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Le baril, l’Opep+, le gaz et la Covid-19

Publié par LSA
le 07.10.2021 , 11h00
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Par Abdelmadjid Attar(*)
Au cours du 2e semestre 2014, le baril de pétrole a subi une chute que peu d’analystes ont prévue. Il a fallu deux ans de tractations pour que l’Opep et ses alliés se décident sur une position et une action communes en 2016 pour défendre dorénavant un prix et un peu moins le quota. Fin 2019, début 2020, la Covid-19 est venue brouiller toutes les cartes et provoquer la débâcle du marché pétrolier avec un prix en dessous de 20 $, jusqu’au sursaut salutaire d’avril 2020 pour tenter à nouveau de maîtriser le marché pétrolier, grâce à une meilleure cohésion, cette fois-ci, au sein de l’Opep+.

Le plus grand mérite revient, il faut le reconnaître, à l’Arabie Saoudite et la Russie, les deux plus gros producteurs de l’Opep+, qui ont su maîtriser leur ardeur, ou plutôt leur adversité l’un envers l’autre, et contenir les intérêts et ardeurs des autres membres. 
Le marché est remonté depuis cette date, petit à petit, avec un regard constant sur deux paramètres vitaux : les phases successives de la pandémie et les ouvertures lentes, mais continues, en matière de mobilité liées à une reprise de l’économie mondiale lente aussi. Les producteurs sont aujourd’hui satisfaits par un baril qui dépasse les 80 $, d’autres le sont plus avec un prix du gaz qui casse les tirelires des consommateurs en cette fin d’année 2021. 
- Mais ne faut-il pas aussi faire le point sur les profondes mutations qui ont affecté le secteur énergétique et, par voie de conséquence, le contenu énergétique de l’économie mondiale depuis 5 ans, et plus particulièrement depuis 2020 ? 
- Est-ce que cette période de bouleversement, y compris avec toutes ses facettes géopolitiques, est terminée ? Est-ce durable? Pour combien de temps encore ?
- Est-ce que la libéralisation accélérée du marché gazier en Europe n’y est pas pour quelque chose dans ce qui se passe actuellement dès que l’offre gaz s’est subitement réduite au détriment du marché européen et à l’avantage du marché asiatique ? 
- Et enfin, est-ce que nous n’assistons pas à un début de prédominance irréversible du gaz naturel sur le pétrole au niveau du marché avec un baril qui dépendra, au courant des prochaines décennies, du prix du gaz naturel ?
Côté pétrole
La pandémie est toujours là, sans aucune certitude de la vaincre, en dehors de celle qu’il va falloir apprendre à vivre avec en adaptant nos modes de vie, notre consommation énergétique et nos comportements. La reprise économique aussi est en cours avec une prévision de rebond économique de 6,5% dans les pays du G20 dont la part de consommation énergétique est déjà de 80%, et va croître de 4% en 2021. 
Selon l’Opep, la progression de la demande pétrolière va passer de 90,7 à 96,7 millions de barils/jour entre 2020 et 2021, mais l’Opep+ ne compte pas revenir sur le pacte en cours qui est prolongé jusqu’en décembre 2022 pour lui permettre un meilleur contrôle du marché.  
Du côté américain, l’offre a été sérieusement affectée par les dégâts causés par les ouragans, sans compter la reprise jugée lente de la production de pétrole de schiste, entraînant des stocks qui sont encore loin de ceux d’avant Covid-19. 
Les producteurs de pétrole de schiste ne semblent pas pressés d’accélérer leur production et ont pratiquement la même position que ceux de l’Opep+, mais selon le Financial times, la production américaine devrait augmenter de 800 000 barils par jour en 2022. 
Par contre, au point de vue réserves mondiales, la majorité des analystes et des grandes compagnies pétrolières s’accordent pour prévoir maintenant un peakoil/réserves à l’horizon 2030 et un peakoil/demande probablement plus tôt. On constate d’ailleurs de plus en plus que les capacités additionnelles de production de pétrole ne sont plus détenues que dans quelques pays comme l’Arabie Saoudite, la Russie, l’Irak, les Émirats, l’Iran et les États-Unis.

