article

Le pétrole est une roche carbonée. C'est une roche liquide ou huile minérale. Le mot vient du latin petraoleum (petra- et -oleum, soit « huile de pierre »). On le trouve principalement dans le sous-sol par forage, mais en certains endroits, on le trouve à même le sol où il affleure. Il s'agit d'une importante source d'énergie.

Formation

Le pétrole est issu de la décomposition de matières organiques végétales et animales qui se sont accumulées au fond des océans il y a des millions d'années (notamment lors du Silurien, du Jurassique et du Crétacé). Cette matière organique, collectée dans des endroits confinés (lagunes, deltas, ...) s'enfonce alors lentement à des profondeurs de plus en plus importantes.

Par l'effet de la chaleur interne (propre à la Terre) et de la pression environnante, ainsi que par la présence de bactéries et par l'absence de l'oxygène, l'ensemble des matières organiques en présence ont été lentement décomposées et transformées en gaz et en un liquide plus ou moins visqueux qui est le pétrole.

Selon la configuration du terrain, la variété des produits enfouis (matières végétales, animales, plancton, etc.) et d'autres paramètres, le pétrole formé peut être plus ou moins soufré, plus ou moins léger ou contenir plus ou moins de sel.

Le pétrole léger, moyen ou lourd est le résultat de la décomposition d'organismes du carbonifère (micro-organismes, animaux et végétaux), pris au piège dans les sédiments. Il se forme d'abord en kérogène qui se transforme lui-même (suivant les différentes conditions environnementales) en pétrole, gaz ou charbon. Cette transformation n'a lieu qu'en milieu réducteur (cette condition est généralement liée à la pauvreté du milieu en oxygène), par un ensemble de réactions chimiques complexes dans des conditions de température et de pression élevées.

On parle de produit fossile, comme pour le charbon (résultat d'une transformation différente qui se produit sur des organismes de la même époque), en raison de la durée nécessaire pour la formation des sédiments, de l'ordre de dizaines voire des centaines de millions d’années. Cependant, dans quelques rares cas, on a pu déterminer une formation beaucoup plus rapide, de l'ordre du million d'années.

Pour obtenir dans un endroit un système pétrolier actif, cinq conditions doivent être réunies :

  1. Présence d'une roche source (ou roche mère), strate sédimentaire très riche en matière organique. En général, il s'agit de grès, d'argile, de schiste ou de charbon généré durant l'une des six périodes de fort réchauffement climatique, le jurassique supérieur et l'aptien étant les plus productives. Les sédiments en question se solidifient en roches poreuses, pouvant se retrouver à plusieurs centaines de mètres de profondeur (jusqu'à trois kilomètres pour les plus profondes).
  2. Maturité de la roche source : Pour que les matières organiques se transforment en plusieurs phases en eau et en kérogène, puis en pétrole et en gaz naturel, il faut avoir atteint la « fenêtre » nécessaire, en temps et en température.
    Ces hydrocarbures finissent par quitter la roche mère sous l'effet de la pression ; leur faible densité (généralement inférieure à la densité de l'eau) les entraîne vers la surface. Si aucune barrière naturelle ne s'oppose à cette migration, le pétrole peut remonter jusqu'à la surface et y affleurer, d'où une nouvelle condition nécessaire :
  3. Présence d'une roche réservoir, suffisamment poreuse (sables, carbonates ou dolomites sont les réservoirs les plus courants) pour que les hydrocarbures s'y imprègnent. Au plus le réservoir est poreux, au plus l'extraction sera facile.
  4. La condition pour que cette couche conserve le pétrole est qu'elle soit surmontée par une couche imperméable, dite de couverture, qui peut être une roche comme de l'argile par exemple, ou un dépôt dû à l'évaporation d'eau de mer (sel, gypse). Ce sont alors des pièges stratigraphiques.
  5. Pour que les fluides se réunissent en un point, il faut encore qu'il existe une structure piège, c'est-à-dire un dôme dans la surface de contact entre le réservoir et la roche de couverture. Les pièges les plus vastes sont ceux formés par les déformations anticlinales, mais les failles jouent aussi un rôle important. Certains pièges sont directement issus d'anciens éléments du paysage : par exemple, un récif corallien, une fois fossilisé et encastré dans une roche imperméable, peut être une structure piège convenable.

Si les conditions dynamiques (mouvements des hydrocarbures fluides dans le réservoir) naturelles ou provoquées artificiellement sont favorables, on obtient alors un gisement exploitable.

Composition

Le pétrole est un mélange d'hydrocarbures. Ces hydrocarbures se présentent sous forme de chaînes linéaires plus ou moins longues, ou bien des chaînes cycliques naphténiques ou aromatiques. On distingue les différents types de pétrole selon leur densité, leur fluidité, leur teneur en soufre et leur teneur en différentes classes d'hydrocarbures. On dit alors que le pétrole est paraffinique, naphténique ou aromatique. On les distingue aussi parfois selon leur provenance (golfe Persique, mer du Nord, Venezuela, Nigeria). Ils font partie de ce qui est appelé les « bruts ».

Il existe des centaines de bruts de par le monde. Certains servent comme étalon pour établir le prix moyen du pétrole en provenance d'une région donnée. Les bruts les plus connus sont l'Arabian Light (brut de référence du Moyen Orient), le Brent (brut de référence européen) et le West Texas Intermediate (WTI) (brut de référence américain).

