est la naissance de la compagnie Shell. Fondée par Marcus Samuel, cette dernière a pour fonction de transporter le pétrole des différentes sources vers les pays consommateurs. Rapidement menacé par l’invention de l’ampoule électrique, le pétrole retrouve rapidement ses lettres de noblesse avec l’arrivée de la première voiture en 1896. La richesse de la production au Moyen-Orient telle qu’on la connaît aujourd’hui n’est apparue qu’en 1901 avec la première concession anglaise en Iran. S’en suivront de nombreuse découvertes de puits de pétrole à travers les Etats-Unis, notamment au Texas, en Californie ou encore en Oklahoma. A partir de là, les choses évoluent très vite et dans les années 1920, on assiste à un véritable boom du pétrole, notamment en Irak, puis en Arabie Saoudite. En 1924 est créée la première compagnie française des pétroles (CFP) que l’on connait aujourd’hui sous le nom « Total ». Dans les années 40, le pétrole devient bien plus qu’une affaire d’économie et commence à influencer fortement la politique internationale. C’est en effet à ce moment que

certains grands pays se mettent à soutenir des pays comme l’Arabie Saoudite en échange d’un droit d’exploitation des ressources pétrolières. L’OPEP ou Organisation des Pays Producteurs de Pétrole, est créée en 1960 et regroupe l’Arabie Saoudite, le Venezuela, Le Koweït, l’Iran et l’Irak. 13 ans plus tard, c’est le premier choc pétrolier provoqué par la guerre du Kippour. S’ensuit une hausse du prix du baril, conséquence principale du soutien accordé à Israel par les Etats-Unis. L’embargo sera levé un an plus tard et c’est à ce moment que sera créée l’agence internationale de l’énergie. S’ensuivront de nombreuse crises politico-économiques liées au pétrole ou ayant un impact direct sur le marché pétrolier. C’est d’abord la révolution iranienne en 1979, puis en 1980 la guerre entre l’Iran et l’Irak. Vient ensuite la hausse du Dollar en 1985 et le contrechoc pétrolier en 1986. Enfin, en 1990, l’attaque du koweït par l’Irak et dernièrement les attentats du 11 septembre 2001 à New-York. Aujourd’hui, les cours du pétrole flambent, et on a assisté en 2008 à un record boursier de 100$ du baril. Depuis, la barre des 130$ a été franchie à de nombreuses reprises. C’est sans doute ce qui explique l’engouement actuel des traders pour le marché pétrolier. Pour commencer, nous allons présenter, dans le premier chapitre le marché de pétrole, alors que dans le deuxième nous allons traiter le commerce mondiale du pétrole, par la suite nous allons mettre en lumière la situation pétrolière au Maroc.

Chapitre I : Présentation du marché de pétrole Section 1 : L’offre I.

La production

L’industrie pétrolière est née aux États-Unis et, on l’oublie souvent, ce pays reste le troisième producteur mondial (avec une production d’environ 7,1 Mb/j en 2009, soit 8,5 % de la production mondiale) derrière la Russie (10 Mb/j soit 13 %) et l’Arabie saoudite (9,7 Mb/j soit 12 %). Pendant longtemps, les États-Unis ont dominé la production mondiale et, jusqu’au milieu du XXe siècle, ils étaient même exportateurs nets de pétrole. Mais la production américaine connaît depuis plusieurs décennies un déclin en raison de l’épuisement des réserves. De plus, leur très importante consommation (environ 19 Mb/j soit près du quart de la consommation

mondiale)

a

fait

du

pays

le

premier

importateur

mondial.

Jusqu’aux années 1970, les sources d’approvisionnement ont essentiellement été déterminées par les compagnies occidentales en fonction de motivations commerciales dans un contexte de pétrole abondant et très bon marché (aux environs d’un dollar et demi le baril). L’exploitation était donc logiquement concentrée dans les zones à bas coût de production, c'est-à-dire les pays du pourtour du golfe – qui formèrent l’Organisation des pays exportateurs de pétrole (OPEP)

en

1960,

avec

le

Venezuela.

La diversification géographique de l’offre a été, avant tout, la conséquence directe des hausses vertigineuses des cours du baril et des décisions de nationalisation prises par les pays de l’OPEP dans les années 1970. Les grandes compagnies pétrolières, chassées du golfe, d’Afrique du Nord et du Venezuela après la vague des nationalisations et l’instauration des monopoles d’État dans la plupart des pays membres de l’OPEP, ont cherché à reconstituer leurs réserves en poussant la prospection dans des régions jusque-là délaissées mais où elles étaient accueillies plus favorablement. En cela, l’intérêt des compagnies rejoignait la volonté des gouvernements des pays importateurs de pétrole d’encourager l’émergence de zones de production non liées à l’OPEP afin de s’affranchir, partiellement du moins, de leur dépendance

vis-à-vis

des

pays

du

Moyen-Orient.

Parallèlement, l’envolée du prix du pétrole consécutive aux chocs pétroliers a rendu possible cet élargissement des zones de production puisque l’exploitation dans des régions où les coûts de production étaient nettement plus élevés que dans le golfe Persique est devenue rentable. L’extension de la production a concerné tant l’Europe (mer du Nord) que l’Amérique du Nord (Alaska, Mexique) et des pays du Sud dont l’instabilité politique n’avait, pour certains, rien à envier à celle des États du golfe : Argentine, Brésil, Colombie, Équateur, Angola, Égypte,

Gabon, Syrie, Inde, Malaisie ont tous vu leur production grimper en flèche, sans commune mesure avec la progression globale de la demande. Entre 1973 et 1986 (date du contre-choc pétrolier), la demande mondiale de pétrole a augmenté de 8 %, tandis que la production agrégée des pays non-OPEP (hors URSS) grimpait de plus de 52 %. Parmi tous les pays qui en ont profité pour développer leur production nationale, certains – comme le Mexique, la Norvège, l’Angola, le Royaume-Uni et, plus récemment, le Brésil – sont devenus des producteurs importants.

 Les principaux pays producteurs de pétrole L’exploitation des premiers grands champs pétroliers découverts au début du XXe siècle est rapidement concédée par les États aux grandes compagnies internationales disposant des ressources technologiques et financières nécessaires en échange de royalties. Conscients des possibilités offertes par la richesse pétrolière, ces États nationalisent progressivement, et plus ou moins pacifiquement, leur production de pétrole brut à partir des années 1950. Aujourd’hui, ce sont principalement des compagnies nationales qui extraient le pétrole en amont et des compagnies internationales qui gèrent l’aval de la production (transformation et distribution). Production

Production

Production

pétrolière en 2007

pétrolière en 2009

pétrolière en 2010

par millions de

par millions de

par millions de

barils par jour

barils par jour

barils par jour

Russie

9.980.000

10.032.000

10.120.000

Arabie Saoudite

10.410.000

9.713.000

9.764.000

USA

6.880.000

7.196.000

9.056.000

Iran

4.440.000

4.216.000

4.172.000

Chine

3.740.000

3.790.000

3.991.000

Canada

3.410.000

3.212.000

3.289.000

Mexique

3.480.000

2.979.000

3.001.000

UAE

2.920.000

2.599.000

2.798.000

Brésil

2.400.000

2.061.000

2.572.000

Koweit

2.630.000

2.481.000

2.494.000

Venezuela

2.610.000

2.437.000

2.472.000

Iraq

2.150.000

2.482.000

2.399.000

Tableau établi par nous-mêmes sur la base de plusieurs sources

La production des pays de l’OPEC

Part des différents producteurs dans la production mondiale de 1965 à 2007 II.

les réserves mondiales

Officiellement, les réserves de pétrole sont principalement localisées dans les pays du golfe , en particulier en Arabie saoudite (21 % du total mondial), en Iran (11 %), en Irak (9 %), au Koweït (8 %) et aux Émirats arabes unis (8 %), mais également au Venezuela (13 %). Les statistiques des réserves doivent toutefois être prises avec beaucoup de prudence car, par définition, ce n’est qu’à posteriori (c’est-à-dire quand tout a été pompé) qu’on peut vérifier avec certitude quelles étaient les réserves d’un gisement. Les chiffres qui circulent sont donc toujours

des

évaluations.

Les écarts considérables qui apparaissent d’une évaluation à l’autre (parfois du simple au double) soulignent non seulement l’énorme incertitude sur ces données mais appellent à une certaine circonspection sur la sincérité des statistiques officielles de certains pays producteurs. Rappelons aussi que le pétrole résulte d’un processus de décomposition de matières organiques sur plusieurs millions d’années : le pétrole n’existant dans le sous-sol de la terre qu’en quantité finie et chaque baril produit contribuant inexorablement à l’épuisement progressif de la ressource, il est donc à l’échelle humaine une ressource non renouvelable. Une erreur souvent commise consiste à confondre la notion géologique de ressource avec celle, économique, de réserves. Les réserves se définissent comme les quantités de pétrole

présentes dans les gisements connus, et qui sont récupérables aux conditions technologiques et économiques du moment. Plus le prix est élevé, plus les quantités récupérables de manière rentable sont importantes, ce qui a pour effet d’accroître les réserves. Les avancées technologiques permettent donc d’augmenter les réserves, en rendant possible la production de pétrole dans des zones auparavant inaccessibles (l’offshore profond par exemple, peut-être demain sous l’Arctique) ou de pétrole non conventionnel. En outre, comme pour des raisons techniques il n’est pas possible d’extraire la totalité du pétrole contenu dans un champ (le taux moyen de récupération est de l’ordre de seulement 30 %), les réserves ne correspondent pas aux ressources existant physiquement dans le sous-sol avant le commencement de l’exploitation, mais désignent uniquement la quantité de pétrole qui est susceptible d’être extraite

à

un

moment

donné.

