MARCH PTROLIER INTERNATIONAL

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MARCHÉ PÉTROLIER INTERNATIONAL

• Alain Lapointe
• HEC-Montréal

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Plan

• I. Historique de lindustrie
• II. Caractéristiques structurelles
• III. Principales tendances de marché
• IV. Évolution de la structure de marché
• V. Fonctionnement du marché
• VI. Les perspectives pour le pétrole brut
• VII. Principaux défis rôle de lOPEP

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I. Historique

• Principaux acteurs
• Principaux événements et évolution des prix
• Quelques dates importantes

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Principaux acteurs
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Évolution du prix du brut
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Quelques dates importantes

• Sept. 1970 Libye augmente ses  posted  prix
  et son taux de taxation de 50 à 55
• déc. 1970 réunion de l OPEP Caracas, établie à
  55 le taux de taxe minimum
• Fév. 1971 Algérie nationalise 50 des
  concessions françaises
• Déc. 1971 Libye nationalise British Petroleum

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Quelques dates importantes...

• Oct. 19-20 1973 Arabie Saoudite, Libye et autres
  États décrètent un embargo
• Mars 17 1974 fin de l embargo
• Janvier 1979 révolution iranienne
• 1986 Saoudiens augmentent la production,
  utilisent le prix netback
• 1990 Invasion du Koweit par l Irak

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II. Caractéristiques structurelles

• Produit relativement homogène
• Marché international
• Structure de marché
• intensité en capital
• surcapacité
• intégration horizontale et verticale
• stocks stratégiques

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Homogénéité du produit
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Commerce international du brut
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Intensité en capital

• Exploration-production
• risque élevé
• coûts d exploration/développement élevés
• coûts d opération relativement faibles
• Raffinage
• coût d une raffinerie (1 MM - 1,5 MM )
• équipement spécialisé irréversible
• coûts d interruption élevés

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Coûts en capital (1990 US )(ajouter un
baril/jour de capacité)
Coût faible Moyen orient, quelques champs 500 -7
000 Vénézuéliens et de l,OPEP Mexico, Brésil
, Colombie
Coût moyen Mer du Nord, Amérique Latine 5000
-20 000 50 des ÉU et de l ex-URRS
Coût élevé Autre 50 ÉU et ex-USSR 20 000 -30
000 champs marginaux Mer du Nord nouveaux
champs Alaska
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Courbe d offre
Investissement requis (000 1991)
Capacité (Mbj)
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Surcapacité

• Principalement à l intérieur de l OPEP
• Accroît le pouvoir et l influence
• Réaction aux perturbations passées
• nationalisation en Iran
• révolution iranienne
• invasion du Koweit

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Intégration

• Intégration horizontale
• propriété commune des unités engagées dans la
  même activité
• signature d ententes assurant la coordination
• Intégration verticale
• propriété commune des unités de production,
  raffinage et distribution
• réduction de coûts, meilleure coordination

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Classement des 15 plus grandes
Production(Mbj)
Vente de produits(000b/j)
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Degré de concentration(96)
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Intégration verticale
Ventes de produits
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Integration aval

• Actifs capitalistiques et spécialisés
• Intégration économies déchelle et reduction de
  risque
• Produits de marque
• contrôle de qualité
• Intégration verticale optimale système de
  distribution dual

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III. Principales tendances du marché

• Intensité énergétique
• Pétrole dans le bilan énergétique
• Demande de pétrole brut
• demande dérivée
• structure de la demande
• demande par produits
• demande par régions
• Production et réserves

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Intensité énergétique

• Réduction à long terme de l'intensité énergétique
  (pays développés)
• Réduction plus marquée de l'utilisation du
  pétrole
• Sensibilité réduite de la demande pétrolière à la
  croissance économique
• Différences importantes pays développés et PVD

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Consommation d'énergie primaire
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Réduction de l'utilisation du pétrole

• Investissements importants dans des équipements à
  grande efficacité énergétique
• Investissements dans la cogéneration
• Volonté des pays développés de réduire leur
  dépendance envers l'OPEP

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Demande dérivée
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Demande de pétrole brut

