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Chapitre IV. Les tensions vont-elles persister sur le marché pétrolier?

Author(s):
International Monetary Fund. Research Dept.
Published Date:
May 2005
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Pendant la majeure partie des années 90, le prix réel du pétrole brut (exprimé en dollars de 2003) a fluctué autour de 20 dollars le baril. Par ailleurs, le marché pétrolier n’a traversé des phases de forte volatilité que pendant le conflit au Moyen-Orient (1990–91) et la crise asiatique (1997–98). Les cours du brut ont commencé à monter à la fin de la décennie avec l’amorce de la reprise économique et les baisses de production, mais les tensions à la hausse ne sont devenues sensibles qu’en 2003–04. La croissance mondiale synchrone, la forte demande de pétrole (de la Chine, notamment) et une série de perturbations des approvisionnements ont grignoté les marges de capacité excédentaire des producteurs et porté le prix moyen annuel réel du pétrole à près de 40 dollars le baril en 2004 (graphique 4.1). Ce prix moyen a encore progressé, se situant aux alentours de 50 dollars en mars 2005.

Graphique 4.1.Le marché pétrolier, source de chocs

(1970–2004)

Une faible marge de capacité excédentaire correspond généralement à des prix volatils et en hausse.

Sources: Agence internationale de l’énergie; Département de l'énergie américain; calculs des services du FMI.

1Par capacité excédentaire, on entend la marge de capacité excédentaire des producteurs de l'OPEP, en millions de barils par jour.

2Moyenne simple des prix des bruts West Texas Intermediate, Brent et Dubaï.

3Par volatilité, on entend l'écart-type des prix réels mensuels du pétrole.

L’évolution du marché pétrolier a-t-elle de quoi inquiéter? S’il est vrai que le pourcentage de hausse du prix réel du baril a été bien plus faible que durant les années 701, le chapitre I de cette édition des Perspectives de l’économie mondiale donne à penser que les récentes augmentations pourraient quand même avoir des retombées non négligeables sur l’économie mondiale: on s’attend à un ralentissement de la croissance du PIB de 0,7–0,8 point en 2005–06 par rapport à 2004, l’une des causes étant la hausse du prix du pétrole. L’impact pourrait être encore plus marqué pour les pays en développement et les pays émergents qui ont des difficultés de financement extérieur. L’analyse des services du FMI suggère que la relation entre le prix et la production du pétrole n’est pas linéaire: une hausse particulièrement sensible du prix peut déclencher une chute rapide de la confiance des consommateurs et des entreprises, ce qui a des retombées très négatives sur l’activité économique. L’actuel manque de capacité de production excédentaire n’est pas seulement un facteur d’instabilité des prix (encadré 4.1), il rend aussi les pays importateurs de pétrole, surtout ceux qui n’appartiennent pas à l’OCDE, plus vulnérables aux ruptures d’approvisionnement.

L’évolution récente du marché pétrolier est analysée en détail à l’appendice 1.1 de cette édition des Perspectives de l’économie mondiale et dans l’édition d’avril 2005 du Global Financial Stability Report. Ce chapitre vise à évaluer les perspectives à long terme, à partir des questions suivantes:

  • Comment se présente l’avenir à moyen et à long terme du marché pétrolier, et quels sont les facteurs de risque pertinents côté demande et côté offre?
  • Y aura-t-il à l’avenir une capacité de production excédentaire suffisante pour satisfaire la demande au cours des périodes de croissance exceptionnellement forte ou de ruptures d’approvisionnement?
  • À longue échéance, le niveau où se situaient en général les cours jusqu’à récemment (20–30 dollars le baril) sera-t-il suffisant pour encourager les producteurs à accroître leurs capacités pour satisfaire une demande croissante?
  • Comment peut-on réduire les risques découlant de la tension du marché? Dans quelle mesure et sous quelle forme faut-il se couvrir contre ces risques?

Constats empiriques

La demande

Les principaux consommateurs de pétrole restent les économies avancées: les États-Unis, les pays européens membres de l’OCDE et le Japon consomment à eux tous environ la moitié de la production annuelle de pétrole (graphique 4.2). Mais la consommation des pays émergents et en développement augmente depuis quelque temps à un rythme plus vif, car ils connaissent une expansion rapide et leurs besoins énergétiques croissent, notamment la demande de pétrole pour les transports, l’industrie et le secteur résidentiel. La Chine et l’Inde comptent pour 35 % de l’augmentation de la consommation de pétrole entre 1990 et 2003, mais pour 15 % seulement de la production pétrolière au cours de la même période. Des trois secteurs précités, c’est celui des transports qui prédomine, avec 48 % de la consommation de produits pétroliers en 2002.

Graphique 4.2.Consommation de pétrole

(1971–2004)

La consommation de pétrole a baissé sous l’effet des chocs pétroliers des années 70, mais elle a depuis lors régulièrement progressé. Les États-Unis, l’Union européenne et le Japon comptent pour 50 % de la demande totale. Près de la moitié du pétrole est utilisée dans les transports.

Sources: Agence internationale de l’énergie et calculs des services du FMI.

1Moyenne simple des prix des bruts West Texas Intermediate, Brent et Dubaï.

Encadré 4.1.Pourquoi se soucier des fluctuations des cours pétroliers?

Bien que l’intensité pétrolière mondiale ait diminué, le pétrole brut demeure un produit de base majeur et l’évolution du marché pétrolier continue à avoir une incidence sensible sur le cours des événements économiques et politiques dans le monde. Le pétrole comptait pour 8 % du commerce mondial de biens et services et environ 2,5 % de l’activité économique mondiale en 2004, soit bien plus que n’importe quel autre produit de base, mais bien moins qu’il y a une vingtaine d’années. De plus, compte tenu de la répartition des réserves de pétrole et de la structure de l’offre et de la demande, les facteurs géopolitiques ont beaucoup d’influence sur le marché pétrolier.

Au cours des 30 dernières années, les cours du pétrole ont évolué dans une fourchette de 8 à 96 dollars (en dollars constants de 2003), et aucune tendance significative ne s’est dessinée (graphique ci-contre). Après une période de fluctuations marquées dans les années 70 et au début des années 80, les cours se sont stabilisés jusqu’en 1997 — mis à part une pointe pendant la première guerre du Golfe (1990–91). Depuis lors, cependant, leur volatilité s’est nettement accrue, ce qui tient à plusieurs facteurs: diminution des capacités de production excédentaires, essentiellement aux mains des pays de l’OPEP; baisse des stocks privés; changements des niveaux de production de l’OPEP, du fait notamment des bouleversements en Iraq et incertitudes géopolitiques. Il est fort possible que la volatilité ait été aggravée par la faiblesse persistante des cours entre la fin des années 80 et la fin des années 90, qui a encouragé une attitude relativement prudente en matière d’investissement.

Prix réel du pétrole et ligne tendancielle

(Chiffres mensuels, 1970–2004)

Sources: FMI, International Financial Statistics; calculs des services du FMI.

1Moyenne simple des prix des bruts West Texas Intermediate, Brent et Dubaï.

La volatilité des cours est-elle vraiment préoccupante, et jusqu’à quel point1? S’il était possible d’établir une distinction claire entre les chocs pétroliers temporaires et permanents et si tous les agents économiques pouvaient emprunter/prêter selon les besoins pour lisser les effets des fluctuations, l’impact économique de cette volatilité devrait être assez limité. En pratique, toutefois, aucune de ces conditions n’est satisfaite. Sur les 2,5 % de volatilité (définie comme l’écart-type) de la médiane de la croissance du PIB dans le monde au cours des 35 dernières années, on estime que les fluctuations des cours pétroliers comptent pour environ 0,3 point. D’après les études consacrées à l’impact de la volatilité sur la croissance2, si on réduisait cette volatilité de 50 %, le PIB mondial y gagnerait en moyenne environ 0,03 point, soit 12 milliards de dollars par an. L’incidence de la volatilité varie, bien entendu, énormément d’un pays à l’autre.

  • Les pays industrialisés seront les mieux armés pour faire face à la volatilité des cours pétroliers, puisqu’ils ont des orientations de politique monétaire crédibles, ce qui leur évite d’agir sur les taux d’intérêt pour contrer la hausse des cours; des marchés financiers internes bien développés, qui permettent aux consommateurs de lisser leurs dépenses en cas de chocs et la possibilité de recourir aux marchés de capitaux internationaux, si bien qu’il leur est plus facile de combler les éventuels déséquilibres de leur balance des paiements. Malgré cette aisance, il est difficile de distinguer les perturbations temporaires des chocs permanents, et les incertitudes que créent les fluctuations marquées des cours peuvent avoir des retombées non négligeables sur la confiance des consommateurs, et donc sur la croissance3.
  • L’incidence sera sans doute nettement plus marquée dans les pays en développement importateurs de pétrole, surtout lorsque la politique gouvernementale n’a pas une assise solide, les réserves de change sont peu abondantes et l’accès aux marchés de capitaux internationaux limité. Cela vaut en particulier pour beaucoup des pays les plus pauvres, où même une phase temporaire de hausse des cours du pétrole peut forcer à réajuster sensiblement la consommation intérieure, avec des conséquences très néfastes pour la croissance et la réduction de la pauvreté. Les retombées budgétaires peuvent aussi être significatives si les prix intérieurs des produits pétroliers sont réglementés.
  • La volatilité des cours peut aussi causer des problèmes majeurs pour les pays exportateurs de pétrole. Dans bien des cas, l’instabilité et l’imprévisibilité des cours peuvent mettre en péril l’équilibre des finances publiques et faire obstacle à la planification judicieuse des dépenses — d’autant que les dépenses publiques ont tendance à s’accroître lorsque les cours montent (graphique ci-contre). C’est particulièrement vrai des pays qui ne se situent pas dans une perspective à long terme.

L’imprévisibilité et la volatilité des cours du pétrole sont aussi très nuisibles aux investissements dans le secteur pétrolier. Elles nourrissent en général des anticipations frileuses qui font monter les primes de rendement (pour compenser les risques plus élevés), et il est par ailleurs d’autant plus compliqué de prévoir les flux de trésorerie futurs qu’il est difficile de distinguer les perturbations temporaires des chocs permanents. Comme les projets pétroliers demandent des investissements de départ colossaux et irréversibles, cela tend à retarder les décisions. Il pourrait en résulter un cercle vicieux, la faiblesse ou la lenteur des investissements aggravant à son tour la volatilité des cours.

OPEP 10: dépenses de l’administration centrale et prix réel du pétrole

(Chiffres annuels, 1970–2004)

Sources: FMI, International Financial Statistics; calculs des services du FMI.

1Moyenne simple des prix des bruts West Texas Intermediate, Brent et Dubaï.

Comment amortir les effets de la volatilité des cours du pétrole? Sans doute importe-t-il, comme il est expliqué dans le corps du texte, de s’attaquer aux causes mêmes de cette volatilité. Il est crucial, dans l’intérêt général, de conserver une marge suffisante de capacité excédentaire. Certes, il est difficile d’en calculer les coûts et avantages. Un rapide calcul donne cependant à penser qu’un surcroît de capacités excédentaires (par rapport au niveau actuel) de l’ordre de 5 mbj pourrait réduire la volatilité de plus de 50 %. Si l’on se fonde sur les coûts estimatifs de prospection et de mise en valeur que donne l’AIE, le coût initial de ce supplément de capacités excédentaires pour les pays de l’OPEP serait d’environ 20 milliards de dollars, avec un coût d’amortissement annuel estimatif de l’ordre de 2 milliards de dollars par an. Compte tenu des avantages qu’une moindre volatilité présenterait pour l’activité économique mondiale (voir ci-dessus), il est manifeste que le monde entier tirerait profit de l’existence de capacités excédentaires supplémentaires. Il n’est cependant pas aisé de mettre au point des mécanismes qui permettraient de financer le coût de la création des capacités supplémentaires à l’aide des profits découlant de la moindre volatilité. Sans doute faut-il à cet égard développer le dialogue entre les consommateurs et les producteurs, mais les producteurs eux-mêmes ont aussi beaucoup à gagner à une plus grande stabilité des cours.