C’est notamment pour cette raison que les réserves mondiales estimées en 1980 à 667 milliards de barils, soit environ trente ans de production de l’époque, sont désormais estimées à 1 200 milliards de barils soit plus de quarante ans de production actuelle, alors même que la production a augmenté de 30 % entre 1980 et 2010 (source : Agence internationale de l’énergie). Ces chiffres ne signifient pas que le pétrole est inépuisable, mais qu’il faut rester très prudent face aux prédictions souvent alarmistes de ceux qui annoncent sa fin imminente. III.

Les sociétés pétrolières

L’industrie pétrolière est un pilier de l’économie mondiale : sur les dix plus grandes sociétés privées de la planète en 2006, cinq sont des compagnies pétrolières22. De plus, certaines compagnies nationales dépassent largement la taille de ces majors privées. En effet, il existe plusieurs sortes de compagnies pétrolières : 

Les grandes compagnies privées multinationales et verticalement intégrées (c’est-à dire

concentrant tout ou partie des activités d’exploration, production, raffinage, et distribution), dites « majors », telles que Exxon Mobil, Shell, BP, Total et Chevron. 

Les raffineurs, qui détiennent l’aval (raffineries et éventuellement stations-service) comme

le suisse Petroplus. 

Les indépendants, qui cherchent et produisent du brut pour le vendre à des raffineurs.

Certaines sont des compagnies très importantes et agissent sur plusieurs continents, comme Anadarko, d’autres sont beaucoup plus petites, avec à l’extrême des compagnies familiales ne gérant qu’un puits ou deux (au Texas notamment).



Les compagnies nationales, qui sont assez diverses. Pemex (Mexique) et Aramco (Arabie

Saoudite), par exemple, ont un monopole de la production dans leur pays, et se comportent comme

un

organe

du

gouvernement.

comme Sonatrach (Algérie), Petronas (Malaisie), Petrobras (Brésil)

D’autres,

ou Statoil (Norvège)

cherchent une expansion internationale, et se comportent presque comme des « majors » bien que leurs capitaux soient (en tout ou partie) publics. En termes de production de pétrole, Aramco équivaut à quatre fois Exxon Mobil, première compagnie privée par le chiffre d’affaires. Enfin, certains petits pays producteurs ont une compagnie nationale qui n’a guère d’activité industrielle et a surtout pour rôle de commercialiser la part de la production revenant à l’État. Les "supermajors" ou "Big Oil" Selon la rédaction de la revue Problèmes économiques ("Les États contrôlent 80 % des réserves pétrolières mondiales" PE n°2 996, La Documentation française, 26 mai 2010), les compagnies pétrolières nationales ont modifié la structure du secteur mondial du pétrole. « Le secteur pétrolier mondial n'est plus ce qu'il était. Hier encore, les supermajors – ces grandes entreprises privées du Nord, nées de la fusion de firmes plus petites qui, en engendrant des économies d'échelle, a permis à celles-ci de résister à la chute du prix du pétrole dans les années 1990 – régnaient en conquérantes. Leur influence sur l'économie, notamment américaine, leur a valu aux États-Unis, à partir de 2005, le surnom de "Big Oil". Depuis les années 2000, il semble qu'on assiste, avec le développement, au Sud, des compagnies pétrolières nationales (NOC), à un retournement de situation dans le secteur pétrolier mondial. Si les supermajors continuent de posséder la technologie de pointe, et maîtrisent la technique de l’offshore, les NOC possèdent désormais 80 % des réserves pétrolières mondiales et les trois quarts de ces compagnies sont la propriété des États. Les NOC (compagnies pétrolières nationales) Les compagnies pétrolières nationales ont définitivement changé le visage du secteur mondial du pétrole. La crise de 2007-2009 a toutefois mis en péril l'existence des plus fragiles. Les coûts d'exploitation étant très variables - les champs de pétrole onshore en Arabie saoudite sont très accessibles tandis que ceux se trouvant au large des côtes brésiliennes sont profonds et nécessitent davantage de techniques et de temps -, le financement des investissements est devenu la variable clé pour ces entreprises. Afin de financer leurs activités et leurs investissements, les compagnies pétrolières nationales extraient et vendent le pétrole brut puis en conservent généralement les bénéfices après

paiement des taxes à l'État et des dividendes aux actionnaires. Mais en période de crise, comme celle de 2007-2009, il n'est pas rare que les États endettés se servent directement dans les liquidités des NOC contraignant celles-ci à se tourner vers d'autres moyens de financement, comme l'émission d'obligations à destination des investisseurs étrangers. Cela ne pose généralement pas de problèmes aux entreprises cotées en bourse ou ayant un accès relativement facile au financement. C'est le cas de la Saudi Aramco (Arabie saoudite), de la Kuwait Petroleum Corporation (Koweït), de l'Abu Dhabi National Oil Company (Abu Dhabi), de la Sonatrach (Algérie), de la CNOOC (Chine), de la Pétrobras (Brésil), de la Petronas (Malaisie)

et

de

la

Sonangol

(Angola).

C'est une autre affaire pour la National Iranian Oil Company (Iran), la Pemex (Mexique) et la Nigerian Petroleum Corporation (Nigeria). En situation de récession, l'existence même de ces NOC est mise en péril car elles n'ont pas les moyens de trouver d'autres sources de financement que leurs propres revenus. Ainsi, pour financer les nouveaux équipements, celles-ci doivent rivaliser avec les autres priorités des gouvernements, comme la santé et l'éducation. On voit néanmoins émerger des subterfuges permettant de contourner cette contrainte. Certaines NOC ont pu préserver leur indépendance vis-à-vis de l'État en créant des filières privées dans lesquelles les détenteurs de capitaux étrangers sont plus enclins à investir. Cela annonce-t-il la fin des NOC publiques ? » Section 2 : La demande I.

La demande passée

Ressource stratégique devenue indispensable pendant la Seconde Guerre mondiale pour la conduite des opérations militaires, le pétrole s’est ensuite progressivement imposé comme une source d’énergie incontournable pour les activités économiques civiles des pays industrialisés, bénéficiant de l’essor de l’automobile et de la substitution progressive du charbon par le fioul issu

du

pétrole

pour

la

production

d’électricité.

Le pétrole possède de nombreux atouts : il est facile et économique à produire (à la différence du charbon), à transporter (à la différence du gaz) et à stocker (à la différence de l’électricité). Il a rendu possibles les années fastes des Trente Glorieuses en répondant à la demande croissante des besoins énergétiques dans l’industrie, le transport et la production d’électricité par une énergie abondante et bon marché. Directement corrélée à la croissance économique, la consommation mondiale de pétrole brut s’est d’ailleurs envolée durant cette période de boom économique, passant de 7,5 millions de barils par jour (Mb/j) en 1945 à 20 Mb/j en 1960 puis à près de 60 Mb/j en 1973 au moment du premier choc pétrolier. Après

avoir stagné dans les années 1980 à cause de la crise économique due aux chocs pétroliers de 1973 et 1979, la consommation mondiale de pétrole est repartie à la hausse dans les années 1990. Elle atteint aujourd’hui 85 Mb/j, poussée par la forte demande asiatique, dont celle de la Chine qui a multiplié par quatre sa consommation de pétrole en vingt ans et est devenue le deuxième

pays

consommateur

derrière

les

États-Unis.

Malgré une diminution de son poids relatif dans le bilan énergétique mondial, le pétrole satisfait encore aujourd’hui 35 % des besoins mondiaux en énergie primaire (contre 45 % en 1973), devant le charbon (25 %), le gaz naturel (20 %), les énergies renouvelables (y compris la biomasse et l’hydroélectricité, 13 %) et le nucléaire (7 %). Si ses usages potentiels sont étendus (production de chaleur ou d’électricité, motorisation, etc.), le pétrole ne sert aujourd’hui quasiment plus à produire de l’électricité : seuls 5 % de l’électricité dans le monde sont encore générés à partir de pétrole (contre 25 % en 1973). Le pétrole reste en revanche en situation de quasi-monopole dans le secteur des transports aériens, routiers, maritimes et, dans une moindre mesure, ferroviaires. Le secteur des transports assure d’ailleurs près de 60 % des débouchés du pétrole (contre 40 % en 1973). Cette part est en augmentation constante, car les hausses du prix du pétrole depuis les années 1970, les incertitudes pesant sur la sécurité des approvisionnements et les perspectives (réelles ou imaginaires) d’épuisement des réserves mondiales incitent à réserver le pétrole au seul usage, le transport, pour lequel il n’existe pas réellement aujourd’hui de solution alternative, c’est-àdire possible technologiquement et viable économiquement. 

Les principaux pays consommateurs de pétrole

La consommation de pétrole a progressivement décru au cours des dernières années dans les pays de l’OCDE (-4,8 % en 2009), en raison de la cherté des prix et du développement de ressources énergétiques alternatives. L’appétit en hydrocarbures des pays émergents comme l’Inde et la Chine compense toutefois cette tendance et promet de beaux jours à l’industrie pétrolière, qui fournira encore 32 % des besoins énergétiques mondiaux à l’horizon 2015, d’après les prévisions de l’Agence internationale de l’énergie (AIE).

Source : BP, Statistical Review of World Energy 2010 , www.bp.com

II.

Les perspectives en termes de demande dans l’avenir

La forte hausse du prix du brut observée en 2005 et 2006 et qui s’explique à la fois par des considérations économiques – forte croissance de la demande en Asie – et des considérations politiques – tensions au Moyen-Orient – a permis aux schistes bitumineux du Canada de devenir "rentables". Du coup, le Canada se retrouve en deuxième position mondiale pour ce qui est des réserves prouvées de brut avec 14 % des réserves mondiales, derrière l’Arabie saoudite qui en possède 21 %. Si les prix du brut se maintiennent entre 50 et 60 dollars constants dans l’avenir, on peut penser que de nouvelles découvertes seront réalisées un peu partout dans le monde. La question est évidemment de savoir si la demande de pétrole va continuer à croître sachant que la hausse des prix va inciter à des économies d’énergie et à des substitutions en faveur d’autres formes d’énergie – nucléaire, gaz et charbon notamment. Rappelons toutefois que le pétrole conserve de nombreux usages captifs, dans le secteur des

transports spécialement, et qu’il constitue souvent l’énergie "de bouclage" des bilans énergétiques. C’est une énergie facile à transporter, à la différence de ses proches substituts, le gaz

ou

le

charbon...