Selon sa provenance et en général, le brut peut contenir du gaz dissous, de l'eau salée, du soufre et des produits sulfurés. Il a une composition trop complexe pour être décrite en détails. Il faut distinguer simplement 3 catégories de bruts :

  • les bruts à prédominance paraffiniques
  • les bruts à prédominance naphténiques
  • les bruts à prédominance aromatiques

Il faut signaler également qu'il existe des bruts aptes à faire du bitume, ce sont des bruts très lourds de type Boscan, Tia Juana, Bachaquero ou Safaniya et Kuwait.

Chimie

La densité et la fluidité d'un pétrole sont liées à la présence de molécules organiques plus ou moins longues et complexes. En particulier, de longues chaînes de carbone et d'hydrogène, des molécules naphténiques et des molécules aromatiques le composent. D'une manière générale, le pétrole contenu dans les gisements contient aussi de l'eau salée, du gaz carbonique, du soufre et des traces de métaux en quantité plus ou moins grande.

Les deux principaux critères pour classer les centaines de bruts différents qui existent sont la gravité (densité) et la teneur en soufre, depuis le plus léger et le moins sulfureux qui est du condensat et le plus lourd et le plus sulfureux qui contient 90 % de bitume environ : c'est un brut d'Italie. Nous n'avons donc pas la prétention de classer tous ces bruts, mais seulement donner au lecteur un aperçu des différentes classes de bruts, selon d'une part leur légèreté (c'est-à-dire le rendement en fuel en %poids) et d'autre part leur teneur en soufre (TBTS, BTS, MTS, HTS, THTS).

Classification des bruts
- valign="top" 		% S du fuel
Rdt % du fuel 		Brut TBTS
≤ 0,5 % S 		Brut BTS
≤ 1,0 % S 		Brut MTS
≤ 2,0 % S 		Brut HTS
≤ 3,0 % S 		Brut THTS
> 3 % S
- valign="top" 		Très léger
Rdt ≤ 31 % Pds 		Arzew
Hassi-Messaoud
Zarzaitine
Nigeria Light 		Brent      
- valign="top" 		Léger
Rdt ≤ 38 % Pds 		Nigeria Forcados
Nigeria Médium 		Bréga
Zuétina 		Murban Qatar
Zakhum
Berri
Umm Shaïff 		 
- valign="top" 		Moyen
Rdt ≤ 48 % Pds 		Ekofisk Es Sider Agha Jari
Ashtart
Arabe Léger
Tatar 		Basrah
Kirkuk
- valign="top" 		Lourd
Rdt > 48% Pds 		Amna
Bassin Parisien
Gamba
Emeraude / Loango
Loango 		Emeraude Grondin / Mandji
mélange 		Grondin Buzurgan
Kuwait
Safaniya (Arabe lourd)
Tia Juana
Bachaquero
Rospo Mare

Aussi, le travail du raffineur a pour objectif de séparer le pétrole en plusieurs fractions d'une part et, d'autre part, d'obtenir, par divers moyens, le maximum de fractions légères avec le minimum de soufre contenu dans ces fractions.

Utilisations

De l'Antiquité au Moyen Âge

Depuis la Révolution industrielle

  • En 1885, le chimiste américain Benjamin Silliam Jr. (1816-1885), reprenant des travaux antérieurs, retrouva un certain nombre de produits naturels par distillation du pétrole : goudrons, lubrifiants, naphta, solvants pour les peintures ainsi que l'essence qui, considérée à l'époque comme produit mineur, était utilisée comme détachant.
  • En 1857, la ville de Bucarest était la première au monde éclairée au pétrole.
  • En 1900, le principal usage du pétrole était celui de « pétrole lampant » qui venait de remplacer chandelles et bougies et brûlait dans des lampes à pétrole en cuivre ou porcelaine.

En 1857 et 1858 la production mondiale de pétrole était de 200 tonnes par an et provenait entièrement de Roumanie.

En août 1859, en:Edwin Drake découvre du pétrole en Pennsylvanie, à en:Titusville et dès 1859 les USA produisent 274 tonnes. Entre 1860 et 1863 commence la production au Canada et en Russie.

C'est depuis la fin du et plus encore au début du que le pétrole a pris toute son importance comme combustible en vue de produire de l'énergie puis, dans l'entre-deux-guerres, comme matière première pour la production de multiples matières plastiques et méthode de chauffage.

Ces deux derniers usages du pétrole se sont tellement généralisés au cours du qu'une bonne partie de l'économie mondiale repose maintenant sur lui, à tel point que les problèmes d'approvisionnement des pays consommateurs fragilisent l'équilibre géopolitique avec les pays producteurs (cf. la section Économie).

À l'heure actuelle, les grands secteurs d'utilisation des produits pétroliers sont (en pourcentage par ordre de grandeur décroissante) :

De nombreux spécialistes prévoient un pic pétrolier pour les années à venir. En d'autres termes la production journalière va baisser car le pétrole restant deviendra de plus en plus difficile à extraire. Jean-Luc Wingert pense que le pic arriverait vers 2015.

Régions pétrolières

Du fait des circonstances géologiques nécessaires à sa création, le pétrole est concentré dans certaines provinces géologiques. Si plus de 100 pays en possèdent, l'essentiel des réserves se trouvent concentrés dans une poignée de régions, comme le Golfe Persique, la Sibérie Occidentale, le Golfe du Mexique, la Mer du Nord, le nord du Venezuela, le Golfe du Niger, etc.

Voir l'article Régions pétrolières : détails et cartes par continent.

