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Richesse des hydrocarbures Maghreb/MO = 35% prod pétrolière mondiale, 40% commercialisation, 60% réserves pétroles (45% gaz) Découvertes et début d’exploitation durant l’entre-deux-guerres, mais surtout après WWII. MO devient acteur essentiel marché mondial énergie, contribue à en modifier règles du jeu. Question pétrolière dépasse champ éco : dimension stratégique et géopolitique. 1944 : fondation Aramco 1960 : fondation OPEP 1973 : 1er choc pétrolier 1971 : nationalisation pétrole algérien 1967-75 : fermeture canal de Suez 1980 : Aramco passe sous contrôle total de l’AS : Saudi Arabian Oil Company 1980-81 : 2ème choc pétrolier 1986 : contre-choc pétrolier 1990-91 : Guerre Golfe

I.

Un potentiel impressionnant

A.

Données d’ensemble

A partir 1950s MO pèse sur marché pétrole : 20% prod 1955. Avec le Maghreb : 40% en 1970, 35% depuis 1990s avec quantités extraites croissantes (hausse demande)  1400Mt/3900Mt monde. Rôle important dans la commercialisation (40% mondiale) : 80% du pétrole extrait est exporté. Emergence récente prod gazière (20%), naguère marginale avec l’Algérie, depuis découvertes au MO. Potentialités différenciées : hydrocarbures sahariens/gisements du Golfe >> Tunisie, Bahreïn.

B.

Hydrocarbures sahariens du nord de l’Afrique

1. Algérie (77Mt) 1994 importantes découvertes. Pétrole léger (recherché) mais coût élevé car extraction profonde et loin des ports d’export (gisements : Hassi-Messaoud, Edjeleh). Exporte les ¾ du pétrole extrait. Important prod gaz naturel : réserves = 3x celles de pétrole. 2. Tunisie (4Mt) 1969 modification tracé frontalier /Algérie = accès gisement El Borma. Autosuffisance énergétique : prod de gaz et pétrole exclusivement destinés au marché national. 3. Libye (77Mt) Prod a beaucoup varié : pétrole découvert par Italiens en 1961, 4ème rg mondial en 1970 (qualité, abondance, accessibilité : peu profond, proche littoral), puis plafonnement depuis 1980. Flux d’exportation notable (surtout pétrole). Egypte (35Mt) 4. 1979 récupère Sinaï (accords Camp David)  principaux gisements, mais aussi golfe Suez et désert occidental (El Alamein). Pas d’export de pétrole (couvre juste le marché intérieur) mais s’affirme sur marché international du gaz (prod en progression). Israël 5. Récentes découvertes gaz naturel au large littoral => perspectives d’autosuffisance + export.

C.

Hydrocarbures du Golfe

Gisements situés surtout sur le pourtour du Golfe + de nombreux gisements off-shore. Irak, grand potentiel 1. Gisements au pied du Taurus ou au Kurdistan et surtout région Bassora au Sud (Zubaïr).

Prod dépend aléas politiques : 170Mt en 1979, 43Mt 1981 (guerre /Iran), 140Mt 1989, 23Mt 1996 (embargo après guerre Golfe). 120Mt en 2010. Syrie, petit producteur (20Mt) 2. Exploitation champs pétroliers dans la vallée de l’Euphrate  bonnes perspectives. 3. Péninsule Arabique : l’essentiel des ressources (820Mt) 3 petits producteurs : Qatar (65Mt) potentiel pétrolier en déclin mais relais gaz naturel considérable avec gisement sous-marin North Field (14% réserves mondiales !). Oman (40Mt) entrée tardive panorama pétrolier mais prod important de gaz (export -> Asie). Yémen (12Mt) début exploitation pétrole en 1984 et pas encore commencé pour le gaz. 2 autres ont un rôle de plus en plus prépondérant : EAU (130Mt) : 80% prod à Abu Dhabi. Importateur net de gaz. Koweït (120Mt) « éponge imbibée de pétrole » : 7,5% réserves mondiales (130 ans d’exploitation)  gisement Burgan : pétrole le moins coûteux du monde (débit 1000x > à un puits du Texas !). Arabie Saoudite : grande puissance pétrolière du MO (400-500Mt), 2nd prod mondial (< Russie : 505Mt), 1er gisement mondial (Al Ghawar) et 20% réserves (85 ans d’exploitation). Gaz = 85mM de m 3 Iran (200Mt) 4. Seul producteur non arabe, le plus ancien du Golfe. Fluctuations dues aléas politiques (embargo USA) 15% réserves gaz => avenir prometteur mais pas encore d’export.