Les pessimistes pensent que la part du pétrole va chuter à l’horizon 2030, les optimistes affirment que le pétrole restera la première source d’énergie dans le bilan primaire mondial à l’horizon 2040 voire 2050... »

Section 3 : La fixation des prix L’évolution du prix de pétrole I.

Généralités

Il faut tout d’abord différencier le prix du « pétrole » qui dépend essentiellement de la production du pétrole brut, et le prix des produits pétroliers qui dépend de principalement deux choses : la capacité de raffinage et les taxes. Considérant le prix du pétrole brut, on peut définir l’équation : Prix brut X= Prix du brut de référence + Différentiel

Le « différentiel » est fonction de plusieurs paramètres : Le type de brut (qui va à son tour conditionner bon nombre de « sous-paramètres » : Coût de transport et de raffinage en particulier). Le marché considéré pour la vente. Le marché considéré pour l’achat (la qualité exigée par les uns et les autres est assez différente …). Les capacités de raffinage. Le prix de transport. La latitude de temps décidée entre l’acheteur et le vendeur entre le moment où le pétrole est chargé et le moment où le prix de ce chargement est fixé. Le mois de l’année où cette transaction a lieu (pour certains marchés c’est « au chargement » et pour d’autres, c’est « à la livraison ». Le payement « comptant » ou « à terme ». Le pouvoir tampon.

 Les types de bruts Les principales variétés de bruts de références sont : •

Le West Texas Intermediate (WTI) Ce type de brut est utilisé comme référence en Amérique du Nord. C'est un brut léger,

non sulfuré. C'est le prix du WTI qui est habituellement cité dans les articles de journaux. •

Le Brent (brut de référence européen) Le Brent est un type de pétrole brut (assez léger et peu soufré) issu de champs de la

Mer du Nord. D’après l’International Petroleum Exchange où le prix du Brent est côté, ce prix est utilisé pour fixer le prix des deux tiers des pétroles bruts vendus mondialement. •

le Dubaï light Dans le Golfe Persique, le Dubaï light est utilisé comme référence pour fixer le prix de

vente d'autres bruts de la région à destination de l'Asie. Ceci est dû au fait que le Dubaï est l'un des rares brut vendu dans le Golfe Persique qui soit vendu au comptant et au "détail" alors que bon nombre d'autres bruts sont liés par des contrats de vente à long terme. Les bruts légers à faible teneur en soufre se vendent à des prix plus élevés que les bruts lourds sulfureux, dont le raffinage est plus difficile et coûteux et dont on tire une moins grande quantité de produits pétroliers de grande valeur.  Qualité du pétrole brut Il existe autant de qualités de pétrole qu'il y a de puits de pétrole dans le monde. En effet, chaque poche de pétrole a des caractéristiques qui lui sont propres et qui sont dues à l'histoire écologique de la formation du pétrole de cette poche en particulier. Néanmoins, le pétrole est classifié suivant différents paramètres dont le plus important est la mesure de sa viscosité par la gravité API (du nom de "American Petroleum Institute"). L'échelle API rend compte de la viscosité et donc de la longueur des chaînes carbonées des composés. Plus les chaînes sont longues, plus le pétrole est lourd. Ainsi un pétrole est :



Léger ("light") si le degré API est supérieure à 31.1,



Moyen ("medium") s'il est compris entre 22.3 et 31.1,



Lourd ("heavy") s'il est compris entre 10 et 22.3,



Extra lourd ("extra heavy") s'il est inférieur à 10.



Une autre caractéristique essentielle est la teneur en soufre du pétrole.

On distingue les pétroles : 

Doux (sweet) avec une teneur en souffre inférieure à 0.5% du poids



Sulfuré (sour) au-delà



Les pétroles les plus facilement raffinnables sont légers et avec une faible teneur en soufre.



Actuellement 60% des pétroles bruts dans le monde sont de type sulfuré, et ce pourcentage s'élève à 80% en considérant les réserves non encore exploitées.

II.

Les facteurs explicatifs de l'évolution des prix pétroliers

Contrairement à la majorité des biens et services, ce n'est pas une simple confrontation de l'offre et la demande qui permet de déterminer le prix du pétrole. Mais il y a d'autres facteurs qui influencent sur le prix et qui expliquent une part de sa volatilité. Les prix du pétrole sont touchés par une combinaison de facteurs complexes. Des déterminants classiques comme l’offre et la demande de pétrole, les stratégies de production et les niveaux de capacité de réserve de l’OPEP, les progrès technologiques, le coût marginal de production, les phénomènes météorologiques saisonniers et graves et les niveaux de stock de pétrole brut continuent tous d’être importants facteurs déterminant la tendance générale des prix du pétrole brut. Cependant, dans les dernières années, de nouveaux facteurs émergents comme la dévaluation du dollar US ont exercé une influence croissante sur les prix du pétrole. Des événements géopolitiques et la nationalisation des ressources, bien que ce ne soit pas nouveau, ont également revêtu une influence croissante. Cette figure montre toute la complexité de la formation du prix du brut. L'équilibre offre demande du marché pétrolier, l'environnement économique, les aléas de divers ordres (géopolitiques et extra économiques) ainsi que les anticipations financières constituent les déterminants principaux du cours du baril de l'or noir.

a) Equilibre offre - demande du marché du pétrole Comme tout autre bien et service lors de la confrontation de l'offre et de la demande, est déterminé le prix de pétrole qui est un prix d'équilibre influencé par la suite par les autres facteurs. Ainsi l'offre et la demande sont les déterminants les plus importants de prix de l'or noir. En effet, toutes choses étant égales par ailleurs, une hausse (baisse) de la demande fait augmenter (diminuer) le prix et une hausse (baisse) de l'offre fait diminuer (augmenter) le prix.

 La demande de pétrole L’évolution de la demande mondiale de pétrole est due essentiellement aux plusieurs phénomènes : 

La croissance économique mondiale.



La concentration géographique de la demande.



La saisonnalité.

 L'offre de pétrole L'offre de pétrole est essentiellement déterminée par les pays membres de l'OPEP. Mais ça n'ignore pas que la participation des pays hors OPEP est aussi en déterministe. Cet ensemble producteur pousse à la hausse son offre, mais son niveau reste modeste par rapport à la croissance de la demande pétrolière mondiale. D'autres plusieurs facteurs peuvent influencer l'offre de pétrole.  

Niveaux des stocks américains de pétrole brut commercial Décisions de l’OPEP en matière de production

Les annonces de l’OPEP, en particulier des changements aux quotas de production, les prix ciblés ou des investissements dans la production, peuvent avoir des impacts immédiats sur les prix du pétrole. 

Niveaux de capacité de production excédentaire de l’OPEP – La capacité de production excédentaire de l’OPEP rassure le marché sur le fait que l’offre peut être maintenue et que la demande peut être satisfaite. En conséquence, les niveaux élevés de capacité de production de pétrole de réserve de l’OPEP sont généralement en corrélation avec des prix en chute ou bas et vice-versa.



Coût marginal de production.



Des ressources concentrées géographiquement Environ 60% des gisements pétrolifères à coût faible sont concentrées en moyen orient

principalement dans les pays de Golf. L'Arabie Saoudite possède seule 25 % des réserves prouvées dans le monde.  La variation des stocks La variation des stocks de l'or noir des pays de l'OCDE est un bon indicateur des déséquilibres du marché à court terme. En effet, une baisse de stocks conduit à une insuffisance de l'offre par rapport à la demande ce qui fait augmenter les prix. A l'inverse, une hausse de stocks suggère un excès de production par rapport à la demande ce qui fait baisser le prix.

b) Le contexte économique En dehors de l'équilibre naturel offre/demande, d'autres facteurs peuvent jouer directement ou indirectement sur le prix de pétrole.  Croissance économique Généralement, lorsque l'activité économique va bon, la demande de pétrole va augmenter conduisant à la hausse de prix. Inversement, lorsque l'économie va mal, les prix tendent souvent à se replier ou à croitre moins rapidement.  Services et équipement La forte reprise de l'activité a entraîné depuis 2005 une nette hausse des prix des services et relancé les investissements dans les moyens de production (navires d'acquisition et équipements de mesures sismiques) qui étaient largement insuffisant pour satisfaire la demande.

 Les taxes Le prix du pétrole (ou plutôt celui de produits raffinés) doit donc intégrer la variable duale de contingentement ou ce qu'on appelle « taxe sur le carbone ». Cette obligation fiscale relève des objectifs de protection écologique, De faite que cette taxe, représentant un coût pour les pays producteurs ainsi que pour les raffineries, vise à la limitation de l'émission pétrolière. Ces taxes s'ajoutent aux prix de vente des produits raffinés vendus par les raffineries ou les réseaux de distribution.  Le taux de change euro/dollar Dans la mesure où les cours de pétrole sont libellés en dollar, on peut constater qu'il ya une forte relation entre les deux variables. On peut montrer qu'il y a un lien négatif entre le dollar et le prix de pétrole.

Figure2 : l'évaluation des prix du pétrole est de plus en plus corrélée négativement avec le dollar américain.

