La hausse du prix du pétrole au cours de la

La hausse du prix du pétrole au cours de la dernière décennie reflète en premier lieu la hausse des coûts
de production marginaux, c’est-à-dire des filières de production les plus coûteuses, sables bitumineux et, à
un degré moindre, d’hydrocarbures de roche mère (huiles de « schistes »), qui permettent d’assurer
l’équilibre entre offre et demande. Mais ces capacités de production ne représentent que moins de 10% du
marché pétrolier mondial (voir la Lettre Vision Pétrole – Juillet-Août 2012). L’essentiel des capacités de
production et des projets concernent encore des ressources d’hydrocarbures conventionnels, pétrole et
gaz, dont les coûts en capital conditionneront l’évolution des prix et l’ampleur des investissements et
affecteront directement la rentabilité des différents segments de l’industrie. Energy Funds Advisors
propose une analyse synthétique des variables fondamentales et de leurs grandes tendances.
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Les investissements (dépenses en capital) en développement de capacités de production de pétrole et de
gaz conventionnels ont été multipliés par plus de quatre au cours des dix dernières années et sont en
passe d’atteindre en 2012 le niveau de 450 milliards de dollars (voir graphique ci-dessus). Il est frappant
de constater, tout au moins dans le cas du pétrole, que cette envolée des capitaux engagés ne s’est pas
traduite par une croissance significative de la production (voir la Lettre Vision Pétrole – Juillet-Août 2012).
La forte hausse des investissements en production s’explique en premier lieu par l’accélération du déclin
sous-jacent de la production. La production mondiale d’hydrocarbures, en particulier de pétrole, repose en
effet de plus en plus sur des champs offshore et de taille (volume de réserves) décroissante dont le profil
de production est plus rapidement déclinant lorsque le maximum de production (le plateau) a été atteint.
L’effet de la part croissante de champs à déclin plus précoce et plus rapide est visible sur le graphique cidessus qui ne porte que sur la production pétrolière non-OPEP : alors que le déclin cumulé de l’ensemble
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des champs en production en 2000 a été proche de 0, de 0,5 et de 1 million de barils / jour respectivement
1, 2 et 3 ans plus tard (de 2001 à 2003), le déclin de l’ensemble des champs en production en 2008 a été
de 0,5, 1,5 et 3 million de barils / jour respectivement 1, 2 et 3 ans plus tard (de 2009 à 2011). Sur la base
d’estimations détaillées, on estime que le déclin de l’ensemble des champs en production en 2012
attendra 0,5, 2 et 4 million de barils / jour respectivement 1, 2 et 3 ans plus tard (de 2013 à 2015). Toutes
choses égales par ailleurs, l’évolution de la structure de la production mondiale vers des champs à déclin
plus rapide s’est traduite au cours de la dernière décennie par la nécessité de multiplier les
investissements annuels d’un facteur 2,5 environ pour simplement stabiliser la production à court terme.
Le volume des investissements, porté par les fondamentaux de nature essentiellement géologique, est
également fonction des coûts unitaires (par baril ou baril équivalent) de développement. Trois groupes de
paramètres sont de nature à modifier ces coûts :
 Industrie parapétrolière : les prix des services et équipements fournis par l’industrie parapétrolière à
l’industrie pétrolière et gazière sont fonction de l’offre et de la demande sur de nombreux segments
de marché : capacités de construction d’appareils de forage, de plateformes et navires de
production, ingénierie, construction et fourniture d’équipements spécialisés, services associés à la
production. La capacité de l’industrie des hydrocarbures à répondre aux enjeux technologiques est
essentiellement localisée dans le secteur parapétrolier. Au-delà des capacités de production
industrielles (chantiers navals, usines de production), le potentiel des sociétés parapétrolières à
répondre à la demande est essentiellement fonction du facteur des ressources humaines, en
quantité comme en qualité (qualification et expérience).
 Conditions d’exploitation : le coût unitaire de développement est fonction de la profondeur d’eau
pour les projets offshore et fonction inverse du volume de réserves d’hydrocarbures. Toutes choses
égales par ailleurs, plus un champ est petit et plus la profondeur d’eau est importante, plus le coût
en capital par baril (ou baril équivalent) est élevé. Ces relations entre paramètres quantitatifs
doivent être pondérées par des paramètres plus qualitatifs tels que les conditions climatiques
propres au site de production.