D.

Atouts du pétrole moyen-oriental

Province du Golfe= piège à hydrocarbures (50% réserves pétroles, 40% gaz ; contre 60% et 45% si on considère l’ensemble du Maghreb/MO). Facilité d’extraction : prix de revient inégalable (peu profond, gros débit et forage off-shore aisé)  rapport 1 à 15 /Mer du Nord, 1 à 10 /Am Nord, 1 à 5 /Am latine. Prod flexible : s’adapte au marché  Arabie, swing producer (500Mt 1980, 120Mt 1985) = producteur tampon qui pèse sur formation prix et approvisionnement marché (compense baisse prod Koweït envahi par l’Irak).

II.

Nouvelles routes du pétrole

Le contrôle de l’acheminement des produits énergétiques est essentiel pour producteurs comme pour consommateurs : USA dépendent pour 16% de la région, Chine 22%, Europe 25%, Japon 90%. La sécurité des approvisionnements est menacée par la multiplication des conflits dans la région.

A.

L’écoulement de la production d’Afrique du Nord

La sécurité de la Méditerranée ne pose pas de problème, les exportations de l’Algérie et de la Libye (principaux exportateurs) par oléo & gazoducs sont absorbées à 60% par l’Europe occidentale. Algérie : réseau dense oléo/gazoducs relie champs sahariens aux ports méditerranéens  Arzew-Bethioua (près d’Oran), Bejaia (Kabylie) et Skikda. + Installations pour liquéfaction du gaz. 2 gazoducs vers l’Europe : Sicile-Tunisie via détroit Messine (Transmed) et Espagne-Maroc via Gibraltar. Libye : même dispositif, champs pétrolifères reliés aux terminaux (Tobrouk) pour exporter.

B.

Au Moyen-Orient, une nouvelle géographie de l’acheminement pétrolier (carte p.301)

1. Fermeture canal de Suez (1967-75) et ses conséquences Avant, pétrole saoudien et irakien évacué par oléoducs vers ports syriens (Banias) et libanais (Tripoli). En 1967, après la guerre des Six Jours, canal Suez fermé et Tapline (oléoduc AS-Liban) coupé en Jordanie.

Donc, nouvel oléoduc SUMED (Aïn Sukhna-Sidi Krir) contourne Suez par l’Egypte (mais trafic insuffisant) et transit via cap Bonne Espérance  l’ère des supertankers (compenser surcoût fret par capacité : 500 000t). Le rôle du Golfe se renforce : 50% du pétrole transite par détroit d’Ormuz fin 1970s (Oman devient « sentinelle du Détroit »). La réouverture de Suez ne modifie pas ces nouveaux itinéraires. 2. Menace sur Ormuz et nouveau tracé des oléoducs Guerre 1980-88 Iran-Irak => trafic Ormuz menacé => voie terrestre privilégiée => nouveaux oléoducs : Petroline (150Mt) traverse l’AS (d’est en ouest) reliant Hasa-mer Rouge, et relié au sud de l’Irak. Oléoduc Irak-Turquie (100Mt) relie Kirkouk-Ceyhan + oléoduc stratégique à double sens en Irak qui relie champs pétroliers du Kurdistan (nord) et du Bassora (sud)  2 débouchés interchangeables : rives méditerranéennes turques et étroite fenêtre sur le Golfe.  Diversification des acheminements reste partielle et Ormuz demeure incontournable (850Mt). 3. 3 pays jouent actuellement un rôle essentiel dans l’acheminement pétrolier Egypte : bien que petit producteur, contrôle Suez (100Mt) et SUMED (120Mt -> 240 bientôt ?) Arabie saoudite : capacité d’évacuation 300Mt, producteur dominant, garantit sécurité écoulements des autres membres du Conseil de Coopération du Golfe (Koweït, Qatar, Emirats). Turquie : transit 100Mt venues d’Irak, et bientôt davantage depuis l’Iran et Asie centrale : déjà le cas avec le BTC (Bakou-Tbilissi-Ceyhan) = 50Mt.  Europe occidentale tributaire de la mer Rouge et de la Méditerranée.  Asie (qui absorbe 60% pétrole MO et 100% du gaz liquéfié) dépendante d’Ormuz.  USA peuvent jouer sur les deux sources d’approvisionnement.