On pourrait, d’autre part, s’attacher à amortir les effets de la volatilité des cours. En premier lieu, vu qu’il est difficile de distinguer les chocs temporaires et permanents, une plus grande transparence des marchés pétroliers et un dialogue plus actif entre les consommateurs et les producteurs permettront aux marchés d’évaluer avec plus de précision l’évolution des facteurs fondamentaux (encadré 4.2); il est d’autant plus important à cet égard de faire en sorte que les variations des cours mondiaux se répercutent sur les prix intérieurs. En deuxième lieu, tant les importateurs que les exportateurs de pétrole peuvent réduire les risques en recourant activement aux instruments de couverture existants. Enfin, les chocs pétroliers, tout comme les chocs d’autre nature, sont plus faciles à gérer pour les pays dont la politique gouvernementale a une assise solide.

Note: Les auteurs de cet encadré sont Sam Ouliaris et Hossein Samiei.1Il convient de noter que cet encadré traite exclusivement de l’incidence de la volatilité et de l’incertitude des cours, et non des conséquences de la hausse des cours.2Voir, par exemple, Ramey and Ramey (1995).3Aux États-Unis, par exemple, la perte de confiance qui a suivi les deux chocs des années 70 a été de l’ordre de 30–40 % et a causé un recul du PIB estimé à 0,5–1 point.

Comme le montre le graphique 4.2, la demande de pétrole a connu une hausse régulière, ne réagissant que marginalement aux fluctuations des prix d’une année sur l’autre. La consommation a toutefois réagi très vivement aux chocs pétroliers des années 70, particulièrement dans les pays avancés qui se sont mis à taxer fortement la consommation d’énergie. En moyenne, l’intensité pétrolière, c’est-à-dire la quantité de pétrole utilisée par unité produite, a diminué de moitié au cours des trente dernières années dans les pays avancés et d’un tiers dans les pays en développement (graphique 4.3). L’efficience énergétique des pays en développement et émergents est inférieure à celle des économies avancées lorsque l’on mesure la production aux taux de change du marché. Mais l’intensité pétrolière est similaire dans les deux groupes lorsque l’on corrige la production de l’écart entre les niveaux des prix nationaux.

Graphique 4.3.Consommation de pétrole par unité produite

(Kilogrammes par unité de PIB réel corrigé des PPA, sauf indication contraire; 1971–2004)

Ces trente dernières années, la consommation de pétrole par unité produite a diminué de moitié environ dans les pays de l’OCDE et d’un tiers dans les pays hors OCDE. L’intensité pétrolière est comparable dans les groupes lorsque le PIB est exprimé en PPA, mais elle est plus forte dans les pays hors OCDE lorsqu’il est calculé au taux de change du marché.

Sources: Agence internationale de l’énergie; base de données analytique de l’OCDE; calculs des services du FMI.

1Les données relatives à cette série ne sont disponibles que pour la période allant jusqu’à fin 2002.

L’offre

Les réserves prouvées de pétrole sont suffisantes pour satisfaire la demande mondiale à son niveau actuel pendant plus de 40 ans (graphique 4.4)2. Cependant, ce chiffre sous-estime sensiblement le volume de ressources pétrolières qu’il serait en définitive possible de récupérer avec des techniques plus perfectionnées et si les cours étaient plus élevés. Sur cette base, l’Agence internationale de l’énergie (2004b) calcule que les ressources de pétrole restantes pourraient couvrir 70 années au niveau de production annuel moyen de la période 2003–30.

Graphique 4.4.Production et réserves de pétrole

(1965–2004)

Dans les années 80, les pays hors OPEP ont remplacé l’OPEP à la tête des producteurs de pétrole. Les réserves prouvées sont toutefois beaucoup plus abondantes dans les pays de l’OPEP, surtout ceux du Moyen-Orient.

Sources: Agence internationale de l’énergie; British Petroleum Review; Oil and Gas Journal (2003); calculs des services du FMI.

1Moyenne simple des prix des bruts West Texas Intermediate, Brent et Dubaï.

2Les membres de l’Organisation des pays exportateurs de pétrole sont l’Algérie, l’Arabie Saoudite, les Émirats arabes unis, l’Indonésie, la République islamique d’Iran, l’Iraq, le Koweït, la Libye, le Nigéria, le Qatar et le Venezuela.

3Y compris le pétrole non conventionnel.

Aux fins de cette analyse, on peut diviser les producteurs de pétrole en deux grandes catégories:

  • Les producteurs de l’OPEP (Organisation des pays exportateurs de pétrole)3, qui possèdent environ 70 % des réserves prouvées. Les pays de l’OPEP sont extrêmement tributaires des recettes pétrolières et essayent de coordonner leurs objectifs de production de manière à influer sur les cours mondiaux.
  • Les producteurs hors OPEP, qui pour l’essentiel investissent et produisent en fonction de la situation présente et prévisible du marché, de leurs coûts et des contraintes techniques et réglementaires.

Les pays de l’OPEP fournissent à l’heure actuelle 40 % de la production totale et environ 55 % du volume de pétrole qui se négocie dans le monde. Ils assuraient environ 50 % de la production dans les années 70. Cependant, à la suite des chocs pétroliers de cette décennie, la demande a diminué et l’OPEP, en particulier l’Arabie Saoudite, a réduit sa production pour stabiliser les prix au début des années 80. Par ricochet, cela a dégagé une importante marge de capacité excédentaire, avec plusieurs conséquences pour l’économie mondiale. La situation financière de nombreux membres de l’OPEP s’est dégradée. Dans le même temps, cette marge de capacité a donné aux consommateurs de pétrole un volant de protection contre les ruptures d’approvisionnement (par exemple durant la guerre du Golfe de 1991), mais elle a aussi conduit au report de certains projets de mise en exploitation dans les pays hors OPEP. Au cours des deux dernières années, la marge de surcapacité a été avalée par la flambée de la demande. L’OPEP produit maintenant presque à sa pleine capacité, qui, à titre de comparaison, est encore inférieure au sommet atteint dans les années 70 (graphique 4.5).

Graphique 4.5.L’offre de pétrole: OPEP et hors OPEP

Ces dernières années, la Russie et plusieurs autres pays membres de la CEI ont fortement contribué à la production hors OPEP. À présent, les pays de l’OPEP produisent quasiment à pleine capacité.

Sources: Agence internationale de l’énergie; British Petroleum Review; Département de l’énergie américain; calculs des services du FMI.

1Moyenne simple des prix des bruts West Texas Intermediate, Brent et Dubaï, exprimés en dollars de 2003.

2Y compris pétrole brut et autres produits liquides.

Les réserves prouvées hors OPEP ne représentent que 30 % du total mondial. De plus, les coûts unitaires de prospection, de mise en valeur et de production sont beaucoup plus élevés que ceux de l’OPEP (tableau 4.1). Bien que les ressources disponibles soient moins abondantes et plus onéreuses, l’offre hors OPEP n’a cessé d’augmenter, encore que cette croissance ait été ralentie par la chute des cours au milieu des années 80, laquelle était liée à la surcapacité de l’OPEP. Pour l’essentiel, l’augmentation de la production pétrolière hors OPEP a été le fait de la Communauté des États indépendants (CEI) (graphique 4.5). De nombreux gisements des pays hors OPEP sont maintenant en pleine exploitation et s’épuisent à un rythme rapide. Le Canada possède près de la moitié des réserves prouvées hors OPEP sous forme de pétrole non conventionnel contenu dans ses sables bitumineux. Les coûts de production de ce pétrole ont considérablement diminué au cours des dernières décennies, se situant dans de nombreuses régions aux environs de 10–15 dollars le baril, taxes à la production comprises (National Energy Board, 2004). Cependant, c’est une tâche complexe et longue d’extraire un volume élevé de ces gisements, car il faut engager de gros investissements dans l’extraction et les infrastructures de raffinage et disposer de grandes quantités d’eau et de gaz naturel.

Tableau 4.1.Coûts unitaires de la production pétrolière(Dollars/baril)
Prospection et mise en valeurProductionTaxe implicite1Différence par rapport au cours du Brent2Total3
Hors OPEP4
Afrique2,92,29,02,616,8
Asie2,93,38,32,016,5
Asie–Pacifique2,72,27,82,315,1
Europe4,02,78,01,215,9
Amérique latine3,23,16,13,315,8
Moyen-Orient2,62,69,71,716,6
Amérique du Nord3,76,04,213,9
OPEP
Arabie Saoudite1–2<2Versée aux recettes5
Sources: Goldman Sachs et Agence internationale de l’énergie.

Impôt sur le revenu, taxes à la production et royalties. La composante impôt varie en fonction du prix de vente et du bénéfice par baril. Elle est calibrée ici sur un prix de vente d’environ 20 dollars le baril.

Différence entre le prix de vente moyen par baril (pétrole et gaz combinés) et le cours du brut qualité Brent.

Coût unitaire total, base équivalent-Brent après impôt. Ces chiffres ne comprennent pas les bénéfices sur le capital investi. D’après les estimations de Goldman Sachs, un prix de 20 dollars le baril couvrirait le coût unitaire et rapporterait un rendement nominal de 8 %.

Sur la base des 100 plus grands projets pétroliers ou gaziers récents.

La majeure partie des recettes pétrolières est rétrocédée à l’État.

Sources: Goldman Sachs et Agence internationale de l’énergie.

Impôt sur le revenu, taxes à la production et royalties. La composante impôt varie en fonction du prix de vente et du bénéfice par baril. Elle est calibrée ici sur un prix de vente d’environ 20 dollars le baril.

Différence entre le prix de vente moyen par baril (pétrole et gaz combinés) et le cours du brut qualité Brent.

Coût unitaire total, base équivalent-Brent après impôt. Ces chiffres ne comprennent pas les bénéfices sur le capital investi. D’après les estimations de Goldman Sachs, un prix de 20 dollars le baril couvrirait le coût unitaire et rapporterait un rendement nominal de 8 %.

Sur la base des 100 plus grands projets pétroliers ou gaziers récents.

La majeure partie des recettes pétrolières est rétrocédée à l’État.

Projections à moyen et long terme

Cette section présente les projections de la demande et de l’offre de pétrole et décrit les principaux facteurs de risque, dans une perspective à moyen et long terme. Il est important de se souvenir que les projections sont sensibles à des hypothèses spécifiques quant à la croissance économique, aux gains d’efficacité, à l’utilisation de combustibles alternatifs et aux nouvelles découvertes de champs pétrolifères. Cependant, des conclusions importantes peuvent être établies à propos de la dynamique du marché même sur la base de prévisions imparfaites.

La section se décompose comme suit. Dans un premier temps, les projections de la demande et de l’offre sont présentées. Elles reposent sur les hypothèses suivantes:

  • Rythme de croissance mondiale moyen, corrigé des parités de pouvoir d’achat, de 3,6 % par an entre 2003 et 20304. Les taux de croissance annuels pour chaque pays sont basés sur les estimations et prévisions des Perspectives de l’économie mondiale pour 2004–09 et sur les projections du Département de l’énergie américain par la suite.
  • L’évolution des cours du pétrole suit les prévisions du marché des instruments à terme (à partir de fin février 2005) jusqu’en 2010, après quoi ils restent constants en termes réels. Cela suppose que le prix réel moyen tombe de 45 dollars le baril en 2005 à environ 34 dollars le baril en 2010 et au-delà5. Ce niveau des prix à long terme se situe entre 3 et 10 dollars au-dessus de celui que prévoient d’autres institutions (voir la comparaison détaillée dans Département de l’énergie américain, 2004a).