Les principaux pays producteurs sont (par ordre décroissant de production en 2005, avec production en Mb/j incluant le brut, les liquides de gaz naturel et le pétrole non conventionnel, mais pas le gain de raffinage) :

  • 9,47
  • 9,44
  • 7,27
  • 3,91
  • 3,76
  • 3,63
  • 3,03
  • 2,97
  • 2,64
  • 2,51
  • 2,5
  • 2,5
  • 2,0 (environ)
  • 1,7
  • 1,7
  • 1,6

Les principaux pays exportateurs sont (par ordre décroissant d'exportation en 2005) :

  • 7,38
  • 6,64
  • 2,74
  • 2,34
  • 2,18
  • 2,12
  • 2,09
  • 2,09
  • 1,66
  • 1,38

Source : Statistiques du gouvernement des États-Unis

Voir aussi :

Cette répartition géographique un enjeu stratégique important, cumulée à l'importance des carburants pétroliers pour l'économie et pour la mobilité (y compris militaire) explique que le le pétrole soit devenu la cause de certain conflits, et un enjeu dans nombre d'autres. Citons :

Industrie pétrolière

voir l'article Industrie pétrolière (exploration, forage, extraction, transport, raffinage, produits)

Commerce du pétrole et des produits pétroliers

Le pétrole brut, extrait du sous-sol dans les différents endroits de la planète possède des caractéristiques physico-chimiques propres. Il existe une multitude de bruts dans le monde entier, depuis le brut le plus léger et le moins sulfureux comme le brut nigérien, ou encore celui de la Mer du Nord, jusqu'au brut le plus lourd ou le plus sulfureux comme le brut mexicain ou le brut vénézuélien.

Il existe également des condensats très légers ainsi que des gisements de gaz comme ceux d'Hassi-R-Mel au Sahara.

La qualité d'un brut, donc son prix, varie selon un certain nombre de critères. Pour simplifier, on peut dire que plus le brut est léger (c'est-à-dire apte à fournir, après traitement, une grande quantité de produits à forte valeur marchande), plus il est cher. Il en est de même pour le brut sulfureux. Plus il contient de soufre (sous forme d'hydrogène sulfuré ou autres produits sulfurés), moins il est cher.

Selon le cas, d'autres caractéristiques physico-chimiques sont également recherchées dans un brut telles que la teneur en naphtènes ou en aromatiques. En effet une grande teneur en naphtènes favorise, après passage dans l'unité de reformage catalytique, la formation des produits aromatiques, et permet d'obtenir du carburant à haut indice d'octane.

En conséquence, la valeur d'un pétrole brut dépend de sa provenance et de ses caractéristiques physico-chimiques propres, qui permettent après traitement à générer une plus ou moins grande quantité de produits à haute valeur marchande.

Sans entrer dans des considérations techniques et fiscales détaillées, on peut distinguer la provenance des bruts entre :

  • brut de participation, brut revenant au pays hôte qui peut le rétrocéder en tout ou partie au concessionnaire à un prix dit de buy-back
  • brut de concession revenant au concessionnaire dont le prix prend en compte la redevance (royalty), le montant de la fiscalité et bien entendu les charges de production (appelées encore coûts techniques).

Le commerce international du pétrole brut, ainsi que celui des produits pétroliers intermédiaires et celui des produits finis, est centralisé sur deux marchés, qui sont situés à New York et à Londres. Pour New York c'est le NYMEX (New York Mercantile EXchange) et pour Londres c'est l'IPE (International Petroleum Exchange). Évidemment ce commerce se fait également à Houston, à Tōkyō, à Singapour et dans d'autres villes du monde mais tous passent par les deux marchés cités plus haut car de nos jours tout se passe par réseau Internet interposé.

La cotation des différents bruts se fait tous les jours 24h/24 et la plupart des pétroliers sont abonnés aux pages émises par l'agence Reuters qui fournit cette cotation. En Europe les traders négocient le matin avec l'Asie et, après l'ouverture du marché de New York, avec les États-Unis tard dans la soirée jusque vers 11 heures du soir. Le système de transaction est comparable à ceux des marchés financiers.

Cette cotation s'adosse sur des bruts de références comme l'Arabe Léger (Arabian Light), le WTI (West Texas Intermediate) ou encore le Brent (brut de Mer du Nord).

En effet, la valorisation d'une quantité déterminée de brut, en général 1 tonne métrique, tient compte du prix FOB de ce brut plus les frais de transport (le fret), l'assurance, les incidences de pertes, les frais de raffinage et une certaine marge bénéficiaire pour le raffineur. Aussi il y a toujours une corrélation entre le prix des produits finis et le prix « FOB » d'un brut.

Cette valorisation se fait quotidiennement par moyens informatiques interposés, afin de connaître au jour le jour la valeur marchande de chacune des qualités de brut sur le marché.

Comme dans la bourse des actions, les transactions entre traders se font par téléphone ou par Internet interposé et confirmées par fax ou par email.

Comme pour les marchés financiers, il existe également un marché à terme. Sur ce marché, le brut est vendu ou acheté par lot, à un ou à plusieurs mois de livraison à l'avance. Il en est de même pour les produits intermédiaires comme le naphta ou le kérosène, ou pour les produits finis comme les carburants, le « jet fuel », le gazole ou le fuel lourd.

En un mot tout ce qui vient d'un pétrole brut est vendable, et vendu, y compris les résidus.

L'aspect financier de ce commerce est énorme et se chiffre par milliards (ou par dizaines de milliards) de dollars par jour. Imaginez qu'une seule cargaison d'Arabe Léger de 250.000 tonnes peut valoir jusqu'à 80 millions de dollars et les traders du monde entier traitent des centaines de cargaisons par jour.