Sources : Datastream et Desjardins, Études économiques(2008)

Ainsi la faiblesse du dollar contribue à la hausse de prix de l'or noir à partir de deux canaux. - Le premier est indirect et qui résulte de la réaction des pays exportateurs des produits pétroliers suite à la dépréciation du dollar par rapport aux autres monnaies. Ces pays subissent une perte de pouvoir d'achat puisqu'ils n'achètent pas tous ses importations en dollar donc ils vont augmenter le prix de pétrole pour compenser cette perte. - Le deuxième est direct et il provient de transfert des placements. En effet, la dévalorisation du billet vert a contribué à l'appréciation récente du pétrole.  la spéculation Les spéculateurs opèrent sur les marchés financiers de pétrole et cherchent à réaliser un profit par l'achat et la vente des contrats à termes tout en arbitrant entre les différentes maturités. En effet, les traders échanges des barils papiers plusieurs fois sans qu'ils vendent ou

achètent effectivement le pétrole. En cas où les prix de l'or noir tendent à la hausse, ils achètent massivement des contrats papiers ainsi la hausse de prix s'accélère qui est en faveur des pays producteurs. A l'inverse, lorsque les prix tendent à la baisse les fonds spéculatifs vont vendre leurs contrats ce qui contribue à la baisse de prix de brut.

c)Les aléas météorologiques ou géopolitiques  Les tensions géopolitiques Les conflits existant entre les intérêts des pays exportateurs et importateurs de pétrole. Les tensions géopolitiques et l'incertitude politique (à l'Irak, Iran, Nigeria, Venezuela...)  Les phénomènes naturels D'une autre coté, Les aléas naturels ou climatiques menacent les productions et les raffinages de pétrole. d) Anticipation financière et volatilité La volatilité du prix du brut est plus forte que pour la plus part des autres actifs. Cette volatilité est intéressante aussi pour les produits raffinés, et elle représente un risque contre lequel on cherche une couverture, en s'adressant aux marchés à terme pétroliers et accélérant les échanges des produits dérivés tel que les options ou les swaps; ce qui fournisse une volatilité additionnelle au prix du pétrole liée à l'intervention sur le marché financier.  CONCEPT « L’élasticité-prix » L’élasticité de la consommation au prix du pétrole est faible. Cela signifie que la consommation réagit peu aux chocs de prix. L’augmentation des prix du pétrole affecte peu la consommation de pétrole, car le pétrole est un bien inélastique (non substituable) à court terme. Le paradoxe de l'élasticité-prix de la demande pétrolière, très faible à l'échelle mondiale et toujours positive - la consommation mondiale a augmenté alors que les prix ont augmenté - s'explique mieux par cette analyse à l'échelle des pays : là où le pétrole est subventionné (pays émergents), la consommation ne mollit pas, tandis qu'elle accuse de nets signes de faiblesse là où des taxes élevées rendent la dépense pétrolière de moins en moins supportables pour le consommateur final, tout riche qu'il soit. Ainsi le pétrole, est un bien non substituable à court terme mais, sur le long terme, l'augmentation de son prix peut favoriser l'exploitation de nouvelles sources d'énergie et l'achat de voitures consommant moins et/ou des carburants moins chers.

III.

Prix du Pétrole 2000-2010

Dans cette section, nous examinons les fluctuations des prix mondiaux du pétrole brut et nous analysons les facteurs d'impulsion de ces fluctuations de prix.

 Période de stabilité relative des prix La période comprise entre janvier 2000 et décembre 2003 a connu une stabilité relative du marché pétrolier Nous expliquons cette période de stabilité par le fait que la considérable capacité de production excédentaire de l'OPEP a contribué à stabiliser les prix dans une fourchette acceptable pour la plupart des membres du cartel. En outre, après les attaques du 11 septembre 2001, la croissance économique était lente, la demande de pétrole était faible et les prix étaient en baisse.  Période de prix croissants du pétrole Les prix du pétrole ont commencé à augmenter en 2004. Selon l'AIE, la poussée des prix du pétrole depuis la fin de 2003 peut légitimement être qualifiée de choc pétrolier, bien qu'il se soit produit au ralenti. Le prix du pétrole a augmenté durant 29 des 40 mois compris entre septembre 2003 et décembre 2006. Une des plus importantes causes de l'escalade des prix du pétrole au milieu des années 2000 était la forte augmentation de la demande de pétrole émanant de la Chine et d'autres pays asiatiques en voie de développement. Entre 2000 et 2008, les taux de croissance du PIB de la Chine étaient en moyenne de 10 % par an.

 Période du choc des prix pétroliers de 2007-2008 À partir de 2007, les prix du pétrole sont entrés dans leur période la plus volatile de leur histoire. La volatilité était caractérisée par de fortes augmentations du prix du pétrole brut, immédiatement suivies par des baisses tout aussi fortes. À notre avis, cette volatilité résultait d'une combinaison de nombreux facteurs historiques « structurels » et d'événements boursiers en particulier, à savoir : 

L'important volume d'investissements institutionnels dans le marché du pétrole brut (financialisation);



Le déclin de la valeur du dollar US;



La croissance de la demande asiatique de pétrole;



L'augmentation des SPN;



L'hypersensibilité connexe aux facteurs géopolitiques (en particulier les événements au Moyen-Orient, au Nigéria et au Venezuela);



L'augmentation des coûts marginaux de la production pétrolière;



Le modèle établi de croissance lente de l'approvisionnement des pays non membres de l'OPEP;



Les arrêts de production de l'OPEP.

 Période de récession et de reprises : 2009-2011 Effondrement du prix du pétrole : la faible demande de pétrole due à la récession était le principale facteur ayant causé l’effondrement des prix du pétrole de fin 2008-début 2009, le prix quotidien du pétrole, qui atteignait le sommet de 147 §le baril en juillet 200, touchait le fond à seulement 30§ le baril à la fin décembre 2008. Remonté des prix du pétrole Une série de mesures d’événement ont contribué une remontée des prix mondiaux du pétrole brut : 

La croissance économique mondiale était de évaluée à 3% en 2010



La hausse des prix du pétrole suite aux évènements au Moyen-Orient



Les consommations de l’Inde et de la Chine qui relèvent la demande malgré la baisse d’activités dans les pays de l’OCDE



Spéculation



Les incertitudes concernant l’avenir économique et politique de divers fournisseurs ; Russie, Venezuela

IV.

Perspective à long terme : Prix du pétrole brut

Deux perspectives à long terme des prix du pétrole sont opposées : un point de vue est fondé sur les progrès technologiques tendant à faire baisser la demande, et l’autre point de vue est fondé sur l’épuisement des ressources et des facteurs liés aux SPN et à l’OPEP faisant monter les prix. Certains groupes estiment que les prix du pétrole à long terme pourraient avoir tendance à baisser en raison d’une amélioration de l’efficacité énergétique, d’une demande de pétrole plus faible que prévu et de coûts de production en baisse dus au progrès technologique. Une des plus grandes incertitudes à cet égard concernerait la possibilité de règlementation des émissions de gaz à effet de serre. L’AIE envisage un scénario dans lequel une nouvelle règlementation sur les émissions dans divers pays exercerait une pression à la baisse sur la demande de pétrole brut et de produits pétroliers. Un tel scénario, s’il se concrétisait, pourrait résulter en des prix du pétrole brut nettement plus bas à long terme, D’autres prévisions, dont les cas de référence de la US EIA et de l’AIE, montrent une tendance à long terme vers des prix en hausse, entraînés par les effets de l’épuisement des ressources, des préoccupations quant à la rareté et d’une demande accrue de pétrole brut de la part de pays comme la Chine et l’Inde.

Chapitre 2 : Commerce mondial de pétrole Section 1 : Echange international I.

L’organisation des pays exportateurs de pétrole

L'Organisation des pays exportateurs de pétrole (OPEP) ou en anglais Organization of Petroleum Exporting Countries (OPEC) est une organisation intergouvernementale (un cartel) de pays visant à négocier avec les sociétés pétrolières pour tout ce qui touche à la production de pétrole, son prix et les futurs droits de concessions. L'OPEP est créée le 14 septembre 1960, lors de la Conférence de Bagdad, principalement à l'initiative du Shah d'Iran et du Venezuela en la personne de Juan Pablo Perez Alfonso qui mena, dans le cadre de ses fonctions de ministre Vénézuélien des mines, des actions visant la création d'une organisation internationale des pays producteurs de pétrole pour pallier la

baisse du prix du baril (moins de 5 dollars américains à l'époque). À l'origine, seuls cinq pays en étaient membres : l'Arabie saoudite, l'Iran, l'Irak, le Koweït et le Venezuela . 1)

Objectifs : La création de l'OPEP résulte du fait que jusque dans les 1970, les

compagnies pétrolières avaient les pleins pouvoirs sur le cours du pétrole et imposaient leurs prix aux pays producteurs. C'est ainsi que les principaux pays producteurs décidèrent de se regrouper de manière à pouvoir influer sur le cours du pétrole. La prise de contrôle de la production de pétrole se fit par une politique de nationalisation. Étant maîtres de leur production, les pays producteurs peuvent de cette manière influencer le cours du baril de pétrole et ainsi augmenter leurs revenus. L'idée originelle en créant l'OPEP était au-delà du fait de rendre les pays producteurs maîtres de leur production, de faire en sorte, que les bénéfices liés au commerce juste du pétrole permettent, le développement des pays sous-développés. Fonctionnement : L'OPEP cherche à réguler la production et le prix par un effort coordonné de ses pays membres, notamment en instaurant un système de quotas de production. Les membres constituent donc un cartel de producteurs. Ils se mettent d'accord sur la quantité de pétrole exporté, ce qui influence le prix du marché. En 2005, ses États membres possèdent 78,4% des réserves estimées de pétrole et fournissent 43% de la production mondiale de pétrole brut. Les transactions de pétrole se faisant en dollars américains, le changement de la valeur du dollar par rapport aux monnaies des pays producteurs affecte les décisions de l'OPEP quant à la quantité à produire. Par exemple, lorsque le dollar baisse par rapport aux autres monnaies, les États de l'OPEP voient leurs revenus diminués pour les achats effectués dans d'autres monnaies, ce qui réduit leur pouvoir d'achat puisqu'ils continuent à vendre leur pétrole en dollars. Les décisions de l'OPEP ont une certaine influence sur le cours mondial du pétrole. Un exemple est la Crise pétrolière de 1973 lors de la Guerre du Kippour : l'embargo de l'OPEP envers les pays occidentaux qui soutiennent Israël provoque une multiplication par quatre du cours pendant cinq mois (17 octobre 1973 - 18 mars 1974). Par la suite, le 7 janvier 1975, les pays de l'OPEP s'entendent pour augmenter le prix du pétrole brut de 10%. Cependant cette version historique du premier choc pétrolier est très fortement sujette à caution. D'une part du

