Stratégie de Production

Stratégie de Production
MME SAMB
IAED 2019/MASTER GIP
La nouvelle donne de la
géopolitique de l’énergie
LES COMPAGNIES
 Officiant sous divers noms sur toute la planète, ces compagnies sont :
 ExxonMobil (XOM) représentée en France par Esso SAF (ES)
 Shell (RDS)
 BP (BP)
 Total SA (TOT)
 Chevron Texaco (CVX)
 ConocoPhillips (COP)
 Les principales sociétés pétrolières privées qui dominaient l’industrie
pétrolière et gazière mondiale jusque dans les années 1970 étaient traditionnellement
qualifiées de « majors » (comme dans l’industrie musicale). Aujourd’hui, les 5 plus
importantes d’entre elles sont qualifiées de « supermajors » (parfois encore de « majors »).
Précisons que ce terme ne s’applique pas aux compagnies nationales(1) dont certaines
ont une plus grande production.
 Les 5 supermajors sont par ordre de chiffre d’affaires en 2015 :
 Royal Dutch Shell (Pays-Bas)(2) : 272,2 milliards de dollars et une production de 3,0 millions
de barils équivalents pétrole par jour contre 421,1 G$ et 3,1 Mbeb/j en 2014);
 ExxonMobil (États-Unis)(3) : 268,9 G$ et 4,1 Mbeb/j (contre 411,9 G$ et 4,0 Mbeb/j en 2014) ;
 BP (Royaume-Uni)(4) : 226,0 G$ et 3,3 Mbep/j (contre 359,8 G$ et 3,2 Mbep/j en 2014);
 Total (France)(5) : 165,4 G$ et 2,3 Mbep/j (contre 236,1 G$ et 2,15 Mbep/j en 2014) ;
 Chevron (États-Unis)(6) : 138,5 G$ et 2,6 Mbep/j (contre 200,5 G$ et 2,6 Mbep/j en 2014).
 Les majors pétrolières ont ainsi très fortement affectées par la baisse des prix du
pétrole qui a notamment fait chuter leur résultat net de 67% en moyenne en
2015. ConocoPhillips (États-Unis, 30,9 G$ et 1,6 Mbep/j en 2015)(7), qui s’est
séparé de ses activités de raffinage et de chimie en 2012 (Phillips 66), est
également parfois classé parmi les supermajors.
 Ces sociétés sont nées de très importantes fusions à la fin des années 1990
comme Exxon-Mobil et Total-Fina-Elf en 1999. Elles sont parfois qualifiées en
anglais par l’expression « Big Oil », terme péjoratif à l’origine qui désigne leur
puissance économique et leur influence politique présumée.
 Notons toutefois que la plus grande compagnie pétrolière au monde n’est pas
une supermajor : il s’agit de l’entreprise nationale Saudi Aramco (Arabie
saoudite) qui annonce extraire près de 10,2 millions de barils de pétrole
brut(8) par jour en 2016, soit plus d'un dizième de la production mondiale.
 Les majors basent ainsi leur stratégie sur les « 3D » : le désendettement, le
désinvestissement et une diversification de leurs activités (à l’image de
l’investissement d’un milliard de dollars de Total pour racheter les batteries
Saft). En avril 2016, l’agence de notation Standard & Poor’s a retiré sa note
de crédit triple A à ExxonMobil qui la détenait depuis les années 1930,
sanctionnant entre autres l’augmentation du niveau d’endettement de la
société. Dans l’amont pétrolier, 2016 devrait être la troisième année
consécutive de baisse des investissements au niveau mondial, une
première dans l’histoire pétrolière(2).
 Les majors pétroliers cherchent à désinvestir d’actifs, aussi bien dans
l’amont (notamment les gaz et huiles de schiste en Amérique du Nord) que
dans l’aval (réseaux de distribution ou réduction des capacités de
raffinage). En 2015, le cumul de ces désinvestissements a atteint 23,5
milliards de dollars, dont 7,6 milliards de dollars pour la seule société Total.
POURQUOI AGIR ?
Pourquoi agir ?