Le prix de revient d'un baril de brut, tout au moins pour les bruts extraits depuis la terre (brut onshorg), est très bon marché, de l'ordre de 2,50 US$/baril (1 baril = environ 159 litres, exactement 158,984 litres), ceci en comptant très large les coûts de recherche et d'extraction de ce brut.

Pourtant ce même baril de brut vaut environ 70 à 75$ à l'heure actuelle sur le marché (Mai 2006). On voit que la marge bénéficiaire, tout au moins pour le propriétaire du gisement et l'État hôte, n'est pas négligeable ; d'où des enjeux économiques faramineux, donc politiques énormes. Les conflits internationaux afin d'avoir la mainmise sur des ressources énergétiques (et donc des profits très confortables) sont monnaie courante.

Le brut et les produits peuvent être vendus FOB (Free On Board) ou CIF (Cost, Insurances and Freight). Dans le premier cas c'est l'acheteur qui paie les charges après achat (charges correspondant à l'affrètement du navire, le fret et l'assurance de la cargaison) et dans le deuxième cas c'est le vendeur qui a tout réglé avant la vente. Evidemment le prix est moins élevé dans le premier cas que dans le deuxième.

D'une manière générale, toute transaction de brut ou de produit nécessite la connaissance de ce brut ou de ce produit. Aussi le vendeur, quand il est le premier propriétaire du brut fournit à l'acheteur une analyse plus ou moins détaillée des caractéristiques physico-chimiques du brut ou du produit. Selon le cas et le nombre de caractéristiques demandées au laboratoire d'analyse, une telle analyse peut coûter entre 200.000 à 250.000 € ou plus, mais cette dépense n'est qu'une goutte d'eau vue les profits retirés (voir plus loin les caractéristiques d'une analyse simplifiée de brut).

Comme il a été dit dans l'article sur la production, la stabilité d'une qualité commerciale est indispensable afin d'obtenir une valeur marchande constante et régulière, aussi le producteur du brut régule minutieusement le débit de chaque puits productif (ou de chaque gisement) afin de respecter cette constance de qualité. Cette régulation se fait par ordinateur.

En effet comme on a vu, un gisement peut s'étendre sur des centaines de kilomètres carrés et plusieurs gisements peuvent se trouver près les uns des autres et nécessiter le forage de plusieurs dizaines voire des centaines de puits productifs différents à différentes profondeurs. Le débit, la collecte et le mélange de tous ces affluents exigent une régulation très poussée qui se fait en général par électronique et automatismes interposés.

Pour un pétrolier raffineur, le commerce des bruts et des produits finis a plusieurs objectifs :

  • tout d'abord assurer l'approvisionnement en brut et en charges ses propres raffineries,
  • écouler sur le marché ses propres surplus de production en brut et en produits,
  • échanger avec les confrères les bruts et les produits afin d'éviter les transports inutiles.

Il en résulte de ces objectifs une recherche constante d'occasions de transactions afin de satisfaire au mieux ses propres besoins et si possible tirer en supplément quelques confortables profits.

Comme il a été dit, entre producteur, intermédiaire et consommateur final, il existe un marché de transactions international et d'échanges aussi bien en brut qu'en produits finis. En général, les sociétés pétrolières établissent avec les pays et/ou sociétés producteurs des accords d'achats à plus ou moins long terme (voir plus haut). Néanmoins, une bonne partie du pétrole produit est vendu sur le marché libre, et selon l'offre et la demande du moment.

Pour vendre du pétrole, si ce pétrole est bien connu, on a des analyses périodiques faites par les sociétés pétrolières ; si ce pétrole vient d'être découvert et exploité, c'est le producteur qui fournit l'analyse qui est encore une société pétrolière opérateur du gisement.

Dans la hiérarchie des prix de bruts, le prix d'un brut dépend, en grande partie, des caractéristiques chimiques et physiques de celui-ci. C'est ainsi qu'un brut HTS a un prix plus bas qu'un brut BTS, un brut naphténique est plus cher car ce brut va, après reformage, donne beaucoup de produits aromatiques à haut indice d'octane, servant de bases à la fabrication des essences ordinaire et super. Si la fraction kérosène du brut est abondante et elle a un point de congélation très bas, par exemple -54°C, ce brut est plus cher car le kérosène sert de base à la fabrication du Jet A1, carburant pour les avions. Evidemment la proximité des lieux de consommation influence également le prix car le coût du transport est moindre sans parler d'autres critères économiques et/ou politiques.

Tout comme les actions, il y a une bourse du pétrole et des produits finis, on peut les acheter « spot » ou à terme avec livraison à 1, 2 , 3...6 mois. Il faut signaler aussi que le pétrole peut être vendu ou acheté FOB Free On Board ou CIF Cost, Insurance and Freight comme les autres denrées. Les prix du marché sont publiés quotidiennement par le journal spécialisé : le Platt's Oil Gramm. Comme il a été dit plus haut, une cargaison de pétrole peut être achetée et vendue à plusieurs reprises entre le moment où le pétrole est chargé au terminal de chargement et celui où il est déchargé au pays consommateur. Ces transactions sont le fait soit des traders des sociétés pétrolières, soit des courtiers indépendants, soit des deux. Parfois, dans une journée il suffit d'acheter et de vendre trois ou quatre cargaisons pour avoir un bénéfice confortable.

Pour les sociétés pétrolières, il est important de connaître aussi près que possible la valeur d'un pétrole d'une qualité donnée à un moment donné. Pour ce faire, à l'aide de programmes informatiques, on effectue une valorisation spot, c’est-à-dire qu'on détermine la valeur de cette qualité de pétrole avec les prix des produits finis du moment. En effet, connaissant la qualité de pétrole, et d'après une certaine structure de raffinage déterminée, on peut évaluer la quantité de propane/butane, d'essences, de Jet A1, de gasoil moteur et de fioul domestique que l'on peut produire, et donc le prix de ce pétrole (compte tenu de son coût de raffinage et de transport, marge etc.).

