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Source : Datastream

En l’absence d’un réel retour de la croissance économique mondiale, le redressement des prix du brut repose ainsi sur l’annonce d’une hypothétique contraction de l’offre et sur une « psychologie » des marchés qui, passé l’effet de surprise, ne cesse de s’interroger non seulement sur la capacité des producteurs de l’OPEP à donner à cet accord de principe une réalité opérationnelle forte lors de la réunion de Vienne du 30 novembre, mais également sur sa durée effective s’il venait à être entériné. Nul ne l’ignore en effet : les équilibres coopératifs sont certes, au regard de la théorie des jeux, des optima de second rang assurant la « meilleure solution possible » pour l’ensemble des participants, mais ils font bien souvent office de mirage tant l’incitation à « tricher » demeure forte. Quoi qu’il en soit, la remontée des cours ne devrait être que relative tant l’offre de pétrole s’est accrue depuis plusieurs mois : à 97,2 mb/j en septembre 2016, jamais le monde n’avait produit autant de pétrole. Les opérateurs ne s’y trompent d’ailleurs pas, car les structures de marché sur le Nymex ou l’International Continental Exchange (ICE) montrent un accroissement global des contangos, signe que le marché demeurera particulièrement bien approvisionné. Peu importe en réalité car reconnaissons que l’ambition de l’OPEP n’a probablement jamais été d’enclencher, au travers de cet accord, une importante remontée des cours du brut, mais de les maintenir dans une bande de fluctuation permettant aux pays membres de retrouver des marges de manœuvre budgétaires sans néanmoins stimuler la production des non-membres. Peut-être faut-il, pour s’en convaincre, se 

rappeler ici des travaux de Wirl (2008) qui met en exergue, sur la base d’un modèle théorique, l’intérêt que peut avoir l’Arabie Saoudite à favoriser une certaine volatilité des cours, plutôt que de s’engager dans une stratégie visant à maintenir un certain niveau de prix pétroliers. Vers un « fine tuning » de l’offre de brut ? C’est en réalité à l’aune de cet objectif que le succès -ou l’échec- de l’OPEP devra être appréhendé. Autant dire que, dans cette perspective, les incertitudes sont nombreuses.

Des interrogations majeures

En premier lieu, l’accord de l’OPEP ne précise pas les conditions de cette réduction de l’offre. Ainsi, nul ne sait précisément quand cet accord pourrait entrer en vigueur, sur qui porterait réellement cet effort, et quels seraient les pays qui, outre le Nigéria et la Libye, en seraient dispensés. L’Iran a ainsi réitéré sa volonté d’atteindre dans les semaines à venir un volume de production de 4 Mb/j (contre 3,89 aujourd’hui), tandis que le Nigéria, privé de recettes en devises, aspire à accroître sa production de 400.000 b/j pour la porter à 2,2 Mb/j. Si les observateurs du marché peuvent s’attendre à ce que l’Arabie Saoudite revienne au rôle de « swing producer » qu’elle a historiquement joué au sein de l’organisation, toute nouvelle mettant en lumière les difficultés à faire de cet accord une réalité joue négativement sur les prix. Sur le Nymex, le prix des contrats futures a ainsi chuté lundi 24 octobre après que Jabbar Ali al-Louaïbi, Ministre irakien du pétrole, a estimé légitime que son pays, le deuxième plus grand producteur de l’organisation, soit exempté de cet accord en raison du conflit dans lequel il est engagé. Comme en témoignent les récentes déclarations du président vénézuélien Nicolas Maduro, l’idée que certains pays producteurs non-membres de l’OPEP – outre la Russie- se joignent à cette tentative de maîtrise de l’offre n’est cependant pas à exclure a priori.

Point clé des négociations en cours pour parvenir à un accord opérationnel, l’estimation des volumes de production par l’OPEP demeure par ailleurs contestée par certains membres, dont l’Iran, l’Irak ou le Venezuela. Les autorités irakiennes estiment ainsi que leur offre de brut s’est établie à 4,7 mb/j, alors que l’OPEP l’évalue à 4,2 mb/j. De toute évidence, si l’Irak venait à considérer de nouveau le principe d’un gel de sa production au niveau actuel, cette différence d’appréciation pèserait lourd dans les négociations. L’interrogation porte aussi sur le comportement des autres producteurs si les prix venaient à dépasser les 60 USD/bbl : les producteurs américains certes, mais également chinois. Ainsi, remarquonts que, sur les dernières semaines, le nombre de forages en activité aux Etats-Unis a de nouveau augmenté depuis le point bas de mai 2016 : entre le 2 septembre et le 21 octobre, celui a bondi de plus de 11 % (553 contre 497), retrouvant son niveau de février 2016. Nul doute que ce chiffre devrait continuer à croître si les cours venaient à se redresser. Même constat du côté de la Chine dont la production pétrolière devrait largement repartir si les cours du brut venaient à atteindre un tel niveau. A cet égard, il convient ici de se rappeler les prévisionnistes s’étaient largement trompés lorsque les prix du brut avaient amorcé leur chute au deuxième semestre 2014. En cause : une difficulté à appréhender les évolutions technologiques très rapides dont avaient bénéficié les producteurs de pétrole non conventionnels et qui leur donnèrent la capacité à atteindre – en quelques mois — un « break-even » bien plus faible qu’anticipé.