• On consomme beaucoup de pétrole
• Les approvisionnements sont en déclin
• Il nous coûte cher
• Des impacts sur l’environnement et la société
Les cours pétroliers ont connu une très forte hausse de 2002 à l'été 2006, sous l'effet
d'une spéculation générale sur les matières premières à la veille de la crise des
subprimes. Cette hausse s'explique aussi par divers facteurs comme la forte
demande venant de Chine4, des inquiétudes géopolitiques (baisse de la
production en Irak, tensions politiques au Moyen-Orient, au Nigéria,
désorganisation passagère au Venezuela…), des dégâts industriels (golfe du
Mexique à la suite du passage de Katrina…), et l'influence devenue
prépondérante des opérateurs financiers
COTATION
La chute brutale, mais de courte durée, observée à l'automne 2008 s'explique par la
disparition de liquidités, elle-même consécutive à la crise des subprimes, ainsi que
par une chute de la consommation et du PIB des pays riches et enfin par des
excédents de production disponibles6.
Le prix du baril de brut a plongé de plus de 40 % en six mois de juin à décembre
2014 : le WTI est tombé à 60,94 $/baril ; l’US EIA (Energy Information Administration)
prévoit désormais un prix du baril de brent à 68,1 $ en moyenne en 2015, et un cours
du WTI à 62,75 $7. Les compagnies pétrolières ont en conséquence réduit leurs
investissements et lancé des programmes d'économies. Selon une étude publiée le 8
décembre 2014 par le consultant britannique Energy Aspects, il faut un prix de 80
dollars pour que les sables bitumineux du Canada soient rentables, de 76 dollars pour
le pétrole non conventionnel américain, de 75 dollars pour l’offshore très profond au
Brésil, de 70 dollars pour certains projets mexicains. Si le prix moyen du baril s'établit à
70 dollars en 2015, Energy Aspects estime que l’impact sur la production pourrait
atteindre 1,5 million de barils par jour (mbj) en 2016, et 1 mbj supplémentaires en
20178.
Le cours continue sa dégringolade et le baril se négocie sous la barre des 40 dollars
fin 2015, et passe sous le seuil de 30 dollars début 2016, avant de remonter9.
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. Ainsi 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 pour les bourses d'actions, les transactions entre traders se font par
téléphone ou par Internet et sont confirmées par fax ou par courriel.
Comme pour les marchés financiers, 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 fioul lourd.
En un mot tout ce qui vient d'un pétrole brut est vendable et vendu, y compris
les résidus.
e commerce international du pétrole brut, ainsi que celui des produits pétroliers
intermédiaires et celui des produits finis, est centralisé sur deux marchés, qui
sont situés à New York au NYMEX et à Londres à l'ICE. Il existe d’autres places,
mais elles ne font que relayer via internet ces deux marchés.
La cotation des différents bruts se fait tous les jours 24 h/24 et la plupart des
pétroliers sont abonnés aux pages émises par l'agence Reuters et Platt's
Oilgram Price Reports qui fournissent cette cotation. En Europe, sur la base des
données notamment fournies par Plattsles 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.
Ce système de transaction est comparable à ceux des marchés financiers.
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).
Un objectif rassembleur –
un moteur de changement
Diversifier les
revenus agricoles
Améliorer les
finances publiques
Développer les
régions et
favoriser
l’occupation du
territoire
Lutter contre la
pauvreté et
l’exclusion
Lutter contre
l’obésité
Réduire les
émissions de GES
Inverser la balance
commerciale
OBJECTIF :
Réduire la
dépendance
au pétrole
Développer de
nouvelles
technologies et
infrastructures
d’énergie et de
transport
Stimuler
l’innovation
Endiguer
l’étalement
