L`accord OPEP susceptible d`accélérer le rééquilibrage du marché L

Rueil-Malmaison, le 11 octobre 2016
L’accord OPEP susceptible d’accélérer le rééquilibrage du marché
L’analyse d’IFP Energies nouvelles
Le Brent entre 40 et 50 $/b depuis avril
Le Brent s’établit à un peu plus de 45 $/b (Fig. 1 à 2) en moyenne au 3
ème
trimestre 2016, prix
équivalent à celui observé au trimestre précédent. La moyenne sur 9 mois atteint 42 $/b contre 52 $/b
en 2015. En supposant un prix compris entre 40 et 60 $/b en fin d’année, la moyenne 2016 se
situerait entre 43 et 45 $/b (Fig. 3).
L’évolution des stocks pétroliers américains, la progression de la production OPEP
1
ainsi que les
révisions en baisse par l’AIE de la croissance de la demande pétrolière mondiale (de +1,4 à +1,2 Mb/j)
ont constitué des paramètres importants pour orienter la tendance du marché au 3
ème
trimestre. Les
incertitudes diverses portant par exemple sur l’offre libyenne, l’évolution du taux du dollar et bien sûr la
stratégie de l’OPEP ont aussi impacté le prix du pétrole. Cela explique les oscillations du prix du Brent
entre 40 et 50 $/b depuis avril dernier.
Un rééquilibrage du marché en cours mais fragile
Ces variations reflètent la question de fond concernant les délais pour aboutir au rééquilibrage du
marché, qui est actuellement caractérisé par un excès d’offre par rapport à la demande. Quand ce
rééquilibrage sera confirmé, le prix du pétrole va changer de repère. Il ne sera plus défini par le prix de
destruction des excédents mais par un prix en ligne avec les coûts de la dernière unité nécessaire
pour équilibrer le marché. Trois facteurs principaux peuvent modifier cet équilibre : la demande, l’offre
OPEP et l’offre américaine d’huiles de schiste.
Sur la base des évolutions anticipées à ce jour, ce rééquilibrage est en marche. Les excédents d’offre
du marché sont estimés désormais à 0,7 Mb/j en 2016 contre un record à 1,7 Mb/j en 2015. Pour
2017, sous certaines hypothèses, un déficit est envisageable au second semestre (- 0,9 Mb/j) sous
réserve en particulier de l’application de l’accord OPEP de septembre. Ces niveaux de déficit ou
d’excédent sont équivalents à 1 % environ de la demande mondiale de pétrole. Cela signifie que tout
changement à la marge de l’offre ou de la demande aura des impacts importants sur le prix.
Un accord OPEP décisif… s’il est appliqué
L’OPEP, après une réunion consultative à Alger, a organisé une réunion extraordinaire le 28
septembre. Elle a acté l’objectif d’un plafonnement de la production OPEP entre 32,5 et 33 Mb/j, soit
0,5 à 1 Mb/j en moins comparé à la production du mois d’août (33,5 Mb/j). Cela signifie l’élimination de
la hausse de la production OPEP observée depuis janvier. Elle a en effet progressé de 0,6 Mb/j
depuis janvier (Fig. 10), du fait de l’Arabie Saoudite (0,4 Mb/j), et de façon plus surprenante en si peu
de temps de l’Iran (0,6 Mb/j). L’effet pour le marché a été atténué par les baisses de production en
Libye et surtout au Nigeria.
La décision de l’OPEP est importante puisqu’elle signifie le retour à la régulation du marché, stratégie
mise entre parenthèses en novembre 2014. Ce retournement s’explique par les risques de stagnation
des prix autour des 40 $/b sous l’effet de la guerre des parts de marché et par les pressions
budgétaires croissantes pour les pays producteurs. Un prix à 50 $/b permet une hausse des revenus
de 25 % par rapport à 40 $/b, ce qui représente une différence non négligeable de l’ordre de
150 milliards de $ (G$) pour l’OPEP et de 40 G$ pour la Russie.
1
Abréviations - OPEP : Organisation des Pays Exportateurs de Pétrole (14 membres, 41 % de la production mondiale) - AIE :
Agence Internationale de l’Energie - EIA : Energy Information Agency - FMI : Fonds Monétaire International.