Dans un deuxième temps, nous comparons les projections initiales de la demande et de l’offre et nous cherchons à déterminer si l’hypothèse d’un prix à long terme de 34 dollars est réaliste. Nous utilisons enfin un modèle du marché pétrolier pour calculer le prix qui équilibrera l’offre et la demande à long terme.

La demande

L’analyse de la demande de pétrole est fondée sur un modèle simple utilisant des données désagrégées pour les pays avancés et les pays émergents et en développement couvrant les trois dernières décennies. Le modèle distingue la consommation des différentes sortes de produits pétroliers: carburants pour les transports, autres combustibles pour l’industrie et le secteur résidentiel et fioul lourd (essentiellement utilisé dans les centrales électriques). La demande de carburants pour les transports est modélisée principalement en fonction du nombre de véhicules à moteur dans chaque pays; le nombre de véhicules est calculé sous forme d’une fonction non linéaire du revenu. La consommation des autres combustibles est directement liée au niveau de revenu; la consommation de fioul lourd est supposée constante ou en légère augmentation, selon le schéma historique de chaque pays. La description détaillée du modèle est donnée à l’appendice 4.1.

Le modèle montre que, dans les deux groupes de pays, la consommation de produits pétroliers est étroitement liée au niveau de l’activité économique et au nombre de véhicules en circulation. Surtout, il apparaît que ces deux variables expliquent l’essentiel de la hausse de la consommation au fil des ans. Par contre, la demande de pétrole n’est guère sensible aux fluctuations des prix dès lors que le niveau réel des cours du pétrole reste en dessous de son sommet historique: une hausse de 10 % du prix du baril fait baisser la demande d’environ 1 %. En revanche, les mouvements prononcés des prix, tels que ceux qui ont eu lieu dans les années 70, ont une nette incidence — jusqu’à cinq fois plus marquée — sur la demande, en partie parce qu’ils peuvent induire un réajustement sensible de la technologie et de la consommation de pétrole. Ces constats s’accordent avec l’impression qui ressort des chiffres agrégés du graphique 4.26.

Le tableau 4.2 présente les projections de la demande de pétrole fondées sur les coefficients estimés et les hypothèses de prix et de croissance susmentionnées. (Le graphique 4.6 indique la sensibilité des projections à ces hypothèses; le tableau 4.3 récapitule les élasticités–revenu moyennes sur la période de référence.) Selon ce scénario de référence, la consommation passerait d’une moyenne de 82,4 millions de barils par jour (mbj) en 2004 à 92,0 mbj en 2010 et à 138,5 mbj en 2030. Cette hausse serait due en premier lieu (plus de 60 %) à la demande du secteur des transports, en deuxième lieu à la demande d’autres produits pétroliers (un tiers) et en troisième lieu (moins de 5 %) à la demande de fioul lourd.

Tableau 4.2.Projections de la demande de pétrole(Millions de barils par jour sauf indication contraire)
EstimationProjection
20032004201020202030
Demande totale79,882,492,0113,5138,5
OCDE et NEI148,949,552,057,963,7
Hors OCDE30,932,940,055,674,7
Dont: Chine5,56,48,613,618,7
Demande du secteur des transports246,354,367,682,8
OCDE et NEI30,432,535,638,3
Hors OCDE15,921,831,944,5
Demande d’autres produits323,027,134,342,9
OCDE et NEI13,614,917,720,8
Hors OCDE9,512,216,622,0
Demande résiduelle410,510,611,612,8
OCDE et NEI4,64,64,64,6
Hors OCDE5,96,07,08,2
Pour mémoire
Nombre de véhicules (millions d’unités)75159391.2551.660
OCDE et NEI6255720827920
Hors OCDE1265219429741
Dont: Chine21580209387
Sources: Agence internationale de l’énergie; Annuaire statistique des Nations Unies; calculs des services du FMI.

NEI = nouvelles économies industrielles d’Asie: Corée, RAS de Hong Kong, Singapour et province chinoise de Taiwan. La Corée est aussi membre de l’OCDE.

Essence, carburéacteur et gazole (y compris fioul domestique léger).

Gaz de pétrole liquéfié, naphta, kérosène et autres produits, à l’exception du fioul lourd.

Fioul lourd.

Année 2002.

Sources: Agence internationale de l’énergie; Annuaire statistique des Nations Unies; calculs des services du FMI.

NEI = nouvelles économies industrielles d’Asie: Corée, RAS de Hong Kong, Singapour et province chinoise de Taiwan. La Corée est aussi membre de l’OCDE.

Essence, carburéacteur et gazole (y compris fioul domestique léger).

Gaz de pétrole liquéfié, naphta, kérosène et autres produits, à l’exception du fioul lourd.

Fioul lourd.

Année 2002.

Graphique 4.6.Projections à long terme de la demande de pétrole

(2000–30; millions de barils par jour, sauf indication contraire)

Les projections tablent sur une augmentation de la demande liée à la croissance des économies et du nombre de véhicules en circulation. Elles sont sensibles aux hypothèses sous-jacentes concernant l’expansion économique et le prix du pétrole.

Sources: Agence internationale de l’énergie; Département de l’énergie américain; calculs des services du FMI.

1Moyenne simple des prix des bruts West Texas Intermediate, Brent et Dubaï.

2D’après le marché des contrats à terme, le prix réel du pétrole en dollars de 2003 devrait tomber de 45 dollars le baril en 2005 à environ 34 dollars en 2010. Selon l’hypothèse retenue par les services du FMI, il devrait rester à ce niveau après 2010.

3Dans cette hyphothèse, le prix réel du pétrole atteindra 80 dollars le baril en 2006 et baissera peu à peu pour se situer au niveau de référence d’environ 34 dollars en 2010.

Tableau 4.3.Semi-élasticités–revenu moyennes, 2003–301
OCDE et NEI2Autres pays
Carburants de transport0,320,85
Autres produits0,600,70
Fioul lourd0,37
Demande totale0,380,74
Source: calculs des services du FMI.

La semi-élasticité est le rapport de la croissance moyenne de la consommation de pétrole sur la croissance moyenne du revenu corrigé de la parité de pouvoir d’achat. La semi-élasticité inclut l’impact des variations des prix pétroliers sur la consommation de pétrole.

NIE = nouvelles économies industrielles d’Asie: Corée, RAS de Hong Kong, Singapour et province chinoise de Taiwan. La Corée est aussi membre de l’OCDE.

Source: calculs des services du FMI.

La semi-élasticité est le rapport de la croissance moyenne de la consommation de pétrole sur la croissance moyenne du revenu corrigé de la parité de pouvoir d’achat. La semi-élasticité inclut l’impact des variations des prix pétroliers sur la consommation de pétrole.

NIE = nouvelles économies industrielles d’Asie: Corée, RAS de Hong Kong, Singapour et province chinoise de Taiwan. La Corée est aussi membre de l’OCDE.

Les pays avancés ne comptent que pour 25 % de l’augmentation de la demande mondiale. La majeure partie sera imputable aux pays en développement: la demande du secteur des transports hors OCDE triple, ou presque, passant de 16 à 45 mbj sur la période 2003–30, sous l’effet d’une multiplication par 6 du nombre de véhicules en circulation. Ce phénomène se produira pour une large part dans les pays asiatiques en rapide expansion, particulièrement en Chine, où le revenu par habitant a atteint le niveau auquel le pourcentage de propriétaires de véhicules augmente vite. La demande des autres produits va plus que doubler dans les pays en développement, passant d’un volume estimé à 10 mbj en 2003 à 22 mbj en 2030.

Le nombre de véhicules en circulation est donc un facteur crucial; la demande du secteur des transports des pays émergents et en développement contribuera pour près de la moitié à l’augmentation totale de la demande de pétrole au cours des trente prochaines années. Pour mettre en perspective l’importance de la progression rapide des transports, le graphique 4.7 compare les taux d’équipement en véhicules de différents pays au cours des trente dernières années (le modèle formel est décrit à l’appendice 4.1). Tant les pays de l’OCDE que les autres ont commencé à voir augmenter rapidement le taux d’équipement à partir du moment où le revenu par habitant (en PPA) s’est approché de 2.500 dollars. Le taux a continué à augmenter à un rythme beaucoup plus rapide que le PIB jusqu’à ce que le revenu par habitant atteigne environ 10.000 dollars. Les projections donnent à penser que la Chine, pays en développement en rapide expansion, pourrait voir le taux d’équipement bondir de 16 véhicules pour 1.000 habitants en 2002 à 267 pour 1.000 en 2030. Ce chiffre est en fait légèrement inférieur aux taux observés dans d’autres pays ayant un niveau de revenu par habitant comparable en PPA (entre 300 et 600 pour 1.000 — graphique 4.7)7. Si la croissance économique de la Chine se poursuit à un rythme soutenu et si l’histoire des autres pays peut servir au moins de guide partiel, on pourrait lui imputer près du quart de la hausse totale de la demande entre 2003 et 2030. Mais même si l’augmentation annuelle moyenne du taux d’équipement de la Chine était seulement inférieure de moitié aux prévisions fondées sur l’historique des autres pays, la demande mondiale de pétrole serait de l’ordre de 132 mbj en 2030, donc en nette progression par rapport au niveau actuel de 82 mbj8. Le graphique 4.6 décrit les résultats d’autres tests de sensibilité.

Graphique 4.7.Nombre de véhicules en circulation et revenu par habitant

(1971–2002)

Le nombre de véhicules en circulation commence à augmenter rapidement lorsque le revenu par habitant en PPA est d’environ 2.500 dollars. La croissance est rapide jusqu’à ce que le revenu par habitant atteigne environ 10.000 dollars. Le niveau de saturation est d’environ 850 véhicules pour 1.000 personnes.

Sources: Annuaire statistique des Nations Unies; base de données analytique de l’OCDE; calculs des services du FMI.

1Seules les données entrant dans l’échelle sont représentées ici.

2Ce groupe comprend les pays suivants: Afrique du Sud, Argentine, Brésil, Chili, Chine, Colombie, Égypte, Équateur, Israël, Inde, Indonésie, Malaisie, Maroc, Thaïlande, Pakistan, République arabe syrienne et République Dominicaine.

L’offre

Cela étant, voyons maintenant comment l’offre de pétrole va évoluer dans les pays de l’OPEP et hors OPEP. Nous commencerons par analyser les perspectives d’avenir pour la production des pays hors OPEP. Sur la base des projections de la demande et de l’offre hors OPEP, nous serons en mesure d’évaluer la demande prévisible de pétrole produit par l’OPEP d’après le scénario de référence concernant l’évolution des prix réels.

La production de pétrole hors OPEP

L’expansion de la production pétrolière hors OPEP sera freinée par la baisse du potentiel de nombreux gisements traditionnels et, par comparaison avec l’OPEP, par le fait que les réserves sont limitées et onéreuses. Une augmentation des capacités est prévue à moyen terme en Afrique, dans la CEI et en Amérique latine. Il n’est pas certain, cependant, que la croissance de la production hors OPEP puisse se poursuivre au même rythme à longue échéance.

Les projections de l’offre hors OPEP de cette section reposent essentiellement sur les estimations de l’Agence internationale de l’énergie (AIE) et du Département de l’énergie américain (DEA)9. L’AIE (2004b) prévoit que la production pétrolière hors OPEP passera de 50 mbj en 2004 à 57 mbj en 2010 (après prise en compte des ressources de pétrole non conventionnel et des gains au raffinage) et restera grosso modo constante par la suite, car la baisse de la production de pétrole traditionnel sera compensée par la hausse de la production de pétrole non conventionnel au Canada (tableau 4.4). Le Département de l’énergie américain (2004a) est plus optimiste et compte que la production hors OPEP continuera à augmenter durant la période de référence, passant de 50 mbj en 2004 à 56 mbj en 2010 et à environ 65 mbj en 202510.