III. Revenus pétroliers : vaches grasses et vaches maigres Durant 50 dernières années, transformation totale du marché et de la production de pétrole.

A.

Jusqu’aux 1950s : l’ère des concessions ou la domination des majors

7 grandes compagnies (« majors ») constituent un cartel : Standard Oil of New Jersey (Exxon), Standard Oil of California, Mobil, Gulf Oil, Texaco; BP; Royal Dutch Shell (+ CPF). Régime de concession : Etats cèdent prérogatives aux compagnies (exploit, prod, commercialisation) en échange de royalties (12,5% du « prix affiché », fixé par les compagnies).

B.

1950-1970 : L’entrée en lice des pays producteurs

Prix bas de l’énergie et demande en hausse => hausse spectaculaire production. Etats producteurs entament le monopole du cartel constitué par les majors. 1. Création de l’OPEP Baisse continue prix (1,7$/baril 1950, 1,4$ 1960, 1,3$ 1970) donc 5 pays producteurs fondent l’OPEP à Bagdad sous l’impulsion du Venezuela (+ Iran, Irak, Koweït, AS), et qui compte auj 12 membres. Buts : Stabiliser prix et recettes fiscales du pétrole brut exporté Assurer contrôle effectif et intégral des ressources en passant par participation et nationalisation 2. Action sur la fiscalité pétrolière « Partage des bénéfices » : règlement 50-50 octroie aux pays prod une rémunération = à 50% du prix affiché, + royalty. Mais fixation des prix toujours effectuée par grandes compagnies. 3. Apparition nouveaux partenaires Nouvelles compagnies tentent de briser le monopole des majors : Indépendantes américaines (Getty, Occidental) avec conditions + avantageuses aux pays prod Compagnies nationales des pays prod (Sonatrach en Algérie, INOC en Irak) ou conso (ENI en Italie)

4. Début 1970s : majors restent maîtres du jeu Droit décision quasi absolu : prix, niveau et système production (augmentation fiscalité compensée par érosion des prix). 4 filiales communes au MO (assurent 90% prod) mais rivalités : Anglo Iranian Petroleum (future BP) prédomine bien qu’elle cède des parts aux majors US (en Iran après échec nationalisation 1951 et dès 1944 Aramco : Arabian American Oil Company) qui gagnent en influence. - Libye : indépendantes US proposent nouveaux contrats (joint-venture), meilleure rémunération. - Algérie : compagnies françaises = 90% prod (CPF-Total et Elf-Erap).

C.

Nouvelle donne pétrolière des 1970s

Fin situation d’excédent chronique de brut => renversement tendance des prix, orientés à la hausse. Chocs pétroliers 1. 1971-72 : 3 conférences de l’OPEP (Téhéran, Tripoli, Genève)  revalorisation du pétrole brut (+20%) 1973 : après-guerre Kippour : prix x4 en 4 mois  Arabian Light passe à 11,65$.  Pour la 1ère fois dans l’histoire pétrolière, les producteurs fixent les prix, au détriment des majors. 1979 révolution Iran = détonateur nouvelle crise pétrolière  prix x2 en 1 an (24$), x3 en 2 ans (36$).  Nouveau partage rente pétrolière entre compagnies et pays prod : fiscalité passe de 55 à 85%, royalty de 12,5 à 18%. 2. Nouveau rôle pour pays producteurs (revenus x40 en 10 ans) Nationalisations : Algérie 1971, Libye/Irak 1972, Iran 1973. Hausse participation dans capital (jusqu’à 100%) : Koweït 1975, Qatar 1976, Arabie 1980. Etats de plus en plus présents sur le marché (prix, production, commercialisation). Majors : transport, raffinage, distribution  prestataires de services, fournisseurs de technologie.