Au-delà de cette annonce, il reste à définir les modalités d’applications de l’accord non seulement au
sein de l’OPEP, mais également en essayant d’impliquer des pays non OPEP à l’image de la Russie,
de l’Oman, de l’Azerbaïdjan ou du Kazakhstan. Un accord ne parait pas hors de portée alors que le
niveau de la baisse de la production à consentir n’est pas très important. Il faudra toutefois avoir
confirmation du soutien des pays réticents ou indécis par le passé, à savoir l’Arabie Saoudite, l’Iran et
l’Irak.
Cet accord, portant sur des volumes relativement modestes, sera en tout état de cause décisif pour
accélérer le rééquilibrage comme indiqué dans le communiqué OPEP. Ainsi, en supposant une
production OPEP de 32,8 Mb/j, soit 0,7 Mb/j de moins par rapport à celle du mois d’août, le marché
serait équilibré au premier semestre 2017 et en déficit au second (Fig. 9). Cela pourrait se traduire par
une pression croissante sur les prix toutes choses égales par ailleurs… en particulier concernant la
production américaine.
L’offre américaine, un enjeu de moyen terme
Un consensus semble se dessiner sur le niveau de la production américaine en 2017. L’AIE retient un
niveau de 12,5 Mb/j en 2017 équivalent à celui de 2016 et en retrait de 0,4 Mb/j par rapport à 2015.
L’agence américaine de l’énergie (EIA) envisage également une stabilité de la production globale l’an
prochain. Les évaluations IFPEN concernant la production d’huiles de schiste (Fig.12) montrent aussi
une relative stabilité quelles que soient les hypothèses retenues sur le niveau de l’activité de forage.
La production américaine ne serait donc pas, sauf surprise, un élément de déstabilisation du marché
en 2017.
En revanche, les modèles IFPEN mettent en évidence, au-delà de 2017, des évolutions très
divergentes en fonction du niveau de l’activité de forage. Cette activité est relancée depuis mai 2016
2
avec une mobilisation croissante des appareils de forage (+ 34 %). Si, sous l’effet de la hausse des
prix, cette tendance se poursuit, la production pourrait progresser significativement dès 2018. En
retenant l’hypothèse réaliste de 750 appareils de forage actifs contre 1300 en octobre 2014 et 330
actuellement, la hausse de la production atteindrait 1,4 Mb/j.
Ce volume est supérieur à la hausse moyenne annuelle de la demande pétrolière mondiale (Fig. 7).
Un risque de pression baissière sur le prix, à l’image de ce que l’on a connu en 2015, n’est donc pas à
exclure. Ainsi, en fonction du niveau de production des huiles de schiste, le prix pourrait évoluer entre
le coût de la dernière unité d’huiles de schiste mobilisée (50 $/b, 60 $/b ?) et un prix de destruction
des excédents si l’offre devenait trop importante.
Des niveaux de prix très différents en fonction des hypothèses retenues
Suivant les hypothèses retenues concernant la demande ou les niveaux de la production de l’OPEP et
des États-Unis, le prix pourra connaître des variations assez marquées.
Il convient aussi de ne pas sous-estimer les effets d’une situation économique et financière mondiale
jugée fragile par le FMI dans une déclaration datant du 5 octobre. Par ailleurs, la décision de la FED
sur les taux d’intérêt, mainte fois reportée pour le moment, pourra aussi avoir des répercussions sur le
marché pétrolier par le biais direct de la hausse probable du taux du dollar (mouvement inverse sur le
pétrole – Fig. 6) et des effets indirects sur l’économie mondiale. Cet environnement peut aboutir à des
corrections financières violentes et à des révisions de la croissance de la demande pétrolière.
Côté offre, le premier enjeu pour le marché concerne l’aboutissement ou non de l’accord OPEP,
permettant de retirer 0,7 Mb/j environ du marché. En cas d’échec et de retour à une politique de
défense des parts de marché, des prix du pétrole relativement faibles sont envisageables. L’Arabie
Saoudite comme l’Iran et l’Irak disposent ou disposeront de capacités supplémentaires de production
au cours des prochains mois (Fig. 11). Ils pourront être encouragés à les valoriser si un compromis
n’est pas trouvé.