Tableau 4.4.Projections de l’offre de pétrole hors OPEP1(Millions de barils par jour)
Agence internationale de l’énergie (AIE)Département de l’énergie américain (DEA)
20022004201020202030200220102020202520302
États-Unis et Canada310,511,09,17,611,111,310,59,9
Mexique3,74,44,23,03,74,24,65,0
Pays européens de l’OCDE6,95,03,22,36,86,45,54,6
Russie8,010,811,111,47,610,010,911,3
Autres pays en transition2,04,44,95,51,83,55,68,0
Chine3,53,42,82,33,33,63,53,3
Autres pays d’Asie2,62,41,91,22,52,62,72,5
Amérique centrale et du Sud3,84,95,86,43,84,55,96,9
Afrique3,14,85,14,62,93,85,48,1
Reste du monde3,02,42,01,62,93,33,64,0
Pétrole non conventionnel41,73,96,810,71,52,85,05,4
Total48,850,457,256,956,648,056,063,265,069,0
Sources: Agence internationale de l’énergie (2004a, 2004b); Département de l’énergie américain (2004a); calculs des services du FMI.

Projections de l’AIE et du DEA d’après les prix de leurs scénarios de référence (y compris les gains au raffinage).

Estimation du FMI sur la base des projections du DEA pour 2020 et 2025.

Hors pétrole non conventionnel.

Y compris fioul lourd du Venezuela (membre de l’OPEP).

Sources: Agence internationale de l’énergie (2004a, 2004b); Département de l’énergie américain (2004a); calculs des services du FMI.

Projections de l’AIE et du DEA d’après les prix de leurs scénarios de référence (y compris les gains au raffinage).

Estimation du FMI sur la base des projections du DEA pour 2020 et 2025.

Hors pétrole non conventionnel.

Y compris fioul lourd du Venezuela (membre de l’OPEP).

La réactivité de l’offre hors OPEP aux prix est la grande inconnue des projections. Si la plupart des analystes conviennent que les prix élevés des années 70 ont stimulé l’investissement (et que leur effondrement en 1986 l’a freiné), la gamme des estimations chiffrées est très étendue. Gately (2004) construit un modèle dans lequel l’élasticité–prix à long terme de l’offre hors OPEP varie de 0,15 à 0,5811. Cette large fourchette tient à un ensemble complexe d’incertitudes: la rapidité de la baisse dans les zones de production traditionnelles (États-Unis et pays européens membres de l’OCDE), le moment et le niveau où la production culminera dans la CEI et le volume de la production de pétrole non conventionnel au Canada. Les sables bitumineux du Canada constituent environ la moitié des réserves prouvées hors OPEP, et le potentiel de croissance de la production de cette source est en principe très élevé. Cependant, l’AIE estime qu’il faut entre cinq et sept ans pour que les investissements dans les projets d’extraction des sables bitumineux débouchent sur la mise en exploitation des gisements, et que la réactivité de l’offre risque donc d’être lente.

La production de pétrole de l’OPEP

Sur la base des projections de la demande et de l’offre hors OPEP, il y a moyen de calculer la demande résiduelle (ce qu’il est convenu d’appeler le ≪recours à l’OPEP≫). Il s’agit du montant hypothétique de pétrole que l’OPEP devrait produire pour combler l’écart entre la demande totale et l’offre hors OPEP et maintenir les prix sur leur trajectoire prévue. Initialement (d’ici 2010 environ), le recours à l’OPEP resterait grosso modo inchangé à son niveau actuel de 32 mbj12. Au cours des décennies suivantes, cependant, il croîtrait sensiblement, sur la base du scénario d’évolution des prix de référence, passant à 61–74 mbj en 2030, ce qui ferait plus que doubler la production de pétrole de l’OPEP. Une telle hausse de la production demanderait un montant significatif d’investissements, à la fois au départ (environ 5.000 dollars par baril de capacité journalière) et par la suite pour compenser l’épuisement naturel des gisements. L’augmentation de la production et des capacités devrait venir principalement des membres de l’OPEP au Moyen-Orient, car ce sont ces pays qui ont les réserves de pétrole les plus abondantes.

Il est difficile de prédire quelle sera la réaction effective de l’OPEP aux pressions de la demande, mais on peut évaluer les issues probables en partant de l’hypothèse que l’OPEP, comme entité, fonde ses décisions en matière de production sur la valeur actuelle nette des bénéfices futurs. En employant les valeurs paramétriques estimées dans le présent chapitre, Gately (2005) a calculé la valeur actuelle nette des bénéfices selon divers scénarios de part de marché. Dans le modèle, l’OPEP cherche à combiner au mieux, d’une part, le produit de l’expansion de la production et, d’autre part, le manque à gagner attribuable à la diminution des cours qui en résulte, en tenant compte par ailleurs des coûts d’investissement et d’exploitation (se reporter à l’appendice 4.1 pour plus de détails sur le modèle). D’après les résultats de ce modèle, il semblerait que la part de marché optimale de l’OPEP se situe entre 41 et 46 % (graphique 4.8), ce qui correspond à une production de 52 à 59 mbj à l’horizon 2030, niveau nettement inférieur aux 61 à 74 mbj du recours hypothétique initial. D’après les simulations du modèle, il apparaît que cette part de marché de 41–46 % est également optimale sous d’autres hypothèses d’élasticité–revenu et d’élasticité–véhicule. Autrement dit, l’OPEP n’aura pas nécessairement intérêt à accroître substantiellement sa part de marché actuelle d’environ 40 %, même si la demande de pétrole diffère de celle du scénario de base.

Graphique 4.8.Rentabilité de diverses stratégies de marché de l’OPEP

Selon le modèle de Gately (2005), la valeur actuelle nette (VAN) des bénéfices de l’OPEP est à son niveau maximum lorsque la part de marché de l’OPEP se situe entre 41 et 46 % (contre 50–58 % d’après le scénario de référence au tableau 4.5).

Source: Gately (2005).

1VANA correspond à la valeur actuelle nette des bénéfices actualisés du scénario de référence, compte tenu du sentier d’évolution de l’offre hors OPEP prévu par l’Agence internationale de l’énergie.

2VANB correspond à la valeur actuelle nette des bénéfices actualisés du scénario de référence, compte tenu du sentier d’évolution de l’offre hors OPEP prévu par le Département de l’énergie américain.

Tout ce qui précède donne à penser qu’une fois le pic de la production hors OPEP atteint, il faut s’attendre à de fortes pressions à la hausse des prix. Si les décisions de production de l’OPEP étaient grosso modo conformes au scénario décrit ci-dessus, le prix du baril (en dollars de 2003) se situerait entre 39 et 56 dollars en 2030, la différence entre le volume de production de l’OPEP et la prévision de référence (12,5 mbj) étant compensée, d’une part, par le moindre volume de la demande (à peu près 8,5 mbj) et, d’autre part, par le volume supérieur de la production hors OPEP (à peu près 4 mbj). Ce scénario suppose des investissements significatifs de l’OPEP pour l’accroissement des capacités d’extraction (environ 350 milliards de dollars jusqu’en 2030)13. Ce chiffre ne représente qu’une petite fraction du total des bénéfices à l’exportation de l’OPEP sur la période considérée (environ 5 % seulement, non compris la consommation intérieure), mais il est important de se souvenir que la plupart des bénéfices pétroliers sont engrangés par des États qui font face à d’autres impératifs prioritaires de dépenses14.

Conclusions et recommandations

Au cours des vingt dernières années, les pays importateurs de pétrole ont bénéficié d’une double protection contre les chocs pétroliers: les considérables capacités de production excédentaires de l’OPEP et les stocks stratégiques non négligeables constitués par les pays de l’OCDE. Cependant, la marge de capacité excédentaire est tombée aujourd’hui à son niveau le plus bas, et il y a de gros risques pour que les tensions persistent sur le marché pétrolier. D’après l’analyse développée ci-dessus — qui concorde avec les prévisions d’autres institutions, dont l’AIE, le DEA et le Secrétariat de l’OPEP (tableau 4.5)15 —, l’évolution future du marché pétrolier pourrait se décomposer en deux grandes phases:

Tableau 4.5.Projections de la demande de pétrole, de l’offre hors OPEP et du recours à l’OPEP(Millions de barils par jour)
2003

Chiffres effectifs
2004

Estimation
2010202020252030
Projection de la demande de référence79,882,492,0113,5125,5138,5
Offre hors OPEP1
Limite inférieure49,050,459,364,464,564,1
Limite supérieure49,050,461,470,173,977,2
Recours à l’OPEP2
Limite inférieure30,732,030,643,551,661,3
Limite supérieure30,732,032,749,261,074,4
Pour mémoire
Projections de la demande des divers organismes
AIE (2004b)79,890,4106,7121,3
DEA (2004a)79,891,1110,0120,6
Secrétariat de l’OPEP (2004)79,888,7105,8114,6
Recours à l’OPEP selon les divers organismes
AIE (2004b)30,733,349,864,8
DEA (2004a)30,735,747,856,0
Secrétariat de l’OPEP (2004)30,734,148,958,3
Sources: Agence internationale de l’énergie; Département de l’énergie américain; Secrétariat de l’OPEP; calculs des services du FMI.

L’offre hors OPEP correspond aux projections de l’Agence internationale de l’énergie (AIE, 2004b) et du Département de l’énergie américain (DEA, 2004a), corrigées de la différence entre les scénarios de référence du FMI, de l’AIE et du DEA. Le pétrole non conventionnel et les gains de transformation sont pris en compte. Voir les détails à l’appendice 4.1.

Le recours à l’OPEP est le montant hypothétique de pétrole que l’OPEP devrait produire pour combler l’écart entre la demande totale et l’offre hors OPEP au prix réel à long terme de 33,7 dollars le baril, non compris les variations des stocks mondiaux.

Sources: Agence internationale de l’énergie; Département de l’énergie américain; Secrétariat de l’OPEP; calculs des services du FMI.

L’offre hors OPEP correspond aux projections de l’Agence internationale de l’énergie (AIE, 2004b) et du Département de l’énergie américain (DEA, 2004a), corrigées de la différence entre les scénarios de référence du FMI, de l’AIE et du DEA. Le pétrole non conventionnel et les gains de transformation sont pris en compte. Voir les détails à l’appendice 4.1.

Le recours à l’OPEP est le montant hypothétique de pétrole que l’OPEP devrait produire pour combler l’écart entre la demande totale et l’offre hors OPEP au prix réel à long terme de 33,7 dollars le baril, non compris les variations des stocks mondiaux.

  • Jusqu’à 2010 environ, le niveau élevé — encore qu’en diminution — des cours du pétrole que prédit actuellement le marché à terme maintiendra l’offre et la demande plus ou moins équilibrées, l’accroissement marginal de la demande étant couvert essentiellement par une augmentation de la production hors OPEP. Cependant, comme il n’y a guère de chance pour que la marge de capacité excédentaire augmente16, le marché restera vraisemblablement tendu et vulnérable aux chocs. Les cours du pétrole continueront d’être sujets au risque de fortes variations inattendues.
  • À partir de 2010, le recours à l’OPEP pourrait augmenter sensiblement, car la production hors OPEP culminera, tandis que la demande mondiale continuera à croître. Le monde étant de plus en plus tributaire du pétrole produit par l’OPEP, beaucoup dépendra de la réaction du cartel pétrolier; il y a toutefois de fortes chances pour que les prix soient orientés à la hausse. Si des augmentations de l’ordre de celles qui sont évoquées ci-dessus paraissent gérables lorsqu’elles se produisent sur la durée17, il reste que cela accroît le risque de volatilité à terme.