Le prix du pétrole varie très souvent, dû à des facteurs divers, production quotidienne en excédent ou en déficit, crise politique dans un pays quelconque, intempéries, terrorisme, guerre etc. Il suffit qu'une saison soit plus froide ou plus chaude aux États-Unis ou en Europe pour que le prix du fioul domestique augmente ou diminue de dizaine de pourcents et par ricochet le prix du pétrole lui-même.

Il y a aussi un autre problème qui fait varier le prix du pétrole : c'est la réserve en cas de guerre. En effet, dans la plupart des pays, la loi exige que les sociétés de raffinage possèdent une réserve de pétrole brut ou son équivalent en produits finis représentant, au bas mot, trois mois de consommation nationale. Ceci pour éviter, en cas de guerre, que l'armée soit à court de carburant. C'est ainsi que le prix des bruts fluctue au gré de la montée ou de la baisse des réserves ("Strategic Petroleum Reserve") aux États-Unis.

  • Lien externe : *
  • Lien externe : *

Distribution des produits pétroliers

Le pétrole, une fois raffiné et les produits consommables fabriqués, doit être vendu sous forme de produits finis tels que :

  • Super carburant sans plomb 95 indice d'octane RON (85 indice d'octane MON)
  • Super carburant sans plomb 98 indice d'octane RON (87 indice d'octane MON)
  • kérosène,
  • Aviation gazoline 100 LL (AVGAS 100 LL)- 100 indice d'octane 100 RON
  • Jet A1,
  • Gazole moteur,
  • Fioul domestique,
  • Diesel Oil,
  • Fioul marine,
  • Fioul BTS,
  • Fioul MTS,
  • Fioul HTS,
  • Bitumes

Pour ce faire, les sociétés pétrolières créent ou rachètent des réseaux de distribution. Un réseau de distribution comporte plusieurs branches ou canaux de distribution :

Le réseau de distribution possède des entrepôts de stockage ou dépôts répartis à travers un pays ou une région, un parc de camions citerne. Les sociétés pétrolières ont souvent des contrats à plus ou moins long terme avec les différents clients potentiels pour la fourniture des différents produits cités ci-dessus. Les besoins mensuels de chacun des clients sont connus longtemps à l'avance et réactualisés environ 45 jours avant les livraisons. Ces besoins sont entrés comme données dans un programme informatique servant de plan mensuel de production permettant à la raffinerie de choisir les quantités et les qualités de bruts à traiter dans le mois.

Voir aussi l'article de fond : Plans d'approvisionnement, de production et de distribution du pétrole.

Si, une société pétrolière ne possède pas de raffinerie dans une certaine région, mais qu'elle a quand même des canaux de distribution dans cette région, dans ce cas, elle pratique le système d'échanges entre confrères.

Considérons deux régions « A » et « B » distantes l'une de l'autre d'un millier de kilomètres et deux sociétés pétrolières « P1 » et « P2 ». La société « P1 » a une raffinerie « R1 » dans la région « A » et la société « P2 » une raffinerie « R2 » dans la région « B ». Par contre, P1 et P2 ont toutes les deux des réseaux de distribution dans les deux régions A et B. Afin d'éviter des coûts de transport parasite, P1 et P2 vont s'entendre pour faire des échanges de produits ce qui veut dire que P1 va livrer dans la région « A », non seulement son propre réseau de distribution, mais aussi le réseau de distribution de son confrère P2. Il en est de même pour P2 qui va livrer entièrement les deux réseaux de distribution de la région « B ». Les échanges peuvent se faire sur la base des mêmes produits et/ou des produits différents. Mais il est bien rare que P1 et P2 soient tous les deux demandeurs; comme conséquence, il y a toujours des négociations assez ardues pour l'un des deux protagonistes.

Ce qui est vrai pour deux régions est encore plus vrai pour deux pays différents. Si P1 qui se trouve en France ne possède pas de raffinerie en Italie, mais a un réseau de distribution en Italie, et que P2, société pétrolière italienne, n'a pas de raffinerie en France, mais seulement un réseau de distribution dans ce pays, P1 et P2 vont négocier et signer un contrat d'échanges de produits pour la fourniture de produits à leur propre réseau.

C'est ainsi qu'une grande partie des produits vendus en région parisienne par toutes les sociétés pétrolières (Esso, Shell, BP, Total, Agip) vient de la Raffinerie de Grandpuits, propriété de Total. Les produits sont livrés purs, et chacune des sociétés ajoute elle-même des additifs particuliers pour personnaliser ces produits. Dans certains cas, ces additifs sont indispensables pour améliorer les performances des produits (voir Lubrifiants dans Raffinage du pétrole).

Un autre cas peut se présenter aussi. P1 est en France, elle possède un réseau de distribution en Grèce, mais pas de raffinerie. Et elle ne peut pas signer de contrat d'échange avec ses confrères grecques car les raffineries de ceux-ci sont saturées. Par contre à proximité de la Grèce il y a des raffineries indépendantes, c’est-à-dire des raffineries qui n'appartiennent pas aux grandes compagnies internationales. Dans ce cas, pour alimenter son réseau de distribution grecque, elle va signer, avec le propriétaire de l'une des raffineries indépendantes, un contrat de façonnage ou (contrat de processing). Un contrat de façonnage est un contrat dans lequel, le façonneur va raffiner du brut fourni par son client moyennant une certaine somme d'argent (frais de façonnage ou processing fees en anglais).