 Conditions contractuelles et contexte politique : le coût technique, fonction de l’intensité en services
et des conditions d’exploitation, ne représente qu’une fraction du coût complet qui détermine le
point mort d’un projet. Une part très importante du coût complet est liée aux éléments de fiscalité
(redevances, taxes, impôts) imposés par l’Etat producteur hôte du projet à la compagnie
exploitante. En outre, l’Etat souverain est à même d’imposer des dispositions, telles qu’exigences
en contenu local de main d’œuvre ou de partenariats, susceptibles de conséquences importantes
directement sur les coûts techniques ou indirectement sur la rentabilité via l’exécution du projet.
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Coûts de production du pétrole et du gaz conventionnels:
perspectives des principales variables
1985-2000
2000-2010
2010-2020
Post 2020
Industrie des services
Technologie & innovation
Ingénierie et capacités de construction
Ressources humaines
Géologie
Taille des champs
Localisation des champs
Profondeur d’eau
Contexte politique et juridique
Régimes fiscaux
Contenu local
Contrôle de l’Etat
Forte baisse
des coûts
Baisse modérée
des coûts
Neutre
Hausse modérée
des coûts
Forte hausse
des coûts
Le contre-choc pétrolier de 1985-86 marque l’avènement d’un véritable marché pétrolier, davantage
dominé par des forces économiques que par le passé, et se traduit par de forts excédents de capacités
de production résultant de la modération de la demande et de l’effondrement de l’URSS. Cette période
est marquée par une baisse des coûts de production dans toutes les composantes. Le secteur des
services traverse également une période de forts excédents de capacités qui pèse sur les marges.
Parallèlement, les grandes découvertes offshore des années précédentes offrent à l’industrie un grand
nombre d’opportunités développées à des coûts techniques très modérés voire faibles. Dans un tel
contexte, le rapport de force entre Etats producteurs et compagnies exploitantes ne pouvait que se
traduire par des termes contractuels favorables aux acteurs de l’industrie. La hausse des coûts de
production, qui aurait dû accompagner les débuts à grande échelle de l’exploitation des ressources
offshore, a ainsi été totalement absorbée et plus que compensée par les autres composantes dans un
contexte très favorable aux compagnies exploitantes, au détriment des sociétés de services et des
Etats hôtes.
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La décennie 2000-2010 marque une rupture dont l’origine réside dans le retournement de cycle du
secteur parapétrolier. Les réductions d’effectifs, qui furent la principale variable d’ajustement du secteur
aux surcapacités de la décennie précédente, ne permirent pas de répondre suffisamment rapidement à
l’afflux d’investissements rendus nécessaires par l’accélération du déclin sous-jacent de la production et
par la vigueur de la demande mondiale. L’engorgement de l’ensemble du secteur se traduit d’abord par
des délais croissants à tous les stades des projets, de l’ingénierie à la construction, puis par des
hausses importantes de prix des services. Les prix des infrastructures et équipements ont en outre
répercuté la hausse des prix des matières premières, minerais, métaux (acier) et charbon. Le nombre
croissant de projets complexes et l’augmentation des profondeurs d’eau en offshore a exacerbé les
tensions pour les services à haute valeur ajoutée, contribuant à la hausse brutale des coûts techniques.
Par ailleurs, la réduction évidente des opportunités d’exploration et de développement pour les
compagnies pétrolières a amorcé une phase de durcissement des conditions contractuelles et favorisé
le retour des Etats comme acteurs incontournables voire dominants. La hausse des coûts aurait été
encore plus forte sans l’effet modérateur de la composante « Technologie » pure grâce à l’éclosion de
multiples innovations, particulièrement dans les domaines de la sismique et des projets « subsea ». La
combinaison de la multiplication par 2 (environ) des coûts de production unitaires et de la multiplication
par 2,5 (environ) des investissements rendus nécessaires par l’accélération du déclin sous-jacent
permet de comprendre l’ordre de grandeur de la multiplication par 4,5 des investissements entre le
début et la fin de la décennie 2000.