fait que, les Etats-Unis ayant passé leur pic de production en 70, il était de l'intérêt des majors de voir le prix du brut augmenter afin de pouvoir mettre en production le Golfe du Mexique, l'Alaska, la mer du Nord. D'autre part l'Embargo n'a jamais été effectif vis-à-vis des EtatsUnis : durant l'embargo des pétroliers chargés en Arabie Saoudite, livraient, suite à escale à Bahrain, les Etats-Unis au Vietnam en particulier. À l'inverse d'autres cartels, l'OPEP a réussi à relever le prix du pétrole pendant de longues périodes. Le succès de l'organisation vient de la volonté de l'Arabie saoudite d'accepter de baisser sa production lorsque les autres dépassent leurs quotas. Ainsi la plupart des membres produisent au maximum de leur capacité et l'Arabie saoudite est la seule à avoir une capacité de réserve et la possibilité d'augmenter sa production si nécessaire. La règle a très bien réussi dans les années 1970, amenant le cours du brut à rejoindre des niveaux qui n'avaient été atteints que par des produits raffinés. En revanche, à partir de 1983, le cours du baril s'effondre, et ne sera plus maîtrisé par l'OPEP. Par ailleurs, les marchés à terme de Londres (ICE) et de New York (NYMEX) jouent un rôle croissant dans la détermination des cours, retirant ainsi du pouvoir à l'OPEP. L'Iran a établi un contre-pouvoir à ces marchés en ouvrant, en février 2008, sa Bourse internationale iranienne du pétrole, où s'échangent dans un premier temps des dérivés du pétrole. Ces transactions ne s'effectuent plus en dollars mais en diverses autres monnaies (le rial iranien principalement). II.

L’agence internationale de l’énergie

1) Définition et catégories

L’Agence Internationale de l’Energie (AIE ou IEA en anglais) est une organisation intergouvernementale autonome rattachée à l’Organisation de Coopération et de Développement Economique (OCDE). Elle est composée de 28 pays membres pour la plupart importateurs de pétrole. Fondée au cours de la première crise pétrolière de 1974, elle a initialement pour vocation de coordonner les mesures à prendre en cas de difficultés d’approvisionnement sur les marchés pétroliers. Plus largement l’AIE a pour ambition de garantir la sécurité énergétique de ses membres en contribuant notamment à la coordination de leurs politiques énergétiques.

De plus, avec plus de 200 statisticiens et experts de l’énergie travaillant en son sein, l’AIE assure aussi un rôle de conseil auprès de ses membres. Par ailleurs elle publie chaque année des études dont la plus connue est le « World Energy Outlook » dans laquelle elle dresse un état des lieux du secteur énergétique et émet des hypothèses sur l’avenir. L’AIE aide les gouvernements à prendre des mesures conjointes leur permettant de faire face à des situations de rupture d’approvisionnement pétrolier. Elle constitue un groupe d’intérêt de défense des pays consommateurs de pétrole se posant ainsi en contrepoids international de l’Organisation des Pays Exportateurs de Pétrole (OPEP). Aujourd’hui, la vocation de l’AIE évolue dans nouveau contexte énergétique : 

La notion de sécurité énergétique n’est plus réduite au pétrole au regard du rôle croissant d’autres ressources énergétiques comme le gaz naturel, le charbon, l’énergie nucléaire ou les énergies renouvelables.



L'efficacité énergétique est un autre axe de progrès permettant d’accroitre la sécurité énergétique des Etats par une réduction de leur consommation.

L’AIE oriente et favorise la convergence des différentes politiques énergétiques et des pratiques environnementales de ses pays membres. L'Agence fonde des décisions énergétiques selon trois axes : la sécurité énergétique, le développement économique et la protection de l'environnement. 2) Fonctionnement technique ou scientifique :

L’utilisation des stocks stratégiques Le Programme International de l’Energie (PIE), texte fondateur de l’AIE, stipule que les pays membres de l'AIE sont tenus de posséder en permanence un stock stratégique équivalent à au moins 90 jours d'importations nettes de pétrole brut, sur la base de la moyenne des importations de l'année précédente. L’AIE est habilitée à décider la quantité de pétrole injectée dans les marchés depuis les stocks stratégiques de pétrole et sa répartition au sein de l’organisation. Cela confère à l’AIE un rôle important en termes de distribution de pétrole parmi ses membres. L’utilisation de ces stocks stratégiques permet de lutter contre les

augmentations de prix décidés par l’Organisation des Producteurs de Produits Pétroliers (OPEP). Le recours à ces stocks exerce une influence à la baisse sur les prix du brut. Cependant, l’utilisation des stocks stratégiques n’a un impact majeur sur le marché que si la proportion qu’elle représente est significative comparée à la production mondiale. Par ailleurs, d’importants consommateurs de pétrole comme la Chine ou l’Inde ne sont pas membres de l’AIE alors que leurs influence sur les marché pétroliers est en constante augmentation. Les statistiques et les études L’AIE est devenue une référence mondial en matière d’expertise énergétique, ce qui lui confère un rôle d’organe de conseil influent. En plus des pays membres, elle collabore avec des institutions internationales comme le G8 ou la Commission Européenne mais aussi avec des pays non membres pour les aider à envisager des scénarios futurs et à prendre des décisions concordantes. Dans ce cadre l’AIE : 

Agrège et analyse des données liées à l’énergie,



Organise des colloques d’experts internationaux,



Evalue les programmes énergétiques nationaux des pays membres et non membres,



Etablit des projections énergétiques globales fondées sur différents scénarios,



Prépare les études et recommandations pour les gouvernements sur des sujets clés.

Les publications Elle publie mensuellement le « Oil Market Report » qui est une prévision de la demande mondiale de pétrole. Elle publie annuellement le « World Energy Outlook », état des lieux et projections de l’énergie dans le monde. Elle a publié en 2008 le « Energy Technologies Perspectives : scenarios and strategies to 2050 ». 3) Acteurs majeurs

Les 28 pays membres de l'AIE sont : l’Allemagne, l’Australie, l’Autriche, la Belgique, le Canada, la République tchèque, le Danemark, la Finlande, la France, la Grèce, la Hongrie, l’Irlande, l’Italie, le Japon, la Corée du sud, le Luxembourg, les Pays-Bas, la NouvelleZélande, la Pologne, le Portugal, la Slovaquie, l’Espagne, la Suède, la Suisse, la Turquie, le Royaume-Uni, les États-Unis. La Norvège est membre en vertu d’un accord spécial depuis 1974. 4) Unités de mesure et chiffres clés

Le budget 2010 de l’AIE est élevé à 26 millions d’euros. Son financement est assuré par les pays membres. Les contributions prennent en compte la puissance économique de chaque pays membre. Ainsi, les plus grands contributeurs sont : 

Les États-Unis : 25% du budget annuel



Le Japon : 14,5%



L’Allemagne : 9,9%



Le Royaume Uni : 7,8



La France : 7,4%. III.

Echanges internationaux

1) Les pays exportateurs de pétrole brut sont souvent assimilés aux pays producteurs, ce que confirme le graphique ci-dessous.

Part des principaux pays exportateurs dans les exportations mondiales de pétrole brut sur la période 2003-2007

Source : Secrétariat de la CNUCED d'après les données de l'OPEP (OPEC - Annual Statistical Bulletin 2007, Tableau 52 World crude oil exports by country, 2003–2007 (1,000 b/d).

2) Il en est de même pour les principaux pays importateurs qui sont aussi les principaux pays consommateurs ou les principaux pays raffineurs. Part des principaux pays importateurs dans les importations mondiales de pétrole brut sur la période 2003-2007

Source : Secrétariat de la CNUCED d'après les données de l'OPEP (Annual Statistical Bulletin 2007, Tableau 56 : World imports of crude oil by country, 2003–2007 (1,000 b/d).

Concernant les principaux échanges mondiaux de pétrole brut, une tendance générale se dégage à savoir que la majeure partie des échanges a pour origine le Moyen-Orient et pour destination l'Europe, l'Amérique du Nord et, dans une moindre mesure, le Japon. L'Afrique exporte en grande majorité vers les Etats-Unis et l'Europe. La Russie exporte essentiellement vers l'Europe et en particulier vers l'Europe de l'Est. La plus grande partie de la production de la Mer du Nord est également destinée à l'Europe. Sur le continent américain, les productions sud et nord-américaines restent intra-continentales et sont principalement consommées par les Etats-Unis. Entre 2000 et 2005 Les importations l'Inde, des Etats-Unis et de la Rép. Dém. pop. De Chine ont fortement augmenté (+147% pour l'Inde, + 89.2% pour les Etats-Unis et +80,4% pour la Chine), Les pays d'Europe ont également connu une certaine augmentation de leurs importations (+8,7%), alors que, dans le même temps, celles de la Rép. De Corée et du Japon déclinaient (-5,6% pour la Corée et -0,8% pour le Japon). En ce qui concerne les sources d'approvisionnements des pays importateurs. Les EtatsUnis et l'Europe font apparaître une certaine diversification de leurs importations de pétrole brut. La Chine a, quant à elle, fortement augmenté ses importations en provenance du MoyenOrient (+59%), d'Afrique (+118%) et de Fédération de Russie (multipliées par plus de 8) entre 2000 et 2005, alors qu'elle diminuait celles originaires d'Europe (-80%) et d'Asie, dans une moindre mesure (-8,5%). L'Inde a doublé ses importations en provenance de chacune de ses sources d'approvisionnement. D’autre part Les échanges des produits du pétrole sont bien plus complexes que ceux du pétrole brut car ils impliquent un grand nombre de produits différents. En terme d'évolution des échanges, le bilan est moins contrasté que pour le pétrole brut. En effet sur la même période que le brut, les importations de produits varient beaucoup moins. Seuls les Etats-Unis ont vu leurs importations augmenter de manière conséquente. La République Démocratique populaire de Chine a augmenté ses importations mais dans une bien moindre mesure que pour le brut. Par contre, la République de Corée, l'Afrique et l'Europe ont maintenu, voire diminué, leurs importations. Enfin, le Japon a également réduit ses importations comme il l'a fait pour le brut.