urbain
Créer des
emplois
Améliorer la
qualité de l’air et
réduire le smog
I- Les pays producteurs
de pétrole
15
16
17
N°1
N°2 OPEP
N°
3
N°
4
18
Productionn 5 par États en millions de tonnes par an7
États
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
membre de l'OPEP
✔
Arabie saoudite
549,8
538,4
543,4
568,5
586,6
561,7
Russie
526,0
531,1
534,1
540,7
555,9
554,4
États-Unis
393,7
448,0
522,8
567,2
543,1
571,0
Chine
207,5
210,0
211,4
214,6
199,7
191,5
Canada
182,6
195,0
209,6
215,5
218,6
236,3
Iran
180,5
169,6
174,7
182,6
216,8
235.9
✔
Émirats arabes unis
154,8
165,5
166,6
175,5
181,6
176,3
✔
Koweït
154,0
151,5
150,8
149,1
152,6
146,0
✔
Irak
152,5
153,2
160,3
197,0
217,6
221,5
✔
Mexique
143,9
141,9
137,1
127,6
121,4
109,5
Venezuela
139,2
137,6
138,2
135,2
123,1
108,3
✔
Nigeria
117,2
111,5
114,8
113,0
91,4
95,3
✔
Brésil
112,1
109,8
122,1
131,8
136,7
142,7
Norvège
87,3
83,2
85,3
88,0
90,4
88,8
Angola
86,9
87,3
83,0
88,7
86,3
81,8
✔
Qatar
82,2
80,2
79,6
79,3
82,5
79,9
[1]
Kazakhstan
79,2
81,8
80,8
79,3
78,6
86,9
Libye
71,2
46,6
23,4
20,3
20,1
40,8
✔
Algérie
67,2
64,8
68,8
68,5
68,4
66,6
✔
Colombie
49,9
52,9
52,2
53,1
46,8
44,8
Oman
45,0
46,1
46,2
46,6
49,3
47,6
Indonésie
44,6
42,7
41,2
40,0
43,0
46,4
Royaume-Uni
44,6
40,6
39,9
45,3
47,5
46,6
Azerbaïdjan
43,3
43,5
42,1
41,7
41,4
39,2
Inde
42,5
42,5
41,6
41,2
40,2
40,4
Égypte
34,7
34,4
35,1
35,6
33,8
32,2
Argentine
30,7
30,1
29,7
29,7
29,0
27,4
Malaisie
29,8
28,5
29,8
31,9
32,6
32,2
Équateur
27,1
28,2
29,8
29,1
29,5
28,5
Viêt Nam
17,3
17,4
18,1
17,4
18,0
16,1
Thaïlande
16,7
16,5
16,3
17,2
17,5
16,8
✔
Production par groupes d'États en millions de tonnes par an7
Groupes d'États
2012
2013
2014
2015
OPEP
1 782,4
1 734,4
1 733,3
1 806,6
Moyen-Orient
1 345,1
1 324,6
1 340,3
1 412,4
OCDE
902,5
954,8
1 042,0
1 087,9
ALÉNA
720,2
785,0
869,5
910,3
Afrique
444,0
431,9
397,5
398,0
Union
européenne (à 28)
72,9
68,5
67,2
71,7
Monde
4 119,2
4 126,6
4 228,7
4 361,9
2016
Production 2013 par groupes
Groupes
d'États
Pétrole et
condensats
en kbbl/j20
Pétrole brut
en kbbl/j24
Pétrole
et condensats
en Mt/an20
Hydrocarbures
liquides
en kbbl/j25
OPEP
32 343,3 (42,5 %)
36 829
1 740,1
36 255,7 (40,1) %
Moyen-Orient
24 131,6 (31,7 %)
28 358
1 329,3
27 393,5 (30,3) %
OCDE
16 561,8 (21,7 %)
20 523
951,0
23 687,3 (26,2 %)
ALÉNA
13 366,4 (17,5 %)
16 826
781,1
19 320,5 (21,3 %)
Afrique
8 529,1 (11,2 %)
8 818
418,6
9 430,7 (10,4 %)
Union européenne (à 27)
1 327,9 (1,7 %)
1 437
68,4
1 875,3 (2,0 %)
Monde
76 053,5 (100 %)
86 808
4 132,9
90 332,7 (100 %)
Réserves et ressources pétrolières
Canada
11%
USA
1,9%
Venezuela
17,9%
Mexique et
autres pays
d'Amérique Latine
2,4 %
Europe
1,0%
Afrique du nord
3,8%
Total: 1 670 Bbl
(dont sables canadiens =
169 Bbl)
R/P = 53 ans
CEI
7,7%
Iraq
8,7 %
Koweit
6,1%
Arabie Saoudite
16,1%
Autres pays
d'Afrique
4,1%
Iran
9,1%
Indonésie
0,2%
EAU
5,9 %
Asie Océanie
2,5%
OPEP 72 %
Source: BP Statistical 2013

L’Organisation des pays exportateurs de pétrole (Opep), qui continue de limiter sa production de brut, a
légèrement revu à la hausse jeudi sa prévision de production de pétrole aux Etats-Unis pour 2018.

Dans son rapport mensuel, l’Organisation des pays exportateurs de pétrole a revu en hausse de 0,08
million de barils par jour (mb/j) son estimation de la production non-Opep cette année: elle devrait
atteindre 59,61 mbj, soit une croissance de 1,71 mbj sur un an.

« Les principaux moteurs de la croissance en 2018 sont les États-Unis (1,50 mb/j), le Canada (0,29 mb/j) et
le Brésil(0,21 mb/j) », a souligné le cartel.

L’Opep continue pour sa part à baisser sa production. En mars, les 14 pays du cartel ont pompé un total
de 31,96 mbj, soit une diminution de 201.000 barils par jour par rapport à février, selon des sources
secondaires de l’organisation, citées dans le rapport.