Comme l’expérience passée l’enseigne, les prévisions à longue échéance de l’offre et de la demande de pétrole comportent de grandes incertitudes18. Outre le rythme futur de la croissance mondiale — bien entendu un facteur essentiel —, deux éléments semblent revêtir une importance particulière:

  • Le progrès technique pourrait dépasser les attentes. Les projections de la demande reposent sur une diminution continue de l’intensité pétrolière (mesurée par la consommation de pétrole par unité produite) de 1,6 % par an dans les pays de l’OCDE et de 1,1 % par an ailleurs, ce qui correspond grosso modo à la moyenne des trente dernières années. Il est possible que, grâce à la multiplication du nombre de nouveaux véhicules économes, tels que les voitures hybrides, ou à une politique de promotion de l’efficacité énergétique, les taux de réduction soient plus rapides, surtout si le marché passe par une phase prolongée de hausse marquée des prix. Il faut dire cependant que les économies d’énergie globales sur lesquelles tablent les projections sont déjà tout à fait considérables19.
  • La production de pétrole hors OPEP pourrait augmenter plus rapidement que prévu. Il est possible que la production de pétrole non conventionnel dépasse les prévisions indiquées ci-dessus, ce qui modifierait l’équilibre entre la production de l’OPEP et celle du reste du monde. La production de pétrole non conventionnel réagirait aussi à la hausse des prix, encore qu’avec un décalage sensible, comme on l’a déjà noté. Les pressions à la hausse des prix pourraient aussi être tempérées par la concurrence du gaz naturel et des autres combustibles, ressources plus également réparties de par le monde.

Dans ces conditions, quelle doit être la politique des décideurs? Si les risques macroéconomiques liés à la volatilité des cours pétroliers ont diminué ces dernières années, ils demeurent fort préoccupants, tant pour les importateurs que pour les exportateurs de pétrole (encadré 4.1). Pour les réduire, on pourrait envisager d’agir sur trois fronts.

Améliorer le fonctionnement du marché pétrolier

Il y a divers obstacles au bon fonctionnement du marché pétrolier, qui renforcent l’incertitude et la volatilité. Les axes d’action prioritaires sont les suivants:

  • Une plus grande transparence. Il faut notamment améliorer les délais de production et la fiabilité des données sur la demande, l’offre et les stocks de pétrole, qui laissent beaucoup à désirer à l’heure actuelle (encadré 4.2). Il serait aussi utile de disposer de données plus solides sur les capacités excédentaires disponibles et les investissements planifiés — des pays de l’OPEP notamment.
  • Le recours aux instruments de couverture. En principe, les consommateurs comme les producteurs de pétrole pourraient se prémunir contre la volatilité des cours en se couvrant sur les marchés à terme. Daniel (2001) démontre que les producteurs (et les États riches en pétrole) peuvent recourir à des techniques simples de couverture pour réduire le risque de prix sans que leurs profits en souffrent beaucoup, ce qui a l’avantage supplémentaire de donner plus de prévisibilité et de certitude. Il constate en outre que, souvent, les entreprises et les États ne font pas appel aux instruments de couverture parce qu’ils en redoutent les conséquences politiques (du fait de l’impossibilité de tirer parti des hausses des cours), à cause du manque de capacités institutionnelles et en raison du manque de profondeur du marché. La réussite de l’État du Texas et le bon comportement du Mexique durant l’épisode d’instabilité du marché des années 90 suggèrent toutefois que les producteurs et les États riches en pétrole devraient envisager de se prémunir contre leurs propres risques de prix, surtout compte tenu de l’augmentation prévisible de la volatilité des cours20.
  • Un cadre fiscal et réglementaire stable, transparent, qui n’aggrave pas la volatilité. Il importe d’éviter les changements brutaux et les relèvements inattendus des taxes et des taux des royalties21. Il faut aussi faire le tour des questions de réglementation — par exemple les règles en matière d’émissions qui diffèrent selon les États aux États-Unis, ou encore les strictes limites pesant sur les investissements dans le raffinage22. Par ailleurs, l’abandon de la taxation ad valorem pour un système de taxation spécifique des produits pétroliers tendrait à réduire la volatilité des prix des produits finaux.

Réduire les obstacles à l’investissement

Comme expliqué ci-dessus, un des moyens de réduire la volatilité du marché serait de garantir des approvisionnements sûrs et un volant de capacités excédentaires. Cela dit, les obstacles à l’investissement dans le secteur pétrolier sont légion. Certains, tels que les fluctuations des cours mondiaux et les risques politiques (embargos compris), sont exogènes pour la plupart des producteurs de pétrole. Cependant, dans de nombreux pays — de l’OPEP comme d’ailleurs —, le carcan de la réglementation est un inconvénient supplémentaire. Certains pays limitent, ou même interdisent, la participation des investisseurs étrangers aux projets dans leur secteur pétrolier. Cela peut être considéré comme souhaitable pour diverses raisons stratégiques, mais peut avoir pour conséquence de freiner la mise en valeur des gisements et de réduire l’accès aux toutes dernières techniques, au savoir-faire et aux financements (encore que l’on puisse pallier ces inconvénients au moyen de contrats de service bien étudiés). Les investissements des compagnies pétrolières nationales sont parfois restreints par des obligations de rétrocession des recettes en devises et par les besoins concurrents de dépenses sociales ou d’investissement dans les infrastructures. Par ailleurs, l’accès au financement extérieur est souvent limité dans les cas de ce genre par le manque de transparence des résultats financiers. Il est important de créer un contexte réglementaire plus propice aux investissements afin de faciliter l’expansion des capacités et de permettre le développement harmonieux du marché pétrolier.

Encadré 4.2.Qualité des données sur le marché pétrolier

L’évolution récente du marché du pétrole, le plus activement négocié des produits de base, a fait ressentir le besoin de données plus actuelles et précises sur ce marché. Si l’on dispose d’informations incomplètes ou erronées sur la demande, l’offre, les stocks et le commerce de pétrole, cela peut teinter la perception des risques des investisseurs, dissuader les producteurs d’investir pour accroître des capacités et aggraver la volatilité des cours. De fait, il y a fort à parier que les déficiences des données ont exacerbé les fluctuations des cours en 2004. Par exemple, les révisions successives à la hausse des estimations de la demande de l’Agence internationale de l’énergie (AIE) — dues en partie au peu d’information disponible sur les pays émergents — ont accru les incertitudes des opérateurs, alors que les capacités excédentaires s’approchaient d’un plus bas historique. La sous-estimation de la demande et l’évaluation excessivement optimiste du rythme d’accumulation des stocks sont probablement aussi responsables de la décision prise par l’OPEP au début de 2004 de réduire les quotas de production, qui a contribué à l’envolée des cours.

L’AIE est la principale source d’informations mensuelles sur le marché du pétrole. Elle publie une vaste gamme d’indicateurs pour plus de 130 pays. Les données sont établies à l’aide de questionnaires et d’informations recueillies auprès des opérateurs. Des questionnaires annuels sont adressés aux pays de l’OCDE et hors OCDE, mais seuls les premiers reçoivent des questionnaires mensuels. Ces informations sont complétées depuis peu par celles de la base de données commune élaborée dans le cadre de l’initiative ≪JODI≫ (voir ci-après). Des indicateurs essentiels, ventilés par zone et par produit, sur la demande, l’offre, le commerce, les cours et le raffinage du pétrole (pour une large part en unités matérielles), sont ainsi publiés. Les principales publications sont un rapport mensuel (Oil Market Report) et un supplément statistique annuel (Annual Statistical Supplement). Des recueils de données annuelles sur les bilans énergétiques sont aussi disponibles avec un certain décalage.

Dans les limites des données communiquées par les pays, l’AIE fait un travail louable pour produire des statistiques sur le marché du pétrole. Il subsiste cependant un certain nombre de déficiences qui sont dues au manque d’uniformité et de qualité des données communiquées par certains pays. Le problème auquel beaucoup de pays sont confrontés est de communiquer les informations demandées alors qu’ils disposent de ressources limitées et manquent de personnel expérimenté. Il y a en outre moyen d’améliorer la gouvernance afin de rehausser la qualité des données grâce à une plus grande transparence.

Les données sur la demande proviennent pour l’essentiel des pays de l’OCDE, qui sont pour la plupart importateurs nets de pétrole. Mais les pays émergents prennent une place de plus en plus importante sur le marché pétrolier, et la qualité des données communiquées par de gros consommateurs tels que la Chine est particulièrement préoccupante. Même dans le cas des pays de l’OCDE, les délais de diffusion sont parfois longs. Les estimations annuelles finales ne sont disponibles que 16 à 20 mois après l’année de référence, et les estimations initiales ne sont guère fiables. Les estimations mensuelles initiales (publiées avec un décalage de neuf semaines) sont fondées sur des enquêtes auprès des pays de l’OCDE, des informations communiquées par les opérateurs et les tendances passées. Les données mensuelles sur les stocks se limitent à l’industrie primaire et aux stocks stratégiques des États membres de l’OCDE. Les stocks hors OCDE détenus dans des unités plus petites de l’OCDE qui ne sont pas tenues de communiquer leurs informations ne sont pas pris en compte par le système de collecte des données. Les données sur les prix moyens des différents produits pétroliers dans les pays de l’OCDE sont suffisantes pour la plupart des analyses, mais ne sont ni définies ni communiquées de manière systématique pour les pays hors OCDE.

Le degré d’exactitude et les délais de diffusion des données sur l’offre et les exportations de pétrole ne sont pas aussi bons que ceux des chiffres de la demande et des prix. Cela tient pour une large part à la qualité des sources, les données courantes étant tantôt établies à l’aide des chiffres communiqués mensuellement par les pays de l’OCDE et tantôt en panachant les informations fournies par les opérateurs et les tendances passées pour les pays hors OCDE. Ces derniers, qui assurent près des trois quarts de l’offre, ne sont pas tenus de communiquer leurs informations à l’AIE. Les données sur la production et des réserves des pays hors OCDE sont particulièrement lacunaires, car plusieurs facteurs font obstacle à leur diffusion: le caractère exclusif des informations, l’existence d’accords de production et le caractère sensible des informations sur la taille des fonds pétroliers. Il est donc nécessaire de se contenter d’estimations pour un certain nombre de pays. Comme ce sont des pays hors OCDE qui produisent la majeure partie du pétrole, les chiffres de la production et des réserves mondiales ne sont donc pas fiables. Le peu de données diffusées dans de bons délais sur la ventilation de la production en différents types de pétrole brut — dont les cours n’évoluent pas de la même manière — est également préoccupant.

Dans ce contexte, la communauté internationale a appelé de ses vœux des efforts redoublés afin d’améliorer la qualité des informations et la transparence des marchés pétroliers. En octobre 2004, les ministres du G-7 ont demandé aux organisations internationales de redoubler leurs efforts de transparence, et le Comité monétaire et financier international a souligné l’importance d’une amélioration de l’information et de la transparence sur les marchés pétroliers. En novembre 2004, les ministres du G-20 ont appelé à la coopération des producteurs et des consommateurs en vue d’une plus grande transparence des marchés.

L’initiative conjointe pour les statistiques pétrolières (Joint Oil Data Initiative — JODI), qui a été lancée en 2001 et est coordonnée par le Forum international de l’énergie (FIE), est un exercice mensuel qui vise à élargir le champ d’application et la transparence des informations sur les marchés pétroliers et à recueillir des données auprès des pays hors OCDE, mais avec un moindre degré de détail que l’enquête mensuelle de l’AIE. Cette initiative a permis quelque amélioration du champ d’application des données, qui était de 70 % au départ et est maintenant d’environ 95 %, et couvre 93 pays. La qualité laisse toutefois encore à désirer: 56 pays sur 93 seulement communiquent des données de façon régulière. Dans plusieurs cas, l’exactitude des données est discutable, en partie du fait que les répondants manquent d’expérience en matière de statistiques pétrolières. Un examen approfondi des données doit être entrepris au cours du premier semestre de 2005.