L'évolution des importations étant moins spectaculaire que pour le brut, peu de changements ont eu lieu en terme de sources d'approvisionnement des importateurs. Les Etats-Unis ont sollicités l'ensemble de leurs fournisseurs. Les autres pays ou régions n'ont pas modifié significativement leurs échanges. Section 2 : La négociation du pétrole en bourse Cela fait maintenant quelques années que les différents cours des matières première ne cessent de progresser. Parmi ces matières, le pétrole semble intéresser de plus en plus d’investisseurs professionnels ou particuliers. Alors d’où vient cette soudaine passion pour l’or noir et quels sont les avantages réels à spéculer sur le baril de pétrole ? C’est ce que nous allons étudier dans cette section. Intéressons nous d’abord à l’avenir envisagé du pétrole. En effet, pour qu’il soit intéressant de trader sur un produit brut tel que le pétrole, il faut bien entendu que les circonstances actuelles laissent présager un avenir plus ou moins anticipé. C’est justement le cas du pétrole. En effet, bien que les pays européens et les EtatsUnis semblent avoir atteint l’apogée de leur consommation en pétrole, les pays du continent asiatique qui jusque là avaient une consommation limitée en matières premières ne cesse de s’accentuer en parallèle à la crise économique mondiale. En effet, ces pays qui produisent de plus en plus, consomment logiquement de plus en plus d’énergie et la source principale d’énergie utilisée par l’industrie est bien entendu le pétrole. La demande ne cesse donc d’augmenter, ce qui explique que l’on assiste depuis quelques temps à une forte volatilité des produits pétroliers. I.

Les avantages à acheter ou trader du pétrole

La demande est forte La demande en pétrole est de plus en plus forte due aux pays émergents comme la Chine et l'Inde qui par leurs développements ont besoin de beaucoup de matière première comme le pétrole (première source d'énergie au monde). Par cette demande énorme, le pétrole est de plus rare et donc le prix ne cesse d'augmenter. Le cours du pétrole a chuté énormément, n'est t'il pas le moment d'investir ? Plus que tous les autres indices, on constate que la valeur du pétrole s'est littéralement effondrée jusqu’en janvier 2009 où il a atteint son plus bas niveau. On aperçoit

une remonté depuis cette date, n’est t’il pas le moment d’investir pendant que les cours sont bas et donc très abordable...

L'effet de levier pour le trading du pétrole Un autre avantage majeur du trading sur le pétrole est la présence d’un effet de levier important qui facilite la rentabilité. Il permet en effet en tradant sur les futures de réaliser des bénéfices importants sans pour autant avoir besoin d’investir de grosses sommes d’argent. Placement comme un moyen de diversifier les rendements En effet on assiste parallèlement à un réel engouement des investisseurs privés pour cette matière première. Cette tendance a sans doute été favorisée par les analystes financiers et les sociétés de gestion de fonds qui poussent de plus en plus leurs clients à investir dans le pétrole. Et cette perspective n’est pas du au hasard. En effet, le pétrole est aujourd’hui considéré par les experts en placement comme un moyen de diversifier les rendements. En conclusion, acheter ou trader du pétrole peut s’avérer très rentable à partir du moment où les risques et les enjeux sont connus. Mais comme pour tout type de spéculation, investir de l’argent reste parfois dangereux car le risque zéro n’existe pas. II.

Comment acheter, trader du pétrole ?

A cause de la progression des nouvelles puissances économiques asiatiques, le cours du pétrole connaît depuis quelques années des flambées répétitives et une volatilité importante. La demande de plus en plus importante émergente de ces pays se heurte en effet à la limite de la production des pays fournisseurs. De ce fait, le pétrole devient un produit de plus en plus rare et les investisseurs se ruent littéralement sur l’or noir dans le but d’engranger dans un avenir proche les bénéfices liés à la plus-value à venir. Début 2010, le pic pétrolier a atteint son plus haut point et ne peut donc, selon les experts que décliner à l’avenir. Il est donc évident que trader ou acheter du pétrole peut alors s’avérer très rentable. Mais comment investir sur le marché pétrolier ? Il existe deux principales façons d’investir sur le pétrole pour les traders particuliers. Actions dans le secteur pétrolier Acheter des actions dans le secteur pétrolier : Dans ce cas précis, on identifie deux sortes d’entreprises qui sont les compagnies pétrolières et les sociétés de services pétroliers. Le seul inconvénient ici est qu’il n’existe qu’une très faible corrélation entre les titres des compagnies pétrolières et la hausse du prix du pétrole. Cela s’explique partiellement par le fait que ces compagnies n’ont pas suffisamment pris de disposition pour parer à la forte demande constatée actuellement. Loin de vivre une croissance, ces compagnies sont aujourd’hui contraintes d’investir pour répondre aux exigences du marché qui se veut de plus en plus gourmand. De plus, en cas de hausse des cours (ce qui est actuellement le cas), les contrats qui lient ces compagnies pétrolières aux pays producteurs entraînent un mécanisme défavorable à une certaine croissance. Plus le cours du brut augmente, et plus leurs parts dans la production diminue au profit du pays fournisseur. Par ailleurs, les sociétés de services pétroliers en profitent pour augmenter leur chiffre d’affaire en multipliant les services de recherche et de production. Elles engloutissent donc une bonne partie des investissements des compagnies pétrolières. A noter que plus le cours du pétrole augmente, plus les investissements se multiplient de manière à rentabiliser l’extraction qui coûte de plus en plus cher aux compagnies. Dans ce type de trading, la principale contrainte est que le trader n’est pas directement impacté par le cours réel du pétrole mais par les réactions des compagnies et sociétés liées au pétrole. Produits dérivés

Trader les produits dérivés : Comme nous l’avons vu plus haut, spéculer sur les actions des compagnies pétrolières et des sociétés de services ne permet pas au trader une exposition directe au cours du pétrole. Pour être plus directement impacté par ce cours, il est préférable de miser sur les produits dérivés du pétrole. Pour se positionner à la hausse comme à la baisse sur le Brent, il existe des Warrants ou des certificats. Cependant, les produits dérivés du pétrole restent également des investissements risqués car ils font appel à de forts effets de levier. Mais l’avantage est que ces produits sont directement impactés par le prix du baril. Le certificat ou warrant suivra donc la tendance haussière du pétrole et ira même jusqu’à l’amplifier. Bien qu’il soit impossible pour un particulier d’acheter directement du pétrole, il existe un moyen de spéculer sur le prix futur du baril de pétrole. Il s’agit des futures. III.

La négociation du pétrole en bourse

Alors que de nombreuses bourses internationales du pétrole apparaissent sur les marchés, c’est toujours à la bourse classique que se déroule une bonne partie des spéculations pétrolières. Ces opérations passent principalement par deux centres qui sont le New York Mercantile Exchange (NYMEX) et l’International Petroleum Exchange de Londres. (IPE) Vous constaterez surement en vous rendant sur ces hauts lieux de la spéculation que le pétrole et les dérivés du pétrole n’y apparaissent pas directement. Il est cependant possible d’y faire livrer une partie de la marchandise négociée bien que cela ne soit pas vraiment courant. Les contrats à termes En effet, c’est en bourse que se négocie principalement le pétrole et plus précisément sous forme de contrats à terme. Ces contrats à terme sont soumis à différentes obligations comme par exemple l’obligation de vendre ou d’acheter une certaine quantité de pétrole à un moment du futur déterminé à l’avance. Les contrats à terme sont soumis à des normes internationales visant à réguler les qualités, quantités et condition de livraison des principaux opérateurs du marché pétrolier.

a. Produits proposés par les contrats Les produits proposés par ces contrat à terme sont le pétrole brut, l’essence, le diesel et le mazout. b. Réglementation des contrats La réglementation des contrats à terme imposée sur le marché a pour but principal de protéger les négociants contre les risques liés aux fluctuations importantes des prix, notamment en cas de livraison réelle de la marchandise. Il existe une assurance appelée « helding » qui sert à couvrir de telles pertes. Mais le helding n’est pas là uniquement pour protéger les industriels du pétrole mais également les gros consommateurs qui sont pour la plupart des entreprises nécessitant leur stock de pétrole pour assurer la pérennité de leur économie. C’est le cas entre-autres des compagnies aériennes. Ces entreprises utilisent de grandes quantités de pétrole qu’elles doivent être capables de prévoir longtemps à l’avance. Elles sont donc directement impactées par les fluctuations du prix du baril. C’est pour cette raison que certains opérateurs pratiquent le « helding » en bourse. En effet, ces opérateurs ne sont pas intéressés par les bénéfices à court terme mais plutôt par la consolidation et la stabilisation de leurs diverses positions. Pour cela, ils doivent avant tout en maîtriser les risques en les répartissant. La spéculation sur le marché pétrolier Mais la majorité des investisseurs boursiers visent un autre type de rendement. En effet, leur but est ici de réaliser un maximum de profits en spéculant sur les futures tendances du marché pétrolier à court ou moyen terme. Cette spéculation est quant à elle soumise à de nombreux risques contrairement au helding qui vise à les limiter. Elle entraîne de plus une forte liquidité du marché pétrolier. Comme pour tous les autres marchés boursiers, ces spéculations ne sont pas sans effet et notamment sur les fluctuations de prix. En effet, une partie des hausses ou baisses du prix du pétrole découle directement du comportement de ces investisseurs sur les marchés. En conclusion, pour appréhender correctement la place du pétrole dans le marché boursier, il convient d’en saisir les fondements et les principaux acteurs de manière à pouvoir anticiper au mieux les effets en analysant les causes.