A l’inverse, si l’accord est confirmé et appliqué, un prix d’équilibre à 50 $ voire plus devient crédible.
C’est le niveau de prix atteint depuis l’annonce de l’accord OPEP. Pour le moment, les marchés à
2
Certains experts évoquent l’effet d’une couverture prix à cette période quand le pétrole se situait à 50 $/b.

terme
3
tablent sur des prix du Brent à près de 55 $/b en 2017 contre 43 à 45 $/b en 2016 (Fig. 3).
C’est dans la fourchette haute de ce qui est envisagé pour 2017 depuis un an (45 à 55 $/b).
Au-delà de 2017, le potentiel de hausse de la production de l’OPEP et des Etats-Unis sera
déterminant pour orienter le prix du pétrole. Il n’est pas impossible qu’il soit suffisant pour maintenir un
prix modéré. Un choc pétrolier par insuffisance d’offre sous l’effet de la baisse des investissements
dans le secteur de l’exploration/production (Fig. 18), n’est, dans ce contexte, peut-être pas une
fatalité.
Les impacts de l’évolution du prix du pétrole
Si le prix du pétrole devait atteindre 55 $/b en 2017, cela représenterait une progression de 25 % par
rapport à ce qui est anticipé pour 2016 (43/45 $/b), et un retour au niveau des prix de 2015 (52 $/b).
Cela resterait largement en dessous des prix de 100 à 110 $/b observés entre 2011 et 2014.
En France, le prix des carburants (Fig. 14) serait impacté à la hausse à hauteur de 8 ct€/l environ
(hors évolution de la TICPE). La hausse du prix du pétrole aurait des répercussions plus limitées sur
le prix du gaz en Europe (Fig. 16) dont l’évolution dépend de plus en plus des conditions d’équilibre du
marché et de moins en moins du prix du pétrole. Enfin, la facture « pétrole et gaz » (Fig. 15)
s’établirait en 2017 autour de 40 G€ pour la France comme en 2015, contre 33 G€ en 2016. Elle
resterait inférieure de 16 G€ à celle de 2014.
Pour le secteur pétrolier et parapétrolier, les interrogations sur le niveau futur de l’offre OPEP et
américaine sont lourdes de conséquence. Elles pèsent en effet sur la stratégie à définir et sur les
investissements à consentir. Certains secteurs, en particulier les plus capitalistiques comme les huiles
lourdes ou l’offshore profond, pourraient être durablement impactés. Cela signifie une adaptation
inévitable de la stratégie et la nécessité d’imaginer des solutions technologiques nouvelles.
Service de presse : 01 47 52 62 07 - [e-mail]
3
Il convient de rappeler que les cotations à terme, très corrélées aux prix de court terme, ne définissent pas des prévisions.

Brent $ & €/b
2016 (au 6 octobre)
Environnement financier
& monétaire
Marché pétrolier
2012/2018
Perspectives de production
de pétrole/LGN
1,47 1,39 1,33 1,39 1,28 1,33 1,33 1,11 1,12
97
62
80
111 112 109 99
52 42
65
44
60
80 87 82 74
47 37
0
20
40
60
80
100
120
Euro / $ Brent $/b Brent €/b
Brent annuel 2008/2016 en $ et € et €/$ - 2
0
10
20
30
40
50
60
j-16
f-16
m-16
a-16
m-16
j-16 j-16
a-16
s-16
o-16 n-16 d-16
Moyenne
2016
IFPEN base Reuters
45
44
43
Moy. 2016 - Hyp. fin 2016 : 37/47/57 $/b - 3
99,0
52,3 41,7
0
20
40
60
80
100
120
Jan-14
Apr-14
Jul-14
Oct-14
Jan-15
Apr-15
Jul-15
Oct-15
Jan-16
Apr-16
Jul-16
Oct-16
$/b
IFPEN base Reuters
Brent spot Moyenne annuelle
Brent spot, mensuel et annuel - 2014/16 - 1
Dow
Jones
WTI
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0
2 000
4 000
6 000
8 000
10 000
12 000
14 000
16 000
18 000
20 000
J-15
A-15
J-15
O-15
J-16
A-16
J-16
O-16
Dow Jones 2008/2015- Fig. 1Dow Jones - marché américain - 4
2015 : -2,3 % 2016 : 6,5 % (6 oct.)