D.

Du contre-choc pétrolier à la situation actuelle

1. L’adaptation Face à la hausse des prix, pays importateurs  efficience énergétique et énergies alternatives. Dès 1980s, rééquilibrage du marché. Demande des pays dvpés diminue du fait de la récession . Marché s’inverse, fixation des prix passe progressivement sous contrôle des acheteurs et l’OPEP est minée par la divergence d’intérêts de ses membres => contre-choc sévit en 1985. Baisse du prix du pétrole et retournement de 2003 2. Baisse lente (et compensée par hausse $) atteint 13$/baril en 1988. Le contre-choc nuit aux pays export (baisse revenus) qui deviennent déficitaires (balance paiements), voire endettés (Arabie). Fin 2002 renversement tendance  140$/b juin 2008, puis dépréciation (50$ nov 2008) avant de fluctuer vers 100$/baril (aujourd’hui), tandis que la rente d’hydrocarbures s’élève à 700Md$. 3. Profonde transformation du marché pétrolier - Actuellement, la course aux investissements pétroliers nécessite technologie de pointe et capitaux donc souvent des sociétés occidentales qui se voient proposées des législations/contrats avantageux. - OPEP affaiblie (40% marché), divisée, alors que nouveaux producteurs émergent (GB, Nor, Mex, Chine) et que la moitié des transactions s’effectuent sur le marché libre dit spot  de multiples acteurs influent sur la formation des prix qui n’est plus monopolisée. Des surplus pétroliers des 70s aux fonds souverains Excédents de la balance des paiements accumulés par pays pétroliers durant 70s, puis ces surplus disparaissent (voire endettement) du fait du financement des guerres 80s, mais explosent à nouveau depuis hausse cours  fonds souverains/pétro$ qui permettent rembourser dettes (AS, Koweït) et d’investir : extraction, raffinage,