L’initiative pour la transparence des industries extractives (Extractive Industries Transparency Initiative — EITI), lancée par le Royaume-Uni en 2003, fait intervenir de multiples parties prenantes — États, entreprises et ONG — et vise à obtenir que soit rendu public par les pays le montant des recettes qu’ils tirent de leurs ressources naturelles et par les entreprises le montant qu’elles versent. Le rapprochement et la vérification des chiffres des recettes et des paiements devraient améliorer sensiblement l’exactitude de ces données pour les pays participants. L’initiative a permis une sensibilisation à l’importance de la transparence dans ce domaine. Si les grandes compagnies pétrolières se convainquent qu’une plus grande transparence financière est utile dans la gestion de leurs propres ressources, cela pourrait avoir des conséquences positives pour la qualité des statistiques pétrolières mondiales.

Le FMI cherche à appuyer l’initiative JODI en offrant à ses pays membres une assistance technique concernant la législation et l’organisation des statistiques. Il encourage en outre ses pays membres à prendre une part active aux initiatives qu’il a lancées en la matière: le système général de diffusion des données (SGDD), la norme spéciale de diffusion des données (NSDD), les rapports sur l’observation des normes et codes (RONC) et l’enquête coordonnée sur les investissements de portefeuille (ECIP). Le SGDD et la NSDD visent tous deux à promouvoir la transparence des statistiques et pourraient permettre d’améliorer la communication et le suivi des données sur les réserves, la production et la consommation de pétrole des différents pays.

En dehors des initiatives internationales, chaque pays devrait prendre des mesures pour contribuer à l’amélioration des statistiques pétrolières. Beaucoup d’instituts nationaux de statistiques n’ont pas les ressources pour faire face à la multiplication des demandes d’informations sur le pétrole et doivent former des agents à la production des statistiques énergétiques. Il est crucial de suivre des définitions et une terminologie normalisées pour obtenir des données qui aient une cohérence interne et soient comparables avec celles d’autres pays. Les lois relatives aux statistiques ont besoin d’être revues et renforcées pour faciliter la collecte des informations, et des relations doivent être établies entre l’industrie et les pouvoirs publics pour répertorier les informations qui doivent être diffusées.

Note: L’auteur de cet encadré est Paul Armknecht.

L’État doit-il faire davantage?

Puisque si les cours du pétrole sont élevés et instables, cela peut avoir des retombées néfastes sur l’ensemble de l’économie, il est en principe indiqué que les pouvoirs publics interviennent pour réduire la volatilité des prix. Il faut étudier cette thèse avec soin, d’autant que ces mesures peuvent être coûteuses et que l’intervention publique peut produire l’inverse de l’effet recherché. Trois points méritent d’être examinés:

  • Les exportateurs comme les importateurs de pétrole auraient intérêt à ce que l’on accroisse la marge de capacité de production excédentaire (encadré 4.1). Les pays très tributaires du pétrole importé pourraient aussi envisager de se prémunir contre les risques de ruptures d’approvisionnements en étoffant graduellement leurs réserves stratégiques, en particulier les pays non membres de l’OCDE, dont les taux de réserves sont actuellement bas23. Il serait utile de promouvoir le dialogue entre producteurs et consommateurs pour trouver le juste équilibre entre le renforcement des capacités (aux frais des producteurs) et la constitution de stocks (à la charge des consommateurs).
  • La conservation de l’énergie demeure un impératif prioritaire. Comme déjà noté, l’intensité pétrolière est en diminution, en partie du fait que les services comptent pour une part majeure de la croissance et en réponse aux signaux des prix, mais aussi en raison des politiques gouvernementales spécifiques, telles que les taxes énergétiques, les normes d’efficacité et la promotion des transports publics et des sources d’énergie alternatives. S’il est vrai qu’il faudrait sans doute de gros investissements de départ pour faire diminuer plus rapidement l’intensité pétrolière24, les pays dont la dépendance à l’égard des importations de pétrole va augmenter au cours de la période étudiée devraient envisager avec la plus grande attention des mesures d’économie énergétique.
  • Une coopération multilatérale plus intense serait aussi souhaitable, à la fois pour promouvoir une meilleure compréhension de l’évolution du marché pétrolier et pour faire progresser certaines des initiatives décrites plus haut. L’initiative conjointe sur les statistiques pétrolières est une bonne illustration de ce qu’il est possible d’accomplir par la coopération (encadré 4.2). Pour l’avenir, l’approfondissement du dialogue entre les consommateurs et les producteurs de pétrole serait à l’avantage de tous, car il atténuerait les inquiétudes de ceux qui craignent des difficultés d’approvisionnement ou des mesures soudaines visant à freiner la demande à long terme.
Appendice 4.1. Évolution du marché pétrolier: données et stratégie de modélisation

Les principaux auteurs de cet appendice sont Martin Sommer et Dermot Gately. Ils ont bénéficié pour leurs recherches du concours de Paul Atang.

L’analyse présentée dans le corps du chapitre repose sur trois modèles intégrés qui rendent compte de la demande de pétrole, de l’offre de pétrole et de l’évolution du parc automobile. Nous examinerons successivement chacun d’eux.

Modèle de la demande de pétrole

Données sur la demande

Le modèle de la demande de pétrole est estimé séparément pour un panel d’économies avancées et un panel d’économies de marché émergentes et de pays en développement sur la période 1971–2002 (51 pays au total).

  • Le premier panel regroupe les 30 membres de l’OCDE et trois autres pays classés parmi les nouvelles économies industrielles (NEI)25.
  • Le second panel se compose de 18 économies de marché émergentes ou de pays en développement non membres de l’OCDE. Il regroupe les pays suivants: Afrique du Sud, Argentine, Brésil, Chili, Chine, Colombie, Égypte, Équateur, Inde, Indonésie, Israël, Malaisie, Maroc, Pakistan, Philippines, République arabe syrienne, République Dominicaine et Thaïlande. La demande de pétrole est modélisée pour trois groupes de produits:
  • la demande de carburants pour les transports, définie comme la consommation d’essence, de carburéacteur et de gazole;
  • la demande d’autres produits pétroliers non résiduels, qui incluent le naphta, le gaz de pétrole liquéfié (GPL), le kérosène et les autres produits pétroliers, à l’exception du fioul lourd résiduel;
  • la demande de fioul (lourd) résiduel.

Les graphiques 4.9 et 4.10 illustrent les principaux constats empiriques relatifs à la demande des trois groupes de produits. Les données pour chaque pays sont exprimées par habitant et sous forme d’indices (sur la base 1985 = 100) afin de distinguer les périodes antérieure et postérieure à l’ajustement des économies aux chocs pétroliers des années 70. Sur le long terme, la demande de carburants pour les transports est étroitement liée au nombre de véhicules en circulation, tandis que la demande d’autres produits pétroliers non résiduels est corrélée au produit intérieur brut. La demande de fioul résiduel a baissé dans les économies avancées, car de nombreuses centrales thermiques au fioul sont passées aux énergies de substitution dans les années 80. Elle continue de croître, cependant, dans les économies de marché émergentes et les pays en développement.

Graphique 4.9.Demande de pétrole dans les économies avancées

(1971–2003; par habitant, 1985 = 100)

La demande de carburants pour les transports et la demande d’autres produits pétroliers non résiduels s’accroissent en proportion du nombre de véhicules et du PIB, respectivement. La demande de fioul résiduel a baissé dans les années 80 et ne s’est pas redressée en moyenne.

Sources: Agence internationale de l’énergie; Annuaire statistique des Nations Unies; base de données analytique de l’OCDE; calculs des services du FMI.

1Par économies avancées, on entend ici les pays de l’OCDE et les nouvelles économies industrielles d’Asie (RAS de Hong Kong, Singapour et province chinoise de Taiwan). Toutes les variables sont des valeurs par habitant et exprimées, pour chaque pays, sous forme d’indices ayant pour base 1985 = 100. Seules les données entrant dans l’échelle sont représentées ici.

2Par demande de carburants pour les transports, on entend la consommation d’essence, de carburéacteur et de gazole (y compris le fioul domestique léger).

3Par demande d’autres produits pétroliers non résiduels, on entend la consommation de naphta, gaz de pétrole liquéfié et kérosène notamment, à l’exception du fioul résiduel.

Graphique 4.10.La demande de pétrole dans les pays émergents et en développement1

(1971–2002; par habitant, 1985 = 100)

Comme dans les économies avancées, la demande de carburants pour les transports et la demande d’autres produits pétroliers non résiduels ne cesse de s’accroître, mais, à la différence des pays de l’OCDE, la demande de fioul résiduel continue également d’augmenter (en moyenne).

Sources: Agence internationale de l’énergie; Annuaire statistique des Nations Unies; base de données analytique de l’OCDE; calculs des services du FMI.

1Ce groupe comprend les pays suivants: Afrique du Sud, Argentine, Brésil, Chili, Chine, Colombie, Égypte, Équateur, Inde, Indonésie, Israël, Malaisie, Maroc, Pakistan, Philippines, République arabe syrienne, République Dominicaine et Thaïlande. Toutes les variables sont des valeurs par habitant et exprimées, pour chaque pays, sous forme d’indices ayant pour base 1985 = 100. Seules les données entrant dans l’échelle sont représentées ici.

2Par demande de carburants pour les transports, on entend la consommation d’essence, de carburéacteur et de gazole (y compris le fioul domestique léger).

3Par demande d’autres produits pétroliers non résiduels, on entend la comsommation de naphta, gaz de pétrole liquéfié et kérosène notamment, à l’exception du fioul résiduel.

La mesure de la demande de carburants pour les transports couvre également le gazole, dont les composantes sont le diesel, le fioul domestique léger et les autres gazoles. Le fioul domestique léger et les autres gazoles ne sont pas à proprement parler des carburants pour les transports. Cependant, l’Agence internationale de l’énergie (AIE) ne donne pas la ventilation du gazole entre ses diverses composantes avant 1993. Le graphique 4.2 repose sur une définition stricte de la demande de carburants pour les transports — qui exclut par conséquent le fioul domestique léger et les autres gazoles. Dans les autres calculs et projections, on considère que le gazole fait partie des carburants pour les transports.

Données sur les prix

L’estimation est effectuée à partir de deux mesures distinctes des prix pétroliers: le prix pour l’utilisateur final et le prix d’achat du pétrole brut pour les raffineries des États-Unis. Le prix pour l’utilisateur final est utilisé parce qu’il présente l’avantage de saisir les variations de la fiscalité, des coûts de transport et des marges des raffineries au cours du temps. Cependant, cette série n’est disponible en continu que pour un sous-groupe de 11 pays de l’OCDE. Les prix pétroliers sont exprimés en dollars, mais les résultats de l’estimation ne changent que marginalement lorsque les prix sont exprimés en monnaie locale. L’utilisation du dollar simplifie les projections de la demande de pétrole.