On définit dans ce contrat tous les termes du contrat tels que, les quantités et les qualités mensuelles de bruts à livrer, les quantités et les qualités des produits à restituer, les modes de livraison etc. On définit les rendements de chacun des produits ainsi que ses qualités physico-chimiques. Le rendement d'un produit est le pourcentage de ce produit issu du traitement d'une unité de brut (kg, tonne), selon une structure de raffinage bien déterminée. Dans notre cas, P1 va, pour toutes les périodes (mois, trimestre) définies dans le contrat, livrer du (des) brut(s) au façonneur qui fait le traitement et restitue à P1 selon son désir et ses besoins en Grèce les quantités et les qualités adéquates de produits.

A côté des fournitures régulières des réseaux de distribution, il existe évidemment des achats et des ventes « spot » selon les opportunités qui se présentent à chacun, mais dans ce cas c'est du commerce des bruts et des produits finis qui est concerné.

Économie et marchés financiers

Économie

L'extraordinaire développement économique qu'a connu le Monde entre 1950 et le milieu de 1970 n'a pu se réaliser qu'au prix d'un très fort accroissement de la consommation d'énergie. En effet, cette consommation était de 1,7 milliard de tep (tonne équivalent pétrole) en 1950 et elle était de 5,2 milliards de tep en 1970 c'est-à-dire que cette consommation est multipliée par 3 en l'espace de 20 ans pour se stabiliser quelque peu entre 1970 et 1980 car cette progression n'était plus que de 1,3 fois en 10 ans (6,9 milliards de tep en 1980).

C'est dans ce décor de développement et de consommation d'énergie « à tout va » que s'est déroulée l'histoire de l'économie pétrolière que nous divisons en trois périodes :

  • la première période, la période d'abondance,
  • la deuxième période, la période de boom économique,
  • la troisième période, la période de crise pétrolière.

L'abondance
Cette première période se déroule jusqu'en 1969 : la période d'abondance de ressources. En effet, aux productions des grandes compagnies internationales viennent s'ajouter celles des sociétés indépendantes et celles des sociétés nationales, aussi bien dans les pays producteurs que dans les pays consommateurs.

Du point de vue technico-économique, comme conséquence de ce fort accroissement de la consommation, on assiste à un développement des moyens de transport (transport maritime et par oléoduc) entraînant une diminution importante des coûts. Parallèlement, le développement de l'exploration met en évidence des ressources nouvelles, et la progression des techniques nouvelles de liquéfaction donne un intérêt nouveau au gaz naturel.

Pendant cette période, il faut aussi se souvenir des évènements politiques importants qui l'ont marqué :

  • la fermeture du marché américain en 1953 réglementant les importations pétrolières et du même coup réduisant la concurrence des pétroles du Proche-Orient, mesure destinée à encourager le développement de la recherche nationale aux USA en créant des conditions favorables ;
  • la fermeture du Canal de Suez en 1956 a entraîné une augmentation prodigieuse de la capacité unitaire des transports maritimes. C'est ainsi qu'on a construit après 1956 des supertankers de 550.000 dwt ;
  • l'ouverture en 1957 du Marché Commun (qui est devenu l'Union Européenne aujourd'hui) réalisant ainsi des conditions économiques et politiques favorables à une expansion soutenue ;
  • la création en 1960 de l'OPEP, Organisation des Pays Exportateurs de Pétrole (en anglais OPEC, Organization of Petroleum Exporting Countries), organisme chargé de coordonner les intérêts des pays membres et dont l'action fut relativement limitée au début, mais par la suite est devenue prépondérante.

Dans ce contexte politico-économique, l'abondance des ressources et le développement des investissements pétroliers des pays occidentaux dans les zones de production du Proche et du Moyen Orient expliquent la pénétration des produits pétroliers dans les bilans énergétiques des pays industrialisés ; ce phénomène se traduit dans un marché "vendeur" par une tendance des prix nettement orientés à la baisse.

Cette abondance et la hausse du coût de la "thermie charbon" (tout du moins en Europe) accéléraient le remplacement des combustibles solides par des combustibles liquides tels que le gazole et le fioul dans les usages industriels et domestiques.

Le boom économique
La deuxième période démarre en 1970 et va jusqu'en octobre 1973, date du début de la crise pétrolière. À cette époque, au Proche-Orient, et parallèlement au développement de la production, on commence à se rendre compte que les réserves existantes ne peuvent assurer indéfiniment ce rythme de production et de consommation.

Dans ce contexte de "boom économique", les pays producteurs prennent conscience de leur pouvoir et s'appuient sur la conjonction de certains évènements apparemment mineurs pour revendiquer le droit à l'accroissement de leurs revenus et à la maîtrise de leurs ressources.

Ces évènements sont de deux ordres, conjoncturo-économique et politique :

  • conjoncturo-économique :
    • régression de la production charbonnière aux USA sous la pression de la règlementation de la sécurité minière,
    • utilisation des bateaux mixtes au transport de minerai,
    • augmentation de la demande des produits pétroliers,
    • apparition des normes de protection de l'environnement,
    • difficulté dans le développement du nucléaire en tant que source d'énergie,
  • politique :
    • réduction de 50 millions de tonnes de la production libyenne,
    • rupture de la Tap-Line, oléoduc qui amenait 25 Mt/an du brut saoudien en Méditerranée orientale,
    • durcissement de la position algérienne dans les négociations du renouvellement des accords d'Évian.