pétrochimie, liquéfaction (gaz) ; infrastructures ; invest firmes européennes (Porsche, Harrods, Cepsa, Vinci) ou des émergents (Brésil, Indonésie, Chine). Trucs stylés :  Question pétrolière dépasse champ éco : dimension stratégique et géopolitique.  Tunisie : autosuffisance énergétique : pétrole et gaz uniquement destinés au marché national. Algérie exporte les ¾ du pétrole extrait.  Koweït : 7,5% des réserves mondiales de pétrole. Pétrole le moins coûteux du monde : débit 1000 fois supérieur à un puit au Texas.  Arabie Saoudite : 2ème producteur mondial de pétrole après la Russie. 20% des réserves mondiales.  Provinces du Golfe = piège à hydrocarbures (50% réserves pétroles, 40% gaz ; contre 60% et 45% si on considère l’ensemble du Maghreb/MO). Facilité d’extraction : prix de revient inégalable (peu profond, gros débit et forage off-shore aisé)  rapport 1 à 15 / Mer du Nord. Prod flexible : producteur tampon qui pèse sur formation prix et approvisionnement marché.  Enjeu du contrôle de l’acheminement des produits énergétiques. USA dépendent pour 16% de la région, Chine 22%, Europe 25%, Japon 90%. La sécurité des approvisionnements est menacée par la multiplication des conflits dans la région.  60% des exportations d’Algérie et Libye vers Europe occidentale. Réseau dense oléo/gazoducs relie champs sahariens aux ports méditerranéens  Arzew + installations pour liquéfaction du gaz.  Canal de Suez fermé après la Guerre des Six Jours de 1967 à 1975  contournement par l’Egypte grâce à l’oléoduc SUMED. Rôle du Golfe se renforce : 50% du pétrole transite par le détroit d’Ormuz.  Ormuz menacé avec guerre Iran-Irak 1980-1988  nouveaux oléoducs : Petroline qui traverse Arabie Saoudite et oléoduc Irak-Turquie. Mais Ormuz demeure passage essentiel.  3 pays jouent rôle essentiel dans l’acheminement pétrolier :  Egypte : contrôle Suez et SUMED.  Arabie Saoudite : garantit la sécurité des écoulements des autres pays du Conseil de Coopération du Golfe : Qatar, Koweït, EAU.  Turquie : trafic venu d’Irak : Bakou-Tbilissi-Ceyhan.  Jusqu’aux années 1950 :  7 grandes compagnies (« majors ») constituent un cartel : Standard Oil of New Jersey (Exxon), Standard Oil of California, Mobil, Gulf Oil, Texaco; BP; Royal Dutch Shell (+ CPF).  Régime de concession : Etats cèdent prérogatives aux compagnies (exploit, prod, commercialisation) en échange de royalties (12,5% du « prix affiché », fixé par les compagnies).  Création de l’OPEP en 1960. Buts : stabiliser prix et recettes fiscales du pétrole brut exporté + assurer contrôle effectif et intégral des ressources en passant par participation et nationalisation. Apparition de compagnies nationales des pays prod : Sonatrach en Algérie, INOC en Irak. Mais début des années 1970 : les majors restent maîtres du jeu : en Libye les indépendantes US proposent des contrats de joint-venture, en Algérie les compagnies françaises représentent 90% de la production.  Basculement : 1973 : après-guerre Kippour : prix x4 en 4 mois  Arabian Light passe à 11,65$ le baril. Pour la 1ère fois dans l’histoire pétrolière, les producteurs fixent les prix, au détriment des majors. 1979 révolution Iran = détonateur nouvelle crise pétrolière  prix x2 en 1 an. Nouveau partage rente pétrolière entre compagnies et pays prod : fiscalité passe de 55 à 85%, royalties de 12,5 à 18%. + Etats de plus en plus présents sur les marchés et même nationalisations en Algérie 1971.  Dès 1980s, rééquilibrage du marché. Demande des pays développés diminue du fait de la récession. Marché s’inverse, fixation des prix passe progressivement sous contrôle des acheteurs et l’OPEP est minée par la divergence d’intérêts de ses membres => contre-choc sévit en 1985. Mais renversement de la tendance en 2002.  Actuellement, la course aux investissements pétroliers nécessite technologie de pointe et capitaux donc souvent des sociétés occidentales qui se voient proposées des législations/contrats avantageux. OPEP

affaiblie (40% marché), divisée, alors que nouveaux producteurs émergent (GB, Norvège, Mexique, Chine) et que la moitié des transactions s’effectuent sur le marché libre dit spot  de multiples acteurs influent sur la formation des prix qui n’est plus monopolisée.

Un potentiel impressionnant Données d’ensemble Hydrocarbures sahariens du nord de l’Afrique Algérie (77Mt) Tunisie (4Mt) Libye (77Mt) Egypte (35Mt) Israël Hydrocarbures du Golfe Irak, grand potentiel Syrie, petit producteur (20Mt) Péninsule Arabique : l’essentiel des ressources (820Mt) Iran (200Mt) Atouts du pétrole moyen-oriental Nouvelles routes du pétrole L’écoulement de la production d’Afrique du Nord Au Moyen-Orient, une nouvelle géographie de l’acheminement pétrolier (carte p.301) Fermeture canal de Suez (1967-75) et ses conséquences Menace sur Ormuz et nouveau tracé des oléoducs 3 pays jouent actuellement un rôle essentiel dans l’acheminement pétrolier Revenus pétroliers : vaches grasses et vaches maigres Jusqu’aux 1950s : l’ère des concessions ou la domination des majors 1950-1970 : L’entrée en lice des pays producteurs Création de l’OPEP Action sur la fiscalité pétrolière Apparition de nouveaux partenaires Début 1970s : majors restent maîtres du jeu Nouvelle donne pétrolière des 1970s Chocs pétroliers Nouveau rôle pour pays producteurs (revenus x40 en 10 ans) Du contre-choc pétrolier à la situation actuelle L’adaptation Baisse du prix du pétrole et retournement de 2003 Profonde transformation du marché pétrolier...