Spécification de l’équation

L’équation estimée de la demande de carburants pour les transports se présente sous la forme suivante:

Di,ttransport est le logarithme naturel de la demande de carburants pour les transports (par habitant) dans un pays i au moment t, et où Vi,t correspond au logarithme du nombre de véhicules (par habitant) dans un pays i au moment t, Pmax au maximum historique du logarithme naturel du prix réel du pétrole, Pdecline aux baisses cumulées du logarithme naturel du prix réel du pétrole et Precovery aux hausses cumulées du logarithme naturel du prix réel du pétrole. Pour plus de simplicité, on considère dans le modèle que la demande de carburants pour les transports est fonction uniquement du nombre de véhicules en circulation et des prix; dans ce modèle à moyen terme, il est fait abstraction des fluctuations cycliques de l’utilisation des capacités. La ventilation des prix entre les trois éléments suit la méthode de Gately et Huntington (2002). Celle-ci aide à distinguer l’impact des variations de prix grandes et petites sur la demande de pétrole et à vérifier s’il existe des asymétries entre l’impact des hausses des prix et celui des baisses. Le graphique 4.11 montre comment la décomposition est faite concrètement. Elle peut être formalisée comme suit (toutes les variables sont exprimées en logarithmes naturels):

L’équation de la demande d’autres produits pétroliers non résiduels prend la forme suivante:

Di,tother est le logarithme naturel de la demande d’autres produits pétroliers non résiduels (par habitant) dans un pays i au moment t, et Yi,t correspond au logarithme du PIB par habitant, à parité de pouvoir d’achat réel, dans le pays i au moment t.

Graphique 4.11.Décomposition des mouvements du prix du pétrole

(1970–2004)

Les mouvements du prix réel du pétrole peuvent se décomposer en trois temps: maximum historique (Pmax) hausses cumulées (Precovery) et baisses cumulées (Pdecline)1.

Source: calculs des services du FMI.

1Le prix courant du pétrole Pt est égal à la somme de Pmax,t, Pdecline,t et Precovery,t.

2Moyenne simple des prix des bruts West Texas Intermediate, Brent et Dubaï.

Nous n’estimons pas d’équation de la demande de fioul résiduel.

Résultats de l’estimation

Le tableau 4.6 présente les résultats de l’estimation. Les coefficients applicables au nombre de véhicules et au revenu dans les équations de la demande sont tous très significatifs statistiquement. Les coefficients très négatifs du terme de prix Pmax indiquent que la consommation de pétrole des pays de l’OCDE a répondu fortement aux chocs pétroliers des années 70. Les élasticités estimées sont particulièrement élevées quand on utilise les prix pour l’utilisateur final. En revanche, la consommation de pétrole des pays en développement n’a, semble-t-il, guère répondu à ces chocs, puisque la variable Pmax est restée non significative. C’est pourquoi nous rendons compte seulement des résultats d’une spécification qui ne ventile pas les prix en trois composantes pour les pays en développement du panel. Les résultats de l’estimation laissent penser que l’élasticité–prix de la demande de pétrole est faible pour les fluctuations de prix mineures. Au total, les estimations économétriques sont d’une qualité similaire aux preuves présentées par Gately et Huntington (2002).

Tableau 4.6.Estimation des élasticités de la demande
Demande de carburants pour les transportsDemande d’autres produits
OCDE 11OCDE et NEIAutres pays hors OCDEOCDE 11OCDE et NEIAutres pays hors OCDE
PIB0,63*1,10*0,73*
Véhicules0,70*0,51*0,55*
Cours du pétrole brut‒0,07*‒0,10*
Maximum (max)‒0,10*‒0,09*
Baisse (decline)‒0,03‒0,01
Remontée (recovery)‒0,06**
Prix usager
Maximum (max)‒0,50*‒0,48*
Baisse (decline)‒0,03‒0,14*
Remontée (recovery)‒0,11*‒0,07
Source: estimations des services du FMI.Note: demande de pétrole, PIB et nombre de véhicules par habitant. * et ** dénotent la signification aux niveaux de 1 % et de 5 %, respectivement. Pour le cours du pétrole brut, maximum correspond au cours réel maximum historique, baisse correspond à la baisse cumulée, et remontée à la hausse cumulée du cours réel. Les régressions comportent des constantes spécifiques aux pays.
Source: estimations des services du FMI.Note: demande de pétrole, PIB et nombre de véhicules par habitant. * et ** dénotent la signification aux niveaux de 1 % et de 5 %, respectivement. Pour le cours du pétrole brut, maximum correspond au cours réel maximum historique, baisse correspond à la baisse cumulée, et remontée à la hausse cumulée du cours réel. Les régressions comportent des constantes spécifiques aux pays.

Une certaine prudence s’impose toutefois, à un double titre, dans l’interprétation des résultats de l’estimation: d’une part, les relations estimées ne saisissent que la dynamique à long terme de la demande de pétrole; d’autre part, comme il est expliqué dans le corps de ce chapitre, les valeurs des paramètres prennent en compte l’évolution historique de l’intensité pétrolière sous forme d’estimation réduite des élasticités de la demande de pétrole par rapport au revenu et au nombre de véhicules en circulation.

Calibration des élasticités dans le modèle de la demande de pétrole

Le choix des élasticités pour les projections de la demande est étroitement lié aux coefficients estimés. Les paramètres calibrés sont présentés au tableau 4.7. La demande de fioul résiduel est calibrée en s’appuyant sur l’opinion des spécialistes.

Tableau 4.7.Élasticités de la demande utilisées pour les projections
Demande de carburants pour les transportsDemande d’autres produitsDemande résiduelle
OCDE et NEI1Autres pays hors OCDEOCDE et NEI1Autres pays hors OCDEOCDE et NEI1Autres pays hors OCDE
PIB0,60,70,3
Véhicules0,60,55
Cours mondial du pétrole‒0,1‒0,1‒0,3‒0,1‒0,1‒0,1
Source: calculs des services du FMI.

NEI = nouvelles économies industrielles d’Asie: Corée, RAS de Hong Kong, Singapour et province chinoise de Taiwan. La Corée est aussi membre de l’OCDE.

Source: calculs des services du FMI.

NEI = nouvelles économies industrielles d’Asie: Corée, RAS de Hong Kong, Singapour et province chinoise de Taiwan. La Corée est aussi membre de l’OCDE.

Principales hypothèses retenues pour les projections de la demande de pétrole

Les projections à long terme de la demande de pétrole sont sensibles aux hypothèses retenues en matière de croissance économique et de gains d’efficience. La sensibilité aux fluctuations des prix est un facteur moins important lorsque ces variations observées sont faibles.

Croissance économique

Le taux de croissance moyen de l’économie mondiale pour la période 2003–30 s’établit à 3,6 % sur la base des PPA et à 3,0 % sur la base des taux de change du marché. Les projections de PIB des Perspectives de l’économie mondiale de septembre 2004 ont été retenues pour la période 2004–09. Pour la période 2010–30, nous avons utilisé les projections du Département de l’énergie américain, telles qu’elles figurent dans International Energy Outlook, April 2004. Les projections pour la Chine et l’Inde ont cependant été ajustées. Dans les deux cas, les taux de croissance à long terme ont été minorés d’un point. Cet ajustement a un double objectif: instiller une dose de prudence dans les projections concernant la demande de pétrole de l’Asie, et abaisser le taux de croissance mondiale pondérée en fonction des PPA afin de le rapprocher de sa moyenne historique.

L’analyse de sensibilité présentée au deuxième panneau du graphique 4.6 repose sur un modèle où la croissance dans chaque pays est majorée ou minorée de 0,5 point par an pour la période 2004–30. La demande projetée en 2010 est de 91,3–92,9 millions de barils par jour (mbj) (contre 92,0 mbj dans le scénario de référence) dans le premier cas, et de 133,2–144,6 mbj (contre 138,5 mbj dans le scénario de référence) dans le second.

Évolution des prix: sentier de référence

Le sentier d’évolution de référence des prix est la prévision retenue dans les Perspectives de l’économie mondiale pour la moyenne arithmétique des prix de trois catégories de pétrole (West Texas Intermediate, Brent et Dubaï). Cette moyenne devrait baisser, en termes nominaux, pour passer de 46,5 dollars le baril en 2005 à 38,8 dollars en 2010. La série est convertie en prix constants de 2003, dans l’hypothèse d’un taux d’inflation annuel de 2 %. Le prix réel du pétrole tombe par conséquent d’un niveau estimé à 44,7 dollars le baril en 2005 à 33,7 dollars en 2010, et l’on suppose qu’il se maintient à ce chiffre jusqu’à 2030.

L’analyse de sensibilité présentée au troisième panneau du graphique 4.6 repose sur un modèle où les prix réels sont supposés constants à 25 ou 45 dollars le baril sur la période 2005–30. La demande projetée en 2010 est de 89,3–95,2 mbj (contre 92,0 mbj dans le scénario de référence) dans le premier cas, et de 133,7–144,0 mbj (contre 138,5 mbj dans le scénario de référence) dans le second.

Gains d’efficience

Le modèle de la demande de pétrole est estimé sur une période marquée par une baisse significative de l’intensité pétrolière, que ce soit dans les économies avancées ou dans les pays en développement. Les coefficients estimés prolongent donc l’évolution historique des gains d’efficience dans les projections.

Dans la réalité, l’amélioration de l’intensité pétrolière à l’avenir pourrait s’écarter des extrapolations faites à partir des données historiques. Le biais de la croissance en faveur des services dans les économies avancées, le passage de quelques pays en développement ou économies de marché émergentes au groupe des économies avancées et les mesures prises par les gouvernements en faveur des économies d’énergie pourraient abaisser l’intensité pétrolière au-delà des gains projetés (1,6 % par an pour les économies avancées et 1,1 % pour les autres économies). En revanche, le prix de référence du pétrole reste très inférieur, en termes réels, au maximum historique qu’il a atteint dans les années 70 et qui a été l’une des principales causes de l’ajustement technologique opéré dans le passé. Une évaluation détaillée des gains d’efficience prenant en compte les tendances et stratégies prospectives déborderait toutefois du cadre de cette étude.

Projection de la demande de pétrole

La demande de pétrole est projetée pour chacun des 51 pays de l’échantillon. Les projections sont converties des données par habitant aux chiffres globaux en utilisant les statistiques démographiques des Nations Unies. Des hypothèses simplificatrices sont retenues pour les pays qui ne figurent pas dans l’échantillon utilisé pour l’estimation.

La première année de projection du modèle est 2004. La croissance effective de la demande, d’une vigueur inattendue en 2004, a dépassé les prévisions du modèle, et la plupart des analystes du secteur s’attendent à ce que cette tendance se confirme en 2005. Pour caler davantage les prévisions du modèle sur les données effectives, on suppose que 2004–05 est une période de fermeté inhabituelle de la demande de pétrole et que, d’ici 2010, cette demande convergera progressivement vers le sentier d’évolution prévu dans le modèle. Pour tous les chiffres cités dans le corps du chapitre, les données sur la demande de pétrole pour 2004 et 2005 sont extraites des estimations de l’AIE publiées dans Oil Market Report de janvier 2005.

Modèle de l’offre de pétrole

Offre de pétrole hors OPEP

L’offre de pétrole hors OPEP est définie comme la production totale de ces pays plus la production mondiale de pétrole de source non conventionnelle et les gains au raffinage. La limite inférieure de la projection correspond à l’évolution de la production prévue pour les pays non membres de l’OPEP dans World Energy Outlook 2004 de l’AIE, et la limite supérieure correspond à la prévision du Département de l’énergie américain publiée dans International Energy Outlook, April 2004. Étant donné que l’évolution des prix est différente selon le FMI, l’AIE et le Département de l’énergie américain, la méthodologie de Gately (2004) est utilisée pour ajuster les sentiers d’évolution retenus par l’AIE et le Département de l’énergie américain:

où α correspond à l’élasticité de l’offre hors OPEP. Comme dans Gately (2004), le paramètre est calibré à 0,03. Cela implique, pour des variations de prix permanentes, une élasticité à long terme de l’offre d’environ 0,5 (d’ici à 2030). À titre de comparaison, Moroney et Berg (1999) estiment l’élasticité à long terme de l’offre de pétrole par rapport à son prix réel à 0,1–0,2, tandis que Dahl et Duggan (1996) obtiennent un chiffre de 0,6 en s’appuyant sur des données des États-Unis. Aux prix de référence, les limites supérieure et inférieure des projections du FMI pour l’offre de pétrole hors OPEP (tableau 4.5) dépassent d’environ 8 mbj celles du Département de l’énergie américain et de l’AIE (tableau 4.4).