• Réduction de la demande 1979-85
• (-2.2 /année)
• Léger accroissement depuis 1986
• (1.4 /année)
• Différences importantes par pays
• Instabilité de la demande dans les pays
  développés
• Croissance soutenue dans les PVD

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Consommation par zone
Monde Amérique du Nord Europe Asie-Pacifique Ex-U
rss Autres
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Demande de pétrole irréversible
Prix
Demande de pétrole
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Structure de la demande

• Principaux produits gazoline, distillats, fuel
  et les autres produits
• Substituts limités pour la gazoline et distillats
• Part accrue des produits légers

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Structure de la demande par produits
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Structure de la demande par régions

• Amérique du Nord plus grande dépendance sur la
  gazoline
• OCDE-Europe structure de la demande concentrée
  sur les distillats (diesel)
• Asie et PVD plus grande dépendance sur le fuel

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Composition de la consommationpar région, 1996
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Structure de la demandeAmérique du Nord
Autres Fuel oil Distillats moyens Gazoline
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Structure de la demandeOCDE Europe
Autres Fuel oil Distillats moyens Gazoline
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Structure de la demandeAsie-Pacifique
Autres Fuel oil Distillats moyens Gazoline
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Production de pétrole brut

• Depuis les deux chocs de prix 1973 1979, une
  dépendance réduite envers l' OPEP
• Partie importante des dépenses E/P déplacée hors
  OPEP
• Part réduite de la production OPEP
• 52.4 in 1973
• 40.5 in 1996

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Production mondiale
37
Production par zone
Asie-Pacifique Afrique Moyen orient Ex-Urss Europe
SC Amérique Amérique du Nord
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Réserves de pétrole brut

• Peu de champs pétroliers géants hors-OPEP
• Grande concentration des réserves à l'intérieur
  de l'OPEP en dépit d'une forte concentration de
  l'exploration hors-OPEP
• Sur le long terme dépendance accrue envers
  l'OPEP
• 64 in 1973
• 78,6 in 1996

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Évolution des réserves mondiales
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Ratio Réserve/Production

• Stabilité en Amérique du Nord
• Accroissement substantiel au Venezuela
• Diminution en Norvège et Royaume-Uni
• Accroissement substantiel OPEP
• Accroissement au niveau mondial

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Nombre d'années de réserves
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Ratio Réserve/production
Moyen Orient
Amérique SC
Asie Pacifique
Afrique
Amérique du Nord
Ex-Urss
Europe
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IV. Évolution de la structure de marché

• Processus de désintégration (verticale et
  horizontale)
• Tentatives de réintégration
• Nouvel environnement compétitif
• Développements de marché

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Processus de désintégration horizontale

• Années 50 entrée des cies. indépendantes
• taux de rendement élevés
• clauses contractuelles intéressantes
• code de taxation plus favorable aux É-U
• Années 70 nationalisation des compagnies
  pétrolières internationales
• Algérie et Lybie(71), Irak (72)
• Koweit, Qatar, Vénézuéla (75), Nigéria(77)

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Compagnies nationales (1994)
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Tentatives de réintégration

• Intégration en amont des compagnies nationales de
  pays consommateurs ELF, ENI, VEBA Oil and
  Petrobras
• Intégration en aval de pays producteurs KPC
  participation en équité dans BP, co-entreprise
  PDV Veba, acquisition de 100 Gulf Italy par
  KPC
• Ouverture des pays au capital étranger (Algérie,
  Vénézuéla, Mexique

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Stratégies de réintégration par pays

• Vénézuéla très actif depuis 1982, près de 1
  000 000b/d en capacité de raffinage
• Arabie Saoudite active depuis 1987, 300
  000b/d de capacité
• Koweit actif depuis 1982 avec près de 300 000
  b/d en capacité de raffinage

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Nouvel environnement compétitif

• Du contrôle des majeures au contrôle du marché
• Rôle marginal de l' OPEP comparé à la période
  1973-83
• Intégration horizontale and verticale réduite
• Plus de joueurs sur le marché
• Pricing des prix "affichés" aux prix spot