Section 3 : Le cas du Maroc Dans l’économie marocaine, le secteur des mines et des hydrocarbures occupe une place clé. Aussi, appelle-t- il des investissements importants permettant de valoriser le potentiel national en la matière. Car, si le secteur est prometteur, il a besoin d’un plus pour appuyer son développement. Entant que pays d'Afrique du Nord, le Maroc est le seul qui ne produit pas de pétrole. Il produit de petites quantités de pétrole et de gaz naturel du bassin d'Essaouira et de petites quantités de gaz naturel dans le bassin du Gharb. Par conséquent, le Maroc est le plus grand importateur d'énergie en Afrique du Nord. Totale des coûts annuels pour les importations d'énergie vont de $ 1 - $ 1,5 milliards. Cependant, les prix élevés du pétrole en 2005 ont augmenté les coûts d'importation d'environ 2 milliards $ pour l'année. En 2003, le gouvernement marocain a annoncé que les sociétés étrangères pouvaient importer du pétrole sans payer les tarifs d'importation. Ce suivi la décision de 2000, dans laquelle, le Maroc a modifié sa loi sur les hydrocarbures afin d'offrir un allégement fiscal de 10 ans pour des entreprises

à l'étranger

de production de pétrole et de réduire la participation du

gouvernement dans des concessions pétrolières à venir à un maximum de 25 pour cent. En 2008 par exemple, Le Royaume a importé 5,5 millions de tonnes de brut pour un coût total de 3,7 milliards de dollars (31 milliards de dirhams). L'essentiel des importations marocaines de brut provient de l'Arabie Saoudite, le reste vient de l'Irak et de la Russie L'exploration pétrolière au Maroc a commencé en 1929, la production était de 5.000 tonnes / an (100 b / j) de pétrole. La production de pétrole brut a augmenté de façon constante jusqu'au début des années 1970 atteignant un pic de 420.000 tonnes. Donc, il y a eu une production pétrolière depuis les années 20 au Maroc, et les changements juridiques ont fait du Maroc un pays attractif en vue d'opérations d'explorations de pétrole et de gaz. L'industrie pétrolière aval du Maroc est bien développée. Le pays a deux raffineries de pétrole avec une capacité totale de raffinage de 150.000 barils par jour. La Société Anonyme Marocaine de l'Industrie le Raffinage (Samir) est une raffinerie de 125 000 b / j installations au port de Mohammedia et la Société des Pétroles Chérifienne (SCP) est de 25000 b / j à des plantes de Sidi Kacem. Mais comme les ressources du Maroc en énergie domestique ne sont pas suffisantes pour satisfaire la demande locale, il est nécessaire d'importer jusqu'à 97% de ses besoins énergétiques. Donc, notre pays reste dépendant en matière énergétique puisque la majorité de ses besoins en produits pétroliers provient de l’extérieure et la production locale reste faible, comme montre le graphique suivant :

Production pétrolière (barils/jour)

Country 2001 2004 2005 2007 2009 Maroc

I.

400 1 000

300 3 746 4 053

Situation pétrolière au Maroc

Le Maroc est soumis au gré de la conjoncture pétrolière mondiale, particulièrement défavorable ces dernières années. Les canaux de transmission d’un renchérissement de la facture énergétique à l’économie nationale se manifestent ainsi à travers une aggravation du déficit commercial et une hausse des prix à la consommation qui engendre une ponction sur le pouvoir d’achat des consommateurs et une augmentation des coûts supportés par les entreprises. Parallèlement à ces effets directs, s’ajoute un effet indirect lié aux impacts du renchérissement des cours pétroliers sur la croissance dans les économies partenaires, qui se répercute évidemment sur le rythme de progression de la demande d’importation adressée à notre pays. Compte tenu de ces incidences qui semblent être désormais durables, des réponses de politiques économiques s’avèrent nécessaires en vue d’améliorer la capacité de résistance de l’économie nationale et ce, en œuvrant activement dans le sens du renforcement de l’efficacité énergétique à travers une plus grande diversification du bilan énergétique de notre pays. I.1. Le pétrole et la politique énergétique au Maroc Le Maroc affiche une forte dépendance énergétique. Celle-ci est quasi-totale vis-à-vis du pétrole et du charbon qui interviennent à près de 92% dans la consommation d'énergie au Maroc en 2005 (59,5% pour le pétrole et 31,9% pour le charbon). Cette dépendance pèse sur les marges de manœuvre de la politique économique et conditionne dans une certaine mesure les perspectives de croissance de l’économie nationale. L'accroissement soutenu de la

demande énergétique (multiplication par 2,85 de la consommation globale entre 1980 et 2004), conjugué à des ressources locales de plus en plus faibles (fréquence des sécheresses, fermeture de la mine de charbon de Jeradda) a contribué au creusement du déficit énergétique. C’est dans cette optique que les politiques poursuivies par le Maroc se sont attelées à desserrer les contraintes énergétiques aussi bien endogènes qu’exogènes qui pèsent sur la croissance et la compétitivité. Ces politiques se sont appuyées sur la diversification des sources énergétiques et la promotion de l’intégration régionale. Le Gouvernement du Royaume du Maroc accorde une importance primordiale au secteur de l’énergie, moteur principal du développement économique et du progrès social. Dès les années 1990 des réformes structurantes ont été engagées dans ce secteur dans le cadre de la politique générale de libéralisation et d’ouverture progressives de l’économie marocaine pour mieux l’intégrer dans le marché international et l’espace euro-méditerranéen. C’est ainsi que le raffinage et la distribution des produits pétroliers ont été privatisés, que la production indépendante de l’électricité a été introduite et que la gestion de la distribution de l’électricité et de l’eau a été concédée à des opérateurs privés dans plusieurs grandes villes. La nouvelle stratégie énergétique, adoptée en mars 2009, vise à renforcer la sécurité d’approvisionnement et la disponibilité de l’énergie ainsi que son accessibilité généralisée à des coûts raisonnables. Ces objectifs seront atteints par la diversification des sources, le développement du potentiel national en ressources énergétiques notamment renouvelables, la promotion de l’efficacité énergétique et l’intégration plus étroite au système énergétique régional. La mise en œuvre de cette stratégie sera réalisée par l’approfondissement des réformes du secteur énergétique par la rénovation du dispositif législatif et réglementaire, la mise en place d’une nouvelle gouvernance à travers sa réorganisation et l’instauration de règles de transparence et de concurrence pour assurer une meilleure visibilité aux opérateurs et aux consommateurs. Le pilotage de cette réelle mutation du paysage énergétique national nécessite le renforcement des capacités de gestion, la mise à niveau des ressources humaines et matérielles des différents acteurs et leur sensibilisation aux impératifs de ce changement aussi bien au niveau technologique que sociétal. A. La diversification des ressources énergétiques Donc, le Maroc souhaite sécuriser son approvisionnement en misant sur cette diversification avec le Charbon, le gaz naturel, l’éolien et le solaire. Le Maroc reste dépendant

à plus de 95°/ de ses besoins énergétiques. Ce qui fait, lors de la flambée des prix du baril en 2008, par exemple, sa facture énergétique a atteint plus de 60 Milliards de DH. La consommation d’électricité du pays a plus que doublé depuis 1999. Alors que la demande électrique augmente de 8°/ par an, le déficit des capacités de production, de transport et de distribution a obligé notre pays à doubler ses importations d’électricité depuis 5 ans. Par ailleurs, en adhérant au protocole de Kyoto, le Maroc s’est engagé à contribuer à la réduction de l’émission de gaz à effet de serre. Notre pays s’est doté d’un plan Energie en 2009 qui a pour objectif d’assurer le quart de la production énergétique nationale par les énergies renouvelables. L’énergie solaire, une option à long terme Avec 3000 heures d’ensoleillement par an, le Maroc dispose d’un potentiel solaire considérable. Le pays entend exploiter massivement cette énergie propre et renouvelable. Un ambitieux Plan Solaire a été créé en novembre 2009, orchestré par une nouvelle Agence Marocaine de l’Energie Solaire (MASEN). Ce Plan prévoit la construction de 5 parcs solaires d’une superficie totale de 10 000 hectares, pouvant produire 2 000 MW, l’équivalent de la consommation annuelle de la ville de Casablanca. Ces stations permettront de couvrir 40% des besoins électriques du pays. La première centrale est prévue à Ouarzazate et devrait être opérationnelle en 2015. Ce Plan Solaire intervient alors que les pays européens s’intéressent de plus en plus au potentiel solaire des pays du Maghreb. La région du Sahara a en effet été identifiée comme porteuse du plus gros potentiel d’énergie solaire et éolienne du monde. Le projet Désertec, d’origine allemande, ambitionne d’exploiter l’ensoleillement du Sahara pour couvrir 15% des besoins européens en électricité en 2025. Mais son coût pharaonique et les difficultés techniques pour transporter l’énergie mettent en doute sa viabilité. Le Plan Solaire Méditerranéen lancé par Nicolas Sarkozy en 2008 prévoit de développer des projets de centrales électriques utilisant des énergies renouvelables sur les rives sud et est de la Méditerranée. Il devrait être effectif dès 2011. De nombreux programmes ont d’ores et déjà été développés au Maroc, notamment des installations de panneaux solaires en zone rurale, permettant déjà à 3 700 villages d’être éclairés grâce au solaire.