Par ailleurs, si le comportement de l’offre des principaux exportateurs a de toute évidence une influence déterminante sur le niveau futur des prix du brut, de nombreuses autres variables doivent être prises en compte, et il y a ici encore matière à spéculation. Parmi celles-ci, l’évolution du dollar américain par rapport aux devises des pays producteurs. Outre l’effet bien connu d’une augmentation de la facture énergétique pour les pays importateurs dès lors que le dollar, monnaie de cotation du brut, s’apprécie, il importe de rappeler que les pays producteurs qui ne disposent pas d’un régime de change fixe avec les Etats-Unis regagnent des marges de manœuvre économiques lorsque leur monnaie se déprécie vis-à-vis de la monnaie américaine. Ceci peut alors leur permettre de maintenir des niveaux de production importants, alors même que les prix pétroliers internationaux sont faibles. On comprend dès lors pourquoi les regards demeurent aujourd’hui braqués sur la Réserve fédérale américaine.

Si l’on se dégage des préoccupations de court terme pour appréhender le marché dans sa dimension structurelle, la stratégie actuelle de l’OPEP fait naturellement resurgir la question de la caractérisation du comportement de ce groupe : l’OPEP se comporte-t-elle comme un cartel ou, plus prosaïquement, comme un oligopole dominant dans lequel un ou plusieurs de ses membres – au premier rang desquels l’Arabie Saoudite- jouerait un rôle clé ? A cette question, les nombreux travaux empiriques qui se sont succédé depuis plusieurs décennies apportent des réponses mesurées, mais l’idée que l’organisation, dans son ensemble, produise de façon coordonnée afin d’avoir une influence sur les prix ne semble pas vérifiée sur longue période. Parmi les études les plus récentes, Kisswani (2016) montre ainsi qu’il n’existe pas, sur la période 1994-2014, de relations de cointégration entre la production de chacun des membres de l’OPEP et la production totale de l’organisation, conduisant l’auteur à conclure à l’absence d’une coordination des niveaux de production et donc de cartellisation. Au-delà de la question quelque peu « rhétorique » de l’affirmation de l’OPEP en tant que cartel et d’une tentative parfois vaine de « modélisation » de son comportement, une interrogation s’impose : l’organisation a-t-elle une influence déterminante sur les prix du brut et, le cas échéant, sous quelles conditions ? Cette approche se retrouve dans les travaux de Bremond et al. (2012) qui mettent en évidence que l’OPEP se comporte majoritairement comme un « price-taker » sur la période janvier 1973 - juillet 2009, confirmant ainsi l’incapacité de l’organisation à orienter le marché. Les travaux de Brunetti et al. (2013) qui s’interrogent sur la portée des déclarations de l’OPEP sur ce qu’elle considère être le « vrai » prix du brut concluent similairement sur l’absence de réel pouvoir de marché de l’organisation. L’analyse de Kisswani (2016) met également en évidence que l’OPEP ne semble pas en mesure d’influencer le niveau des prix par son comportement de l’offre et qu’en réalité ce sont bien les prix mondiaux qui influencent le niveau de production de l’OPEP, et non l’inverse. L’étude de Loutia et al. (2016) sur l’impact des annonces faites lors des réunions officielles ou extraordinaires sur la dynamique des prix du Brent et WTI (mars 1991-février 2015) offre cependant des perspectives différentes. Les auteurs mettent notamment en exergue, qu’en fonction de la nature de l’annonce (maintien des quotas, réduction, augmentation), les prix réagissent, en niveau et en volatilité, de façon différenciée et ce, indépendamment des facteurs évidents d’offre et de demande : une annonce d’un maintien ou d’une réduction de l’offre pétrolière a ainsi une incidence sur les dynamiques de marché, tandis qu’une annonce d’un accroissement des quotas ne génère pas de rendements anormaux significatifs. Ce que les derniers développements des marchés pétroliers ont une nouvelle fois illustré…

Quelle que soit la portée de ces travaux empiriques, force est de reconnaître que, sur le plan économique, la mise en œuvre d’un accord de réduction de la production de l’OPEP s’apparenterait, au mieux, à une victoire à la Pyrrhus pour l’Arabie Saoudite, tant le royaume a souffert de la baisse des cours. Sur le plan politique en revanche, le succès éventuel de ce pays serait à la hauteur du pessimisme ambiant quant à la capacité du groupe à y parvenir à court terme. Si l’accord de principe a surpris nombre d’observateurs, peut être en sera-t-il de même pour la réunion de fin novembre. Faute de quoi, les prix pétroliers devraient accuser une importante baisse.