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Évolution de la structure de marché
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Développements de marché

• Fin de la stabilité des prix grâce au
• contrôle de l'offre par les majeures
• contrat à terme (prix fixes)
• Risques financiers gérés à travers
• marché physique à terme
• marchés à termes et marchés d'option

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V. Fonctionnement du marché

• Modes d accès au brut
• Fonctionnement des marchés
• opérations des compagnies
• rôle des courtiers
• marchés à termes

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Accès au brut

• Accès direct
• concessions
• contrats de partage de production
• contrats de service
• Accès indirects
• pays producteurs contrat d achat à terme,
  netback, compensation, raffinage à façon
• traders marché spot

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Commercialisation des pays producteurs
Pays producteurs
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Marché spot

• Marché au comptant cargo, livré à un mois
• Plusieurs transactions avant livraison finale
• Grand nombre d intervenants
• Point de référence obligé dans la détermination
  des prix

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Importance relative des systèmes de prix
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Contrat d achat à terme

• Forme dominante de fixation de prix
• Formule de prix 4 facteurs
• point de vente (point of sale)
• repère relié au marché (market-related benchmark)
• facteur d ajustement (qualité du brut et point
  de vente)
• période retenue aux fins du calcul

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Exemple de calcul de prix
Arab Light - 34 pour livraison ÉU (janvier 1)
Point de vente f.o.b. Repère lié au marché prix
spot WTI à Cushing Période retenue 50 jours
soit du 20 au 24 février (5jours) Facteur
d ajustement janvier soit - 2,60 moy. Prix
18,55 - 2,60 15,95
Point de vente point de livraison (delivery)
Repère lié au marché prix spot WTI à
Cushing Période retenue jour de débarquement
(5jours) Facteur d ajustement février soit -
1,60 moy. Prix 18,55 - 1,60 16,95
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Contrat net-back

• Utilisé par l Arabie Saoudite (1986)
• Basé sur la valorisation des produits sur les
  marchés
• Exclue les coûts de raffinage et de transport

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Valeur d un baril  Arab Light raffiné à
Rotterdam
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Opérations des compagnies

• Net-back lt prix spot gt raffinage déficitaire
• Net-back gt prix spot gt raffinage bénéficiaire
• arbitrages
• contrat à terme / marché spot
• production / achat extérieur
• pétrole brut / produits raffinés

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Opérations des courtiers

• Position back to back (intermédiaire entre
  acheteur et vendeur)
• Position longue (marché à la hausse) achat d un
  cargo sans avoir le client
• Position courte (marché à la baisse) vente d un
  cargo qu il ne possède pas
• Arbitrage entre bruts de différentes qualités

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Marchés à termes

• Marchés financiers (peut avoir une contrepartie
  en brut)
• Permettent de se protéger contre les risques de
  prix
• Deux marchés importants NYMEX (1000 barils brut
  WTI 40 degré API), IPE London, (1000 barils brut
  Brent 38 degré API)

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Évolution du nombre de contrats à terme
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Exemple de fonctionnement
Marché à terme du brut, janvier 1996
Marché physique du brut, janvier 1996
. Achat 10 000 barils en mars 96. . Prix
d achat souhaité, 18 soit 180 000
. Achat dix contrats, avril 1996. . Cours
contrat à terme 18,50 soit 185 000
Si le prix monte
. Prix de vente 22 , soit 220 000 . Perte de 40
000 .
22,30 échéance avril, recette de 223 000 .
Gain de 38 000 .
Si le prix baisse
. Prix de vente 15 , soit 150 000 . Gain de 30
000 .
15,50 échéance avril, recette de 155 000 .
Perte de 30 000 .
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VI. Perspectives pour le pétrole brut

• Perspectives générale de la demande
• Demande marché É-U
• Demande autres pays
• Offre non-OPEP
• Offre OPEP
• Incertitudes
• Scénario de prix

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Prévisions

• Pays industrialisés
• pétrole, principale source d énergie en dépit de
  la part décroissante de 43 à 40 du bilan
  énergétique
• faible croissance (1,1) concentrée dans le
  transport
• PVD
• croissance rapide (3,3) supportée par la demande
  industrielle et de transport Asie (4,1),
  Afrique, Moyen Orient, Amérique Latine(2,8)