L’Opep et ses partenaires, dont la Russie, limitent leur production depuis début 2017 pour rééquilibrer le
marché et à faire remonter les prix.

L’accord est pour l’instant prévu pour durer jusqu’à fin 2018. La prochaine réunion des ministres de
l’Opep et de leurs partenaires aura lieu le 22 juin à Vienne.

La croissance de la demande mondiale pour 2018 devrait pour sa part atteindre 1,63 million de barils
par jour (mb/j), une prévision relevée par rapport au mois précédent, pour atteindre une demande de
97,07 mb/j.
25
Demande d'énergie primaire (Mtep)
76%
81%
+ 33 % entre 2011 et 2035
Source : AIE WEO 2013 "Nouvelles politiques"
Demande d’énergie par région
Mtep Demande mondiale
OCDE / Non OCDE
Total (GTEP) :
8,8
13,0
17,4
Part croissante des pays non OCDE:
1990 : 46%
2035 : 65%
Source : AIE WEO 2013 "Nouvelles politiques"
27
Crude oil import by region and
source
Source : AIE WEO 2013 - NPS
28
Consommation gazière mondiale :
+ 2,5 % en 2012
dont Etats-Unis
1000
900
dont Chine
800
700
600
500
400
300
200
100
0
Amérique
du Nord
Asie
Océanie
Europe
2011
2012
Sources Cedigaz
Risques liés aux
tensions au Moyen-Orient
29
Sur les 20 Mb/j exportés,
17 Mb/j passent
par le détroit d'Ormuz (2011)
0,6
Zone neutre
Yemen
0,1
1,7
Qatar
Oman
Kuwait
Irak
Iran
EAU
Arabie Saoudite
0,7
2,1
2,1
2,4
2,7
7,9
12 Mb/j Pays dépendants du détroit d'Ormuz :
11
Prod. : 26 Mb/j - Export : 20 Mb/j
10
en 2011
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
5 Mb/j de capacités de contournement
seraient disponibles
FPEG
 Le FPEG est constitué de 12 pays membres(1) :
 5 en Afrique (Algérie, Egypte, Guinée équatoriale, Libye, Nigéria) ;
 3 au Moyen-Orient (Émirats arabes unis, Iran, Qatar) ;
 3 en Amérique du Sud (Bolivie, Trinité-et-Tobago, Venezuela) ;
 la Russie.
 Ce forum réunit ainsi des pays détenant près des deux tiers des réserves
prouvées dans le monde dont les 3 principaux (Iran, Russie, Qatar)(2). Les ÉtatsUnis, premier producteur mondial de gaz en 2015, ne font en revanche pas
partie du FPEG. Sept pays non-membres ont un statut d’observateur :
l'Azerbaïdjan, l’Irak, le Kazakhstan, la Norvège, Oman, les Pays-Bas et le Pérou.
 Les membres se réunissent une fois par an. Le FPEG est doté d’un Secrétariat
Général installé à Doha. Lors de ses sommets annuels, il adopte à l’unanimité
des décisions sous forme de résolutions(3).
31
Flux gaziers vers l’Europe - 2013
GNL
49 Gm3
Gazoduc
GNL
Source CEDIGAZ - Pour les différentes routes par gazoducs, % 2012 d’après ENTSOG et Ukrtransgas
Export US de GNL
A l’étude :
29 projets ; 388 Gm3
4 Projets approuvés
« non FTA » : 67 Gm3
Source EIA
32
33
Flux gaziers vers l’Europe - 2035
GNL
155 Gm3
Gazoduc
GNL
Source CEDIGAZ
34
Un nouveau paradigme
1
US "Shale
gas et oil"
Dettes
Europe
Effet Euro /
Croissance
AFN / MO
Risque
géopolitique
Fukushima
Effet GNL
CT / LT
Chine
Croissance
économique
Charbon et
Renouvelables
2013 January
2012 April
2011 July
2010 October
2010 January
2009 April
2008 July
2007 October
2007 January
2006 April
2005 July
2004 October
2004 January
8
2003 April
2002 July
2001 October
2001 January
Million tons
12
10
European import prices
(right axis)
150
6
4
100
2
50
0
0
US$/ton
35
Charbon : le rôle de swing supplier
des Etats-Unis
250
U.S. exports (left axis)
200
Charbon : le poids de la Chine
350
300
250
200
Million tons
36
Imports
150
Exports
100
Net Imports
50
0
-50
-100
1992
1997
2002
2007
2012 (est)
Renouvelables : baisse en 2012 des
investissements mondiaux
37
350
Contrainte forte en
terme de subventions.