La décennie en cours voit la poursuite des tendances apparues au cours de la précédente, bien que
temporairement perturbées par les à-coups violents des années 2008-010 qui ont vu le gel partiel puis
la relance des investissements. Les tensions dans les secteurs des services n’ont pas disparu mais se
concentrent plus précisément sur le secteur offshore qui concentre une part rapidement croissante, et à
brève échéance majoritaire, des développements d’hydrocarbures conventionnels. Après avoir fait face
à la contrainte quantitative de main d’œuvre qualifiée dans la dernière décennie, le secteur pétrolier,
compagnies productrices et de services, semble devoir désormais traiter le problème qualitatif de
l’adéquation de la formation à la technicité croissante des projets. Alors que les projets offshore
abordent les profondeurs d’eau supérieures à 3000m, il semble que la pénurie d’ingénieurs confirmés
ne sera pas totalement résorbée d’ici 2020, ce qui devrait contribuer à prolonger le cycle de tensions
dans le secteur des services, bien qu’à un rythme inférieur à celui des dernières années. Les hausses
continues des rémunérations en Norvège et en Australie en sont un symptôme. Par ailleurs, aucun
relâchement n’est à attendre dans le pouvoir d’influence des Etats, comme en attestent les exemples
récents en Argentine, Russie voire Tanzanie, et dans la généralisation des politiques de fort contenu en
main d’œuvre locale (Brésil, Nigeria, Vietnam entre autres). En dépit de l’effet toujours modérateur des
innovations technologiques, nous anticipons que la hausse globale des coûts unitaires sera difficilement
contenue à moins de 20 à 25% d’ici 2020.
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Au-delà de 2020, nous anticipons que les variables relatives aux conditions d’exploitation deviendront
directrices dans l’évolution des coûts unitaires en raison de la généralisation de l’offshore ultra profond
et de la probable nécessité de développer des champs de taille tendanciellement décroissante. Devant
les tensions structurelles entre offre et demande et la raréfaction probables des opportunités dans les
ressources conventionnelles, l’énergie en général et les hydrocarbures en particulier pourraient
constituer un levier de premier ordre dans les relations internationales. Dans ce contexte, l’effet baissier
des gains continus d’efficacité et la fin du cycle de tension (commencé dans les années 2000) dans le
secteur des services ne compenseraient que partiellement l’effet haussier sur les coûts des contraintes
physiques d’exploitation amplifié par la probable désoptimisation de la gestion des projets par
l’industrie.
La première conséquence de la hausse du prix du pétrole:
le gonflement de la rente (Etats et industrie)
Milliards de USD
9000
8000
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Forecast
Revenus bruts amont pétrole & gaz
des secteurs pétrolier et parapétrolier
7000
Rente des Etats producteurs
6000
5000
4000
3000
2000
1000
2020
2015
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
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Source: Energy Funds Advisors - Rystad Energy
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Notre scénario central de hausse du prix du baril (voir la Lettre Vision Pétrole – Juin 2012) et notre
analyse de l’évolution des coûts de production nous amènent à recommander :
 au sein de la classe Actions en premier lieu la surpondération de l’ensemble du secteur
pétrolier et, en second lieu, la surpondération des services parapétroliers
 les actifs liés aux Etats producteurs (devises, obligations)
Code ISIN : FR0011091891
Forme juridique : Fonds commun de placement de droit français – UCITS IV
Société de Gestion : La Française des Placements**
Société de Conseil : ENERGY FUNDS ADVISORS - ENFA
Indice de référence : MSCI World Index (dividendes nets réinvestis) libellé en euro
Durée de placement recommandée : 5 ans
Montant minimum de première souscription : 150 000€
Les performances passées ne sont pas un indicateur fiable des performances futures
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(incluant notamment les risques encourus) et à procéder, sans se fonder exclusivement sur les informations qui lui ont été
fournies, à leur propre analyse des risques afin de vérifier l’opportunité de l’investissement au regard des objectifs recherchés, en
recourant, au besoin, à l’avis de tous les conseils spécialisés en la matière. La documentation commerciale et réglementaire (dont
le prospectus du Fonds) est disponible sur le site du groupe La Française AM (www.lafrancaise-am.com) et/ou sur simple
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