Tous ces faits politico-économiques ont permis aux pays producteurs de l'OPEP d'être conscients de leur pouvoir naissant et des atouts qu'ils possédaient. En effet :

  • dans une première série de négociations à Téhéran en Février 1971, et
  • dans une deuxième série de négociations à Tripoli en Avril de la même année,

entre les pays de l'OPEP et les compagnies pétrolières, ceux-ci ont obtenu une revalorisation substantielle de leurs revenus et une consolidation permanente de cette revalorisation dans l'avenir.

Après la nationalisation des pétroles algériens à 51% en 1972, l'OPEP donnait le coup d'envoi des revendications visant à s'assurer une participation conséquente dans les sociétés pétrolières. Ces revendications on été suivies d'effets par des accords de participation signés avec les pays du golfe Persique.

En même temps, les pays producteurs profitaient de leur dominance grandissante pour procéder à des hausses de prix, hausse entérinée, a posteriori, par les compagnies pétrolières, mais d'un montant relativement raisonnable à l'époque. Le prix de l'Arabe Léger (Arabian Light), brut de référence, n'était que de 3,02USD le baril.

En septembre 1973, la Libye nationalisait 5 compagnies anglo-américaines de pétrole et en octobre 1973 éclatait la guerre du Kippour.

Cette deuxième période était donc caractérisée :

  1. par la prise de conscience des pays producteurs de leur pouvoir face aux pays importateurs et gros consommateurs d'énergie,
  2. par la puissance des pays producteurs faces aux compagnies pétrolières, bien que puissantes elles-mêmes, mais incapables de coordonner leurs efforts pour contrer les pays producteurs.

La crise pétrolière
= 1973 : Premier choc pétrolier
=

= 1979 : Deuxième choc pétrolier
=

= 2004
= La production mondiale de pétrole s'élève à environ 70 millions de barils par jour (en 2003). Les pays de l'OPEP produisent à eux seuls environ 24 millions de barils par jour, soit environ le tiers de la production mondiale de pétrole.

C'est pour limiter leur dépendance vis-à-vis de leurs importations de pétrole et donc des pays producteurs que beaucoup de pays ont cherché par la suite à développer diverses stratégies : réduction de leur consommation en faisant des économies d'énergie, développement de filières de production locale d'énergies alternatives comme le nucléaire, l'énergie hydro-électrique, solaire, éolienne géothermique, etc.

Le résultat de ces efforts a permis de stabiliser quelque peu les prix du pétrole, ceux-ci évoluant aux alentours de 35 USD/bbl jusqu'en 2003. Des fluctuations importantes dans le cours du pétrole apparaissent néanmoins lors des crises internationales que constituent les guerres, car le pétrole est un élément central en Géopolitique.

Cependant, d'autres tensions peuvent perturber le cours du pétrole : ce sont les contraintes que font peser les pays gros consommateurs, dont notamment la Chine et les USA. Les stocks et la capacité de raffinage des USA ne parviennent que difficilement à répondre à leur propre consommation, en particulier la consommation de ce qu'il y a de plus précieux, l'essence raffinée, qui représente un tiers de la consommation mondiale, alors que la population des États-Unis d'Amérique ne représente que moins de 5% de la population mondiale.

Le résultat de la crainte des opérateurs pour l'approvisionnement de cet énorme marché s'est par exemple fait sentir sur les cours par un prix du baril dépassant ponctuellement les 50 USD en octobre 2004 et 57 USD au début de 2005, puis 65 USD en août 2005, bien que cette hausse des prix soit aussi structurelle en raison de la demande en très forte augmentation de la demande des marchés chinois et indiens, dont l'économie est dans une phase de croissance sans précédent. En 2004, la consommation mondiale de pétrole a progressé de 3,4% (+15,8% pour la Chine !), ce qui est la plus forte augmentation depuis l'année 1978.

Prix

Après le choc pétrolier de 1973, les prix du pétrole ont commencé à beaucoup fluctuer. Les producteurs, raffineurs et consommateurs ont ressenti le besoin de se protéger contre cette volatilité, grâce à des instruments financiers.

À cette fin, à New York, le NYMEX (New York Mercantile EXchange) introduit en 1978 les contrats futures sur le fioul domestique (heating oil). En 1980, un groupe d'entreprises des secteurs financiers et de l'énergie fonde à Londres l'IPE (International Petroleum Exchange) et lance, un an plus tard, des contrats futures sur le gazole. Les options sont introduites sur le NYMEX en 1986.

Aujourd'hui, le NYMEX et l'IPE sont les deux plus importants marchés organisés dans le domaine de l'énergie. On peut y échanger des contrats notamment sur le light, sweet crude oil (brut léger contenant peu de soufre), le heating oil, le unleaded gasoline (essence sans plomb) à New York et sur le brent crude (également un brut léger peu soufré, mais produit en Mer du Nord) et le gas oil à Londres.

Ces contrats ont connu un vif succès avec des volumes de transactions en croissance chaque année. En 2003, il s'est échangé plus de 180 millions de barils par jour au travers de contrats futures light, sweet crude oil sur le NYMEX.

Voir aussi bourse de commerce, bourse de valeurs.

Perspectives

Une méthode prédictive a été mise au point par le géologue Marion King Hubbert, pour déterminer le moment où la production d'un champ pétrolifère atteint son point culminant. En 1956, il avait ainsi prédit le pic de la production pétrolière des États-Unis d'Amérique pour 1970, et les faits lui ont donné raison. Transposée à d'autres pays, sa méthode a toujours bien fonctionné.