L’énergie éolienne, la priorité Alors que la production d’énergie solaire à grande échelle se heurte encore à des problèmes de coûts, l’énergie éolienne au Maroc semble promise à un bel avenir, grâce à des conditions climatiques et géographiques idéales : des vents réguliers et 3 500 kms de côtes ! Il existe déjà trois parcs éoliens en service à Tanger, Tétouan et à Essaouira. Le gouvernement marocain a identifié 14 sites propices à l’installation d’éoliennes, pour produire plus de 1 000 MW. Récemment, le programme EnergiPro, destiné à encourager l’autoproduction à partir des énergies renouvelables, a connu une accélération. Trois nouveaux parcs éoliens vont être créés, à Tarfaya, Laâyoune et Essaouira, qui devraient contribuer à l’autosuffisance électrique de ces régions. Notez que le cimentier Lafarge a lancé dès 2005 son propre parc éolien à Tétouan, pour subvenir aux besoins de son site industriel. L’énergie éolienne, comme le solaire d’ailleurs, est envisagée comme source d’énergie pour faire fonctionner les usines de dessalement d’eau de mer, très consommatrices d’énergie, mais qui pourraient apporter une aide substantielle à des régions en situation régulière de stress hydrique. Pour le gaz naturel gagne, il n’est pas la priorité du Plan Energie marocain, à cause du coût des infrastructures nécessaires à son transport (gazoducs). Le gaz naturel contribue à hauteur de 13% de la production nationale, un chiffre qui devrait cependant passer à 23% en 2020. L’hydro-électricité, dont la part ne cesse de baisser dans le bilan national, pourrait s’avérer cependant intéressante après les deux hivers exceptionnellement pluvieux qui ont permis le remplissage de tous les barrages du pays. En attendant, le charbon, peu cher et abondant sur les marchés, restera à moyen terme au cœur du système énergétique marocain. Les centrales thermiques au charbon, même polluantes, assurent déjà la majorité de la production d’électricité nationale. Donc, il y a la nécessité d'optimiser la consommation d’énergie nationale. Pour atteindre ses objectifs et faire face à l’accroissement exponentiel de la demande énergétique, le Maroc devra diversifier ses sources, mais aussi - et c’est capital – optimiser sa

consommation d’énergie. Des mesures incitatives devront être mises en place comme l’utilisation d’ampoules basse consommation, l’efficacité énergétique dans la construction des bâtiments, l’installation systématique de chauffe-eau solaires… Le gouvernement marocain a lancé Inara, un ambitieux programme pour inciter à une utilisation rationnelle de l’énergie, et s’est fixé comme objectif d’améliorer de 12% l’efficacité énergétique du Maroc d’ici 2020. B. La promotion d’intégration énergétique régionale Les premiers jalons d’intégration régionale ont été posés avec le développement des interconnexions du réseau électrique marocain avec l’Algérie et l’Espagne d’une capacité de transit respectivement de 1200 MW depuis 1992 et de 1400 MW depuis 1998 (qui sera portée à 2100 MW avec une troisième connexion qui est en cours de lancement). Le Gazoduc Maghreb Europe mis en service en novembre 1996 participe à la construction de l’espace euro-méditerranéen en acheminant le gaz algérien vers l’Espagne à travers le Maroc. La redevance prélevée en nature a permis au Maroc d’installer sa première centrale à cycle combiné de 384 MW à Tahaddart en production depuis 2005 et la centrale thermo-solaire de Aïn Beni Mathar de 472 MW dont 300 MW ont été mis en service à fin 2009. I .2. Evolution de la facture pétrolière du Maroc Le Maroc affiche une forte dépendance à l’égard du pétrole. La quasi-totalité des besoins de notre pays en produits pétroliers est importée de l’extérieur, et la production nationale de pétrole brut étant très faible. La facture pétrolière du Maroc 2006-2010 2006

2007

2008

2009

2010

Facture pétrolière en milliards de DH

25

26,2

30,8

17,16

25,1

Croissance (En %)

5,1

4,3

17,5

-51

46,1

Volume des importations marocaines de pétrole brut 1999

Importations

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

7,183 6 ,853 7,259 6,390 4,614 6,098 7,055 6,262 6,25

5,22

4,2

5 ,24

19,6

-11,5

-19,8

9,4

(en millions de tonnes)

Croissance annuelle (En %)

-4,6

5,9

-12

-27,8

32,2

14,7

-12,2

4,4

Source : Office des changes

L’effet volume a eu un impact direct sur le renchérissement des importations pétrolières en 1999 et en 2004. En termes de volume, les importations nationales de pétrole brut ont atteint 6,26 millions de tonnes en 2006, en régression de 12,2% par rapport à 2005. Les importations marocaines de pétrole brut ont atteint, au terme de l'année 2007, quelque 26,2 milliards de dirhams (1 dollar = 7,5 dirhams), en hausse de 4,3% par rapport à 2006 selon l'Office des changes du Maroc. Le prix moyen de la tonne importée a progressé de 4,4%, passant de 4 020 DH/T à 4 196 DH/T, a précisé l'Office des changes. Cette croissance de la facture pétrolière s'explique essentiellement par le renchérissement des cours du pétrole sur le marché international. En 2008, la facture pétrolière du Maroc, qui importe la totalité de ce qu’il consomme, s'est élevée à 30,8 Mds de dirhams (2,8 Mds€), en hausse de 17,5% par rapport à 2007. En volume, le royaume a importé 5,53 millions de tonnes de pétrole brut contre 6,25 millions en 2007, soit une baisse de 11,5%. La facture a augmenté en raison du renchérissement du coût du baril de pétrole sur le marché international. La baisse en volume est due, quant à elle, à l'augmentation des stocks de pétrole raffinés par la Samir, cette raffinerie ayant modernisé ses outils de production.

En 2009 et Suite au recul des acquisitions de pétrole brut, les achats de produits énergétiques en général ont accusé une baisse de 30,8% pour atteindre quelque 48,4 MMDH. Ils représentent désormais 20,2% de l'ensemble des importations nationales, contre 23% à fin novembre 2008. La facture pétrolière du Maroc s’est établie à 25,1 milliards de dirhams en 2010 contre 17,16 milliards de dirhams en 2009 selon l’Office. La hausse des importations d’huile brute de pétrole est de 46,1% pour une augmentation en volume de 9,4%. Le prix moyen de la tonne importée est passé de 3,585 DH/T en 2009 à 4.790 DH/T en 2010, soit une hausse de 33,6%. Les importations de pétrole ont représenté 22,5% de l’ensemble des importations du Maroc en 2010. La facture énergétique en hausse de 25% en janvier 2011. Les importations du Maroc pour le seul mois de janvier 2011 se sont élevées à près de 26 milliards de DH, en hausse de 25% par rapport au même mois de 2010. Les produits énergétiques y représentent plus d’un quart (25,7%) à 6,7 milliards de DH. Les achats de pétrole brut se montent à 2,3 milliards de DH, en augmentation de 3,7% pour un volume en baisse de 17,5%. Le prix moyen de la tonne de brut importée s’est apprécié de 25,8% à 5 635 DH. . Les principaux fournisseurs du Maroc restent l’Arabie Saoudite avec 974,1 millions de dirhams, l’Irak (642,8 millions de dirhams) et la Russie (614,5 millions de dirhams). On peut conclure que le renchérissement durable des cours pétroliers s’avère défavorable pour l’économie nationale. Les effets négatifs liés à cette nouvelle donne rendent nécessaire d’accélérer la mise en place d’une stratégie énergétique cohérente visant à relever les défis de développement du secteur de l’énergie au Maroc. Pour remédier à cette dépendance en matière d’énergie, le Maroc doit encourager et développer les énergies renouvelables et explorer les schistes bitumineux. Autrement dit, Le développement des ressources énergétiques locales s’appuie sur l’exploration pétrolière et les énergies renouvelables. Notre pays dispose des réserves importantes de schistes bitumineux, cette ressource pourrait représenter une part non négligeable dans le bouquet énergétique national. En fait, les chocs pétroliers de 1973 et 1979 ont initié puis dynamisé ponctuellement le développement des schistes bitumineux. Aussi, La hausse des prix du baril de 2004 à 2008 a relancé l’intérêt pour cette ressource non conventionnelle.

Les gisements de Timahdit et de Tarfaya ont fait l’objet de plusieurs études: Géologique, minière, hydrogéologique, météorologique, des analyses de laboratoire et des tests de combustion. Les résultats globaux ont montré que les schistes marocains sont aptes à la pyrolyse. Donc, l’importance de la valorisation des schistes bitumineux pour le Maroc (97% de dépendance énergétique) est cruciale. Mais, les défis majeurs à relever pour favoriser le développement des schistes bitumineux sont: Défi économique : la volatilité des prix du baril ne permet pas de mettre en confiance les investisseurs de ces projets, caractérisés par l’importance des investissements et l’étalement des phases de développement. Défi technologique : car les procédés de traitement sont appelés à se développer rapidement pour passer à la phase industrielle. Défi environnemental de taille qui impose de prévoir des investissements importants spécialement pour réduire l’impact sur l’environnement du développement des schistes bitumineux.

Conclusion

Risque-t-on de manquer de pétrole à l’avenir ?

Evaluer les réserves de pétrole est une question importante afin de gérer au mieux cette ressource non renouvelable. En effet, une fois l'ensemble des ressources pétrolifères épuisées, cette source d'énergie sera définitivement tarie. Un important facteur est à prendre en compte afin d'avoir une image aussi complète que possible de l'évaluation du futur du pétrole : les progrès technologiques. En terme de réserves, une distinction est faite entre le pétrole conventionnel (celui exploité actuellement) et le pétrole non-conventionnel (un pétrole qui pourrait être exploité dans le futur sous réserve de posséder les technologies adéquates et sous réserve d'un coût de production rentable). Les bruts non-conventionnels regroupent les nappes difficiles d'accès comme les nappes sous couche de sel, "l'off shore" profond et très profond. La frontière entre brut non-conventionnel et brut conventionnel est sans cesse repoussée par les avancées technologiques. Outre ces considérations sur les réserves de pétrole, en terme de longévité de la ressource pétrole, les progrès technologiques permettent de substituer le pétrole par d'autres produits notamment dans la fabrication de carburants liquides. A titre d'illustration, le procédé de Fischer Tropsh permet de fabriquer un carburant liquide pour véhicule à partir de gaz naturel ou même de pétroles non-conventionnels difficilement exploitables tels quels. Un autre procédé propose la liquéfaction du charbon afin d'obtenir également des carburants liquides. L'épuisement des réserves de pétrole est donc un sujet ouvert qu'il est très difficile, voire impossible, de prédire aujourd'hui.

Bibliographie

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