Incitation de l’OPEP à accroître la production

Cette section évalue les stratégies d’expansion des capacités de l’OPEP dans une optique de maximisation du profit. La méthodologie utilisée suit celle de Gately (2004, 2005). Dans son modèle, Gately calcule les bénéfices de l’OPEP pour divers objectifs de parts de marché et donne les prix d’équilibre du marché correspondants, la demande de pétrole et l’offre hors OPEP. Les différentes parts de marché sont ensuite classées en fonction de la valeur actuelle nette (VAN) actualisée des bénéfices (le taux de rendement réel requis est supposé de 5 %).

La version de référence du modèle est calibrée en utilisant les valeurs de paramètres estimées dans ce chapitre, mais la simulation effective a porté sur plus de cinquante séries de paramètres. Dans le modèle, l’OPEP décide ou non d’accroître sa production en fonction principalement de l’élasticité–prix de la demande, de l’élasticité de l’offre hors OPEP et des coûts d’investissement. Plus les élasticités de la demande et de l’offre hors OPEP sont élevées, et plus l’OPEP est incitée à éviter que les prix pétroliers atteignent des niveaux élevés. Lorsque le prix réel du pétrole dépasse 63 dollars le baril (maximum historique du prix d’achat réel du pétrole brut pour les raffineries américaines), la demande de pétrole de l’OCDE est supposée réagir très fortement aux prix, puisqu’elle affiche une élasticité de –0,5. Les coûts d’investissement sont de deux ordres: le coût de l’expansion des capacités, censé osciller entre 4.000 et 6.000 dollars le baril de capacité quotidienne supplémentaire, et le montant des investissements nécessaires pour répondre au déclin naturel des gisements pétroliers, qui représente approximativement 5 % de la capacité totale et est évalué lui aussi entre 4.000 et 6.000 dollars le baril, selon le pays. Cette dernière hypothèse est importante, car le coût du maintien des capacités peut, à terme, dépasser largement les investissements en cours.

Les résultats présentés au graphique 4.8 semblent indiquer que, pour l’OPEP, la stratégie optimale consiste à laisser sa part de marché augmenter lentement jusqu’à atteindre 41–46 % d’ici à 2030. Ce chiffre est nettement inférieur à celui qu’implique la projection de référence du tableau 4.5. Dans le scénario de référence, le ≪recours à l’OPEP≫ devrait osciller entre 61,3 et 74,4 mbj et la demande de pétrole se situerait autour de 138,5 mbj en 2030. La part de marché à long terme de l’OPEP augmenterait alors pour atteindre 54 %. Mais les résultats de la simulation laissent penser qu’il se pourrait que l’OPEP ne soit pas incitée à accroître sa part de marché, qui est à l’heure actuelle de 39 %, dans les proportions importantes qu’implique le scénario de référence.

Le modèle donne l’évolution des prix associée à une solution de maximisation des profits. En 2030, la fourchette de prix est de 39–56 dollars le baril, en dollars de 2003 (contre 33,7 dollars dans le scénario de référence). La demande totale de pétrole se situe entre 126 et 134 mbj en 2030, et l’offre de l’OPEP entre 52 et 59 mbj, selon la série de paramètres retenue.

Modèle du parc automobile

Pour les besoins de ce chapitre, les véhicules sont définis selon la méthodologie de l’ONU; les principales composantes sont les véhicules automobiles de moins de huit places, les camions, les autobus et les tracteurs.

La relation entre le nombre de véhicules en circulation et le revenu présentée au graphique 4.7 indique que le revenu par habitant est le principal déterminant du parc automobile d’un pays à un moment donné. Cette relation est nettement non linéaire: le nombre de véhicules augmente très lentement dans les pays aux niveaux de revenu le plus bas et le plus élevé, mais il progresse beaucoup plus vite que le revenu une fois que les pays atteignent un niveau de revenu de 2.500 dollars, à parité de pouvoir d’achat.

La méthodologie utilisée pour l’estimation suit de très près celle de Dargay et Gately (1999), si ce n’est que le PIB ajusté en fonction des PPA est utilisé comme mesure du revenu. Le modèle est aussi estimé sur un échantillon plus large de pays et prend en compte, pour chacun d’eux, les dix observations annuelles les plus récentes (la période effectivement suivie va de 1971 à 2002).

L’équation estimée est la suivante:

Vi,t représente le nombre de véhicules en circulation pour 1.000 personnes; Yi,t le revenu réel par habitant ajusté en fonction des PPA; γ le niveau de saturation du parc automobile (calibré à 850 véhicules pour 1.000 personnes, comme dans Dargay et Gately, 1999); θ la vitesse d’ajustement au nombre de véhicules souhaités; et où l est lié à la vitesse de croissance du nombre de véhicules dans les pays à revenu élevé; et β est α lié à la vitesse de croissance du nombre de véhicules dans les pays à faible revenu (β est autorisé à varier d’un pays à l’autre pour permettre des différentes vitesses de diffusion de l’automobile).

Les estimations des coefficients et les groupements de pays sont présentés au tableau 4.8. Tous les coefficients sont statistiquement très significatifs, à l’exception de β pour la RAS de Hong Kong et Singapour, où le nombre de véhicules en circulation augmente très lentement pour des raisons qui tiennent à la fois à la géographie et au caractère restrictif des réglementations en vigueur.

Tableau 4.8.Nombre de véhicules et revenu

Équation calculée: Vi,t=(1θ)Vi,t1+θ(γeαeβiYi,j)+υi,t

ParamètreValeurGroupe de pays
γ850Paramètre calibré
θ0,062*Tous
α‒5,513*Tous
β1‒0,221*Australie, Canada, États-Unis, Nouvelle-Zélande, province chinoise de Taiwan
β2‒0,153*Autriche, Belgique, Danemark, France, Finlande, Grèce, Irlande, Islande, Israël, Italie, Luxembourg, Norvège, Pays-Bas, Royaume-Uni, Suède, Suisse
β3‒0,188*Afrique du Sud, Chili, Espagne, Hongrie, Pologne, Portugal, République tchèque, Slovaquie
β4‒0,158*Argentine, Brésil, Chine, Colombie, Égypte, Équateur, Inde, Indonésie, Malaisie, Maroc, Mexique, Pakistan, République Dominicaine, Syrie, Thaïlande
β5‒0,174*Japon, Corée
β6‒0,045RAS de Hong Kong, Singapour
Source: estimations des services du FMI.Note: * signification au niveau de 1 %.
Source: estimations des services du FMI.Note: * signification au niveau de 1 %.

L’urbanisation et la densité démographique ne sont pas significatives dans l’équation, car le revenu par habitant explique déjà une grande part de la variabilité du parc automobile. L’exemple de la RAS de Hong Kong et de Singapour montre que les facteurs géographique et institutionnel peuvent être saisis dans une certaine mesure en laissant β varier d’un pays à l’autre.

Le tableau 4.9 présente des projections du parc automobile en chiffres absolus et par habitant. Pour ces projections, la Chine a été divisée en trois régions en fonction de leur revenu par habitant actuel (revenu élevé, intermédiaire ou faible). Le taux de croissance du revenu est supposé être le même dans les trois régions. Compte tenu des données actuelles sur le parc automobile des différentes provinces, chaque région fait l’objet de prévisions distinctes, qui sont ensuite agrégées afin de donner le total pour la Chine.

Tableau 4.9.Projections du nombre de véhicules en circulation
Millions de véhiculesPour 1.000 habitants
20022010202020302002201020202030
Monde7519391.2551.660
OCDE625720827920
États-Unis234260288312812826837843
Allemagne48546063586655725774
France35404650576650725777
Italie37394141656697752793
Royaume-Uni31374450515616711771
Japon76879596599682753796
Corée14223136293442610718
Australie12151819632715778812
Autres pays de l’OCDE137164205252
Hors OCDE126219429741
Afrique11152333
Brésil21274271121139200320
Autres pays d’Amérique latine12193354
Chine21802093871659146267
Autres pays d’Asie5872113184
Reste du monde46811
Sources: Annuaire des Nations Unies et calculs des services du FMI.Note: La définition des véhicules correspond à la méthodologie des Nations Unies; les composantes principales sont les suivantes: automobiles à moins de huit places; camions; autobus et tracteurs.
Sources: Annuaire des Nations Unies et calculs des services du FMI.Note: La définition des véhicules correspond à la méthodologie des Nations Unies; les composantes principales sont les suivantes: automobiles à moins de huit places; camions; autobus et tracteurs.
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1Le prix réel du pétrole a augmenté de 74 % entre juin 2003 et mars 2005, alors qu’il avait connu une hausse de 185 % en 1974 et de 158 % entre juin 1978 et novembre 1979.
2Les réserves prouvées sont les ressources pétrolières qu’il est possible d’extraire de manière profitable avec une probabilité d’au moins 90 %.
3Les membres de l’OPEP sont l’Algérie, l’Arabie Saoudite, les Émirats arabes unis, l’Indonésie, l’Iran, l’Iraq, le Koweït, la Libye, le Nigéria, le Qatar et le Venezuela.
4Sur la base des taux de change du marché, le taux de croissance mondiale entre 2003 et 2030 serait de 3 %.
5Le prix moyen du pétrole est la moyenne non pondérée des prix des bruts West Texas Intermediate, Brent et Dubaï.
6Dans beaucoup de pays avancés, les taxes constituent une part importante du prix final des produits pétroliers. En raison du manque de données comparables d’un pays à l’autre, l’analyse développée dans ce chapitre porte essentiellement sur les cours du pétrole brut. Dans les pays qui imposent de fortes taxes spécifiques sur la consommation de pétrole (ceux de l’Union européenne, par exemple), la sensibilité–prix de la demande pourrait être moins nette qu’indiqué ici.
7Le taux d’équipement en véhicules prévu pour la Chine est inférieur à la fourchette qu’indiquent les statistiques historiques parce que, aux fins de ces projections, le pays est divisé en trois zones, avec des niveaux de revenu initial différents.
8De même, si nous posions en hypothèse que le parc de véhicules arriverait à saturation dans tous les pays en développement à un niveau bien inférieur à celui des pays avancés (de moitié environ, par exemple), la demande de pétrole pourrait se situer jusqu’à 10 mbj en dessous de la projection de référence en 2030. Cependant, l’évolution constatée dans de nombreux pays émergents ne cadre pas avec cette hypothèse.
9L’offre de pétrole est par nature difficile à évaluer à l’aide de modèles à régression simple à cause du long décalage entre les signaux des prix et les décisions d’investissement, des contraintes techniques, de l’existence de réserves limitées et des changements du contexte général.
10Les projections de l’AIE reposent sur l’hypothèse que le prix réel du pétrole (exprimé en dollars de 2003) tombera à 23,5 dollars le baril en 2010 et augmentera progressivement pour atteindre 31 dollars en 2030. D’après le scénario de base du DEA, le prix du baril serait de 25 dollars en 2010 et d’environ 28 dollars en 2025. Les projections à long terme de l’AIE et du DEA (réalisées précédemment, durant une période de détente du marché) sont inférieures à l’hypothèse retenue ici, à savoir un prix moyen de 33,7 dollars le baril sur la période 2010–30, encore que l’écart se réduise sur la durée, pour se ramener en définitive à 3–5 dollars le baril.
11Moroney et Berg (1999) estiment l’élasticité à long terme de l’offre de pétrole aux prix réels à 0,1–0,2, tandis que Dahl et