Côté gaz
La situation est pareille avec, d’une part, une reprise de la consommation et de la demande, surtout quand le prix était bas, mais d’autre part, des hésitations ayant entraîné des stocks trop bas, notamment en Europe, et l’inverse en Asie avec des achats considérables de pétrole et de GNL. 
Par contre, la situation est différente pour le gaz naturel au point de vue des réserves qui sont encore très importantes à l’échelle mondiale, et de la demande qui poursuivra sa croissance en moyenne à raison de 2% par an sur plusieurs décennies. La situation actuelle du marché gazier et même pétrolier est, certes, liée à plusieurs paramètres qui ont brutalement bouleversé le marché depuis l’hiver 2020-2021, mais qui laissent prévoir aussi d’autres bouleversements dans les échanges : 
- le refus de livrer plus de gaz par la Russie à travers le North Stream 2, tant qu’il n’y a pas eu d’aval définitif de l’UE pour son démarrage. Ni le nucléaire ni le charbon ne pourront remplacer le gaz naturel, d’où qu’il vienne, pour garantir un approvisionnement énergétique au cours de la longue période de transition que l’Europe veut accélérer. L’autre secteur qui risque d’être gravement impacté est celui de la pétrochimie avec un gaz aussi cher.
- Une très forte demande de GNL sur le marché asiatique suivie d’une très forte augmentation du prix qui a dépassé les 40 $/MMBTU en Asie. Dans cette partie du monde où le charbon est pour le moment la ressource prépondérante, seul le gaz naturel pourra permettre une transition énergétique et une décarbonation continue et acceptable.
- Des conditions climatiques aux États-Unis qui ont certes affecté les capacités de production, y compris pour le pétrole et le gaz de schiste, et enfin des surprises en matière de production d’électricité renouvelable par l’éolien dont les performances ont considérablement chuté pendant un certain moment. Mais là aussi l’évolution positive du prix du baril va finir par booster la production de gaz de schiste surtout, qui n’a pas dit son dernier mot. 
- Il faut aussi citer les limites des capacités de production de gaz conventionnel en Algérie, ainsi que les incertitudes relatives à l’avenir du gazoduc vers l’Espagne à travers le Maroc. Mais il faut tenir compte aussi des réserves énormes en gaz de schiste qui finiront par être développées, ainsi que celles conventionnelles ou non conventionnelles de la Libye, du bassin est- méditerranéen, d’Afrique de l’Est et de l’Ouest. L’Afrique et la Méditerranée auront, par conséquent, un rôle important à jouer dans les échanges à venir aussi bien vis-à-vis du marché européen qu’asiatique. 

Le marché 
Le prix du baril de pétrole et celui du gaz naturel viennent ainsi de traverser un niveau au grand bonheur des producteurs, surtout ceux dont l’économie en dépend, mais il ne faut pas non plus oublier que ce prix en dollar est encore inférieur à celui affiché parce que le dollar a lui aussi chuté depuis 2019.
Ces prix ont augmenté aussi parce que les ENR et plus particulièrement la production d’électricité éolienne n’ont pas été au rendez-vous comme l’espéraient certains. Sur un autre plan, et l’impact pandémie sur la mobilité étant toujours menaçant, les pays producteurs de l’Opep+ savent parfaitement que la moindre ouverture de vannes sans contrôle, ou encore l’absence de cohésion en son sein, entraîneraient une nouvelle chute des cours qui leur sera fatale. L’autre crainte des pays de l’Opep+ est dirigée vers le pétrole de schiste américain dont les producteurs ont été échaudés depuis 2019, mais qui ne tardera pas à revenir en force avec ce niveau de prix.
Il est vraiment difficile, par conséquent, de faire aujourd’hui des prévisions pour le marché pétrolier qui finira par être régulé par les trois fondamentaux que sont l’offre, la demande et les stocks, mais fera face aussi, à moyen terme, à des politiques de transition énergétique entraînant une réduction de sa consommation au profit du gaz naturel et des énergies renouvelables. 
Par contre, le gaz naturel poursuivra sa croissance à moyen et long terme surtout dans la génération d’électricité au détriment du charbon dans les principales régions consommatrices d’énergie, dont la région Asie-Pacifique où le gaz ne représente que 10% contre 60% pour le charbon, l’Amérique du Nord avec 33% contre 21% pour le charbon et l’Europe avec 20% contre 16% pour le charbon.
A. A.

(*) Ancien ministre, ancien P-DG de Sonatrach.

 

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