Un certain nombre de chercheurs en géologie et d'anciens experts géologues en prospection pétrolière des grandes compagnies productrices se sont regroupés en association, l'ASPO, pour dénoncer la surévaluation des stocks estimés des pays producteurs. Les raisons d'une telle surévaluation sont multiples :

  • pour un pays producteur, il s'agirait d'attirer les investisseurs pour construire des infrastructures d'extraction et de transport coûteuses ;
  • pour un pays consommateur, il s'agirait de forcer les pays producteurs à maintenir un prix bas en agitant la menace d'aller se fournir ailleurs ;
  • pour les compagnies pétrolières, il s'agirait de rassurer leurs investisseurs sur leur valeur à terme, et de négocier à bas prix les achats de gisements (si les réserves mondiales sont élevées, un nouveau gisement vaut moins cher car il est moins rare). Certains dirigeants de Shell, ayant surévalué les stocks récupérables de la compagnie, ont été rémerciés en 2004, entrainant à l'époque une lourde chute des actions de la société.

Or selon les estimations de l'ASPO, le pic de production au Moyen-Orient sera atteint vers 2010. Ce pic sera suivi d'une déplétion (baisse de la production), accompagnée d'une augmentation des coûts d'extraction, qui entraîneront de fortes hausses des prix. Ce phénomène, plus proche que la réelle pénurie qui surviendra beaucoup plus tard, est celui qu'il faut craindre à court terme.

La conséquence principale de la surévaluation des stocks est une prise de risque pour l'économie mondiale, qui repose majoritairement sur le pétrole pour ses besoins en énergie, et qui n'anticipe pas la pénurie prévisible à moyen ou court terme : une crise à court terme pourrait déstabiliser à la fois l'économie et la politique sur le globe.

Les détracteurs de cette hypothèse, qu'ils voient comme théorie du complot, rappellent que plusieurs alertes à une prochaine pénurie se sont succédées depuis les années 1950, et que depuis, il n'y a toujours pas eu de tel pic. Néanmoins la réestimation à la baisse des réserves en 2004 (voir ce communiqué), effectuée l'année même du passage du baril de 40 dollars à près de 50 dollars de juin à septembre 2004, puis à 65 dollars en août 2005 (valeur supérieure de 10%, en dollar constant, aux plus hauts cours atteints lors des chocs pétroliers des années 70) doivent inciter à approfondir la question. De nombreux experts de l'ASPO prédisent un baril à 100 dollars dans moins de deux ans.

La question n'est pas de savoir si l'épuisement aura lieu, mais simplement quand il aura lieu. Une fourchette de dates comprises entre 2020 et 2030 est généralement avancée par les producteurs (pays, ce qui peut être vu comme un moyen de faire monter les cours, mais aussi sociétés, ce qui fait pourtant baisser leur cote boursière, l'investisseur comprenant alors que la valeur de l'action ne saurait dépasser le cumul des dividendes prévisible jusqu'à cette date de mort annoncée). Le rapide développement industriel de la Chine a tendance à rapprocher les estimations du bas de la fourchette. Les chercheurs de l'ASPO, pour leur part, avancent la date de 2010, tous produits pétroliers confondus (y compris les schistes bitumineux du Canada ainsi que les réserves « deeptrek », en forage profond).

Voir aussi

Articles connexes

Liens externes

Histoire et géopolitique

Liens généralistes

L'après-pétrole

Instituts - Compagnies pétrolières

Bibliographie

  • PECEBOIS, Jacques. « Le pétrole entre la logique économique et les enjeux stratégiques ». Le trimestre du monde, 1er trimestre 1991.
  • Zischka, Anton, La guerre secrète pour le pétrole. Préface de Francis Delaisi. Paris, 1934.
  • La vie après le pétrole. De la pénurie aux énergies nouvelles. Jean-Luc Wingert. http://www.apreslepetrole.org/

Compagnies pétrolières

voir la catégorie recensant les Groupe pétrolier

Il existe plusieurs sortes de compagnies pétrolières :

  • Les grandes compagnies privées multinationales verticalement intégrées (c'est-à-dire concentrant les activités d'exploration, production, raffinage, et distribition), dites Majors, telles que BP, Shell, Total, Lukoil…
  • Les Raffineurs qui ne détiennent que l'aval (raffineries et éventuellement stations services).
  • Les Independants, qui ne font que chercher et produire du brut pour le vendent à des raffineurs. Certaines sont des compagnies très importantes, comme Anadarko, d'autres sont beaucoup plus petites, avec à l'extrême des compagnies familiales n'opérant qu'un puits ou deux (au Texas notamment).
  • Les compagnies nationales, qui sont elles-mêmes assez diverses. Pemex et Aramco, par exemple, ont un monopole de la production dans leur pays, et se comportent comme un organe du gouvernement. D'autres comme Pétronas ou Petrobraz cherchent une expansion internationale, et se comportent comme des majors bien que leur capitaux soient publics.

Compagnies de courtage pétrolier

Voir aussi

Pétrole | Métaux, énergie, produits agricoles | Énergie | Carburant | énergie fossile

Ru-olie | Петрол | Petroli | Ropa | Petroliwm | Råolie | Erdöl | Petroleum | Petróleo | Nafto | 석유 | Minyak bumi | Petrolio | נפט | Nafta | Aardolie | 石油 | Petroleum | Petroleum | Ropa naftowa | Petróleo | Нефть | Nafta | Petroleum | Dầu mỏ | Нафта | 石油

 

This article is licensed under the GNU Free Documentation License. It uses material from the "Pétrole".

Home Page • arts • business • computers • games • health • hospitals • home • kids & teens • news • physicians • recreation• reference • regional • science • shopping • society • sports • world