Investissem ents m ondiaux
dans les renouvelables
300
250
Ex. Allemagne :
13,8 G€ en 2011 ...
G$
200
302
150
269
251
100
191
164
Autres
187
Allem agne
114
50
54
Etats-Unis
80
Chine
0
04
20
05
20
06
20
07
20
08
20
09
20
10
20
11
20
12
20
11
20
Sources Bloomberg New Energy Finance
1/3 des investissements
amonts pétrole et gaz : 640 G$ en 2012
France :
2,2 G€ en 2012
3 G€ en 2013 (1)
(1) CRE
Un contexte européen en mutation
4600
40
35
15,2
Prix m oyen m ensuel
Indexé, Allem agne,
NBP anglais, prix concurentiel charbon
13,3
30
11,4
25
9,5
20
7,6
15
5,7
Tw h
Dem ande gazière annuelle
Europe
4400
-12, 6 % en 2011;
- 2 % en 2012
4200
(€/MWh)
39
4000
3800
10
LT indexé + Spot 30 %
Allem agne
NBP
Prix gaz concurrentiel par rapport au charbon
5
0
3,8
1,9
0,0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
2010
2011
2012
3600
3400
2008
2009
2010
2011
2012 Mobile
Europe : All., Fr., Esp., RU, Italie, PB., Port.
Sources IFPEN, Reuters
Prix indexés trop élevés par rapport aux prix spots anglais NBP
Explique le poids croissant des prix spots dans les contrats
(ex Allemagne)
Gaz européen spots non compétitifs / au charbon ...
 baisse de la demande gazière européenne ...
40
La "révolution" US : volumes et prix
Production de gaz 2002/13
700
683
45%
Gm3
40%
600
550
35%
% Gaz de schiste
/ Production 30%
Prod Totale
500
525
450
400
25%
Production américaine de gaz
2002/2013
(Année mobile)
350
300
290
250
20%
15%
200
150
Gaz de schiste
100
US : 1er producteur de gaz
devant la Russie depuis 2010
10%
Prix du gaz 2007/13
5%
50
18
29
j-13
j-12
j-11
j-10
j-09
j-08
j-07
j-06
j-05
j-04
j-03
0%
Source:finales
EIA
Prix Henry Hub et aux consommateurs
Moyenne annuelle
$/MBtu
16
14
Résidentiel
12
10
Prix du gaz HH à 3/4 $/Mbtu
8
6
Industriels
4
j-13
j-12
j-11
j-10
0
j-08
1/3 prix européen
Henry Hub
2
j-07
j-02
0
j-09
650
Gaz de schiste : 42 % de la
production américaine;
9 % production mondiale
Le transport
 Quantités de pétrole et de gaz énormes = pays en
développement.
 Quantités de pétrole et de gaz faibles = pays
développés.
Des quantités énormes de
pétrole et de gaz sont
transportées partout dans le
monde par mer et sur terre.
42
World oil transit chokepoints
3 Mb/j
17 Mb/j
15 Mb/j
0,8 Mb/j
3,8 Mb/j
3,4 Mb/j
Source : EIA
Carte des principaux flux de pétrole dans le
monde en 2003 (en millions de tonnes).
Carte des principaux flux de gaz dans le
monde en 2003 (en milliards de mètres cubes).
La solution
- Les pipelines de pétrole sont un invention qui a
révolutionner le transport et l’extraction de pétrole
complètement. Mais, ils sont un peut frontière.
- Les pipelines peuvent couvrir des milles de kilomètres.
- Les tubes sont faits en acier pour que le pétrole ne
puisse pas sortir.
-
« À l’heure actuelle, on estime à 825 000 kilomètres l’ensemble des
canalisations de transport, de collecte et de distribution qui sillonnent
le Canada et qui, en 2011, ont transporté environ 5,3 billions de pieds
cubes de gaz naturel et 1,2 milliard de barils de pétrole brut et de
produits pétroliers.»
II- Historique et évolution
des comportements en
matière d’énergie
46
Les pays membres de l’OPEP
Irak
Koweit
Algérie
Venezuel
a
Libye
Nigeri
a
Indonésie
Iran
Émirats
Arabes Unis
Qatar
Arabie Saoudite
40% de la production mondiale
75% des réserves estimées
47
Évolution de la consommation
48
49
Réserves mondiales exprimées en années de production depuis
1975, selon BP Statistical Review, juin 2002
50
Conclusion
51