Euro
Stoxx 50
Brent
0
15
30
45
60
75
90
105
120
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
3 500
4 000
J-15
A-15
J-15
O-15
J-16
A-16
J-16
O-16
Dow Jones 2008/2015- Fig. 1Euro Stoxx50 - marché européen - 5
2015 : 4,1 % 2016 -4,6 % (6 oct.)
WTI
Broad
index
110
115
120
125
130
135
1400
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
j-15
a-15
j-15
o-15
j-16
a-16
j-16
o-16
Echelle
inversée
IFPEN base Reuters
WTI Broad index
Broad index & WTI - 6
-1,0
-0,5
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0 Mb/j
OCDE Non OCDE Monde
Hausse demande pétrolière 2012/2018 - 7
-1,5
-1,0
-0,5
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0 Mb/j
OPEP (Hyp. 2017/18)
Non OPEP
Hausse production pétrole 2012/2018 - 8
-3,0
-2,0
-1,0
0,0
1,0
2,0
3,0 Mb/j
Stocks historique OPEP 32,8 Mb/j
OPEP 31,8 Mb/j OPEP 33,8 Mb/j
Bilan offre/demande 2012/2018 - 9
4,4
4,7
5,0
6,0
3,6
3,9
4,8
0
1
2
3
4
5
6
7 MB/j
Irak Iran
Production et objectif - Irak et Iran - 11
-0,1
0,6
0,1
-0,1
-0,4
0,4
0,1
-0,2
0,6
-0,6
-0,4
-0,2
0,0
0,2
0,4
0,6
0,8
Algérie Angola
Equateur
Gabon
Indonésie
Irak
Iran
Kuwait
Libye
Nigeria
Qatar Ar. S.
EAU
Venezuela
OPEP
MB/j
Août / janvier 16
Août / janvier 16
Production de pétrole OPEP - 10
9,5
4,1
5,3
4,7
6,4
12,7
12,3
12,3
0
2
4
6
8
10
12
14
2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019
Sc. Haut Sc. Bas
Median Pet + LGN EIA
Production de pétrole des bassin de schiste
2007/2020 Mb/j - 12

Prix produits et facture
énergie France
Gaz / électricité Europe /
Invest. ENR / Pétrole gaz
23 27 37 37 34 29 21 17 20
610
13 18 17 16
11 10 12
99
12 13 14
11
978
38
46
62 68 66
56
41
33 40
0
10
20
30
40
50
60
70
80
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Mrd€
2016 /17: base 44/54 $/b / 4,5/5,5 $/MBtu
Pétrole Produits Gaz naturel Pétrole & gaz
Facture Française pétrole & gaz - 15
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
1,1
1,2
1,3
1,4
1,5
1,6
1,7
1,8 Gazole / Brent
Essence / Brent
Fioul Lourd / Brent
Ratio produits pet. sur Brent - 13
0,41
0,28
0,38
0,50
0,55
0,51
0,47
0,30
0,23
1,35
1,21
1,35
1,50
1,57
1,54
1,49
1,35
1,29
1,27
1,00
1,15
1,34
1,40
1,35
1,29
1,15
1,08
0,0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
1,2
1,4
1,6
1,8
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
€/l
Brent €/l Essence SP95 Gazole
Prix du Brent et des produits pet. (TTC) - 14
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
2008 2010 2012 2014 2016
EU LT Pétrole + spot
NBP
Henry Hub
Japon (Moyenne GNL)
Brent
Prix du gaz naturel - $/MBtu - 16
50
55
42
40
28
29
25
23
21
20
74685
2
4
9
9
4
10
21
22
0
10
20
30
40
50
60
2012 2013 2014 2015 2016 2012 2013 2014 2015 2016
€/MWh
+ CO2 CTS UK + CO2 CTS UK
+ CO2 ETS Europe + CO2 ETS Europe
Coût elec charbon Rdt 35 % Coût elec gaz Rdt 55%
Coût de l'électricité en Europe -
17
Gaz Charbon
22% 51% 53%
0
100
200
300
400
500
600
700
2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016
Mrd€
Investissements ENR
Investissements explo Prod. pétrole & gaz
% = ENR/Pétrole gaz
Investissements EnR et pétrole/gaz - 18