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Perspectives générales de la demande

• Croissance soutenue par les pays asiatiques
• Consommation dans l'ex-URSS devrait s'accroître
  avec l'amélioration de la croissance économique
• Croissance de la demande mondiale
• Asie-Pacifique 4
• Amérique Latine Afrique 2
• OCDE É-U 1
• Europe centrale 3

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Demande aux États-Unis

• Très faible première moitié années 90
• faible croissance économique
• utilisation accrue du gaz naturel
• Reprise attendue fin des années 90
• croissance pour le fuel faible teneur en souffre
  (contrainte sur l'offre de gaz)
• croissance des distillats due à une plus grande
  utilisation du diesel

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Demande dans les autres pays

• Croissance dans les pays de l'OCDE-Europe moins
  de 1
• Croissance dans la demande d'énergie satisfaite
  surtout par le gaz (seulement 12 de la
  croissance en énergie par le pétrole)
• Croissance au Japon près de 0.9 faible
  croissance et utilisation d'autres sources
  d'énergie

70
Prévisions ...

• Croissance annuelle moyenne de 1,5 mbj d ici
  l an 2015
• Peu de pression sur les prix en dépit de la
  croissance de la demande (réf.. 21 1995 ou 35
  nominal, soit 1/an)
• innovations technologiques
• conditions fiscales plus favorables
• Croissance de la demande assurée principalement
  par les pays OPEP

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Scénarios alternatifs
72
Incertitudes

• Croissance de la demande pourrait être affectée
  par
• croissance explosive en Chine Inde
• demande stable ou en diminution en Europe
  centrale
• Exportation venant de l ex-URSS
• déréglementation des prix pourrait favoriser la
  production et réduire la consommation
• autrement ex-URSS pourrait devenir un importateur
  net

73
Incertitudes

• Marché plus serré si
• demande plus importante en Chine Inde
• changement lent des politiques en ex-URSS
• résistance de l OPEP au capital étranger
• Marché moins tendu si
• demande plus faible en Europe de l Est et aux
  ÉU
• déréglementation des prix en ex- URSS
• ouverture de l OPEP au capital étranger

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VII. Principaux défis de l'industrie

• Revenus de la production pétrolière
• Besoins de financement
• Contraintes environnementales

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Revenus de la production pétrolière

• Affectée négativement par des prix bas et par
  l'instabilité des prix
• réduction importante des encaisses des compagnies
  dans le segment amont
• risque lié à l'exploration plus grand
• diminution importante des revenus pour les pays
  de l'OPEP

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OPEP production et revenus
77
Besoins de financement

• Accroissement des capacités en amont
• non-OPEP
• pays de l'OPEP
• Accroissement des capacité en aval et adaptation
  des capacités à la réglementation
  environnementale
• Investissements dans le transport du gaz

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Besoins de financement milliards (an 2000 est.)
79
Distribution géographique des dépenses de E/P,
réserves coûts de remplacement
80
Environnement

• Augmentation substantielle des coûts dans tous
  les segments de l'industrie
• Taxes sur la consommation
• Modification dans la distribution de la rente
  entre pays producteurs et consommateurs

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Stratégies des majeures

• restructuration financière (1980-88)
• achat de réserves, vague d'acquisitions
  Chevron/Gulf, Texaco / Getty Oil, Amoco/Dome
• consolidation des activités pétrolières
• réduction des coûts, licenciement
• vente d'actifs peu attrayants
• redéploiement des activités d'exploration vers
  l'étranger (26 en 1985, 53,4 en 1993)

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Stratégies des sociétés nationales

• intégration en aval
• capacité de raffinage sur le territoire national
• (5,2 M b/j en 1982 à 7,8 M b/j en 1994)
• intégration aval à l'étranger ( 4 M b/j) de
  capacité de raffinage)
• investissement dans la distribution( 33 000
  stations services dans 18 pays étrangers)
• ouverture du territoire national et du capital
  aux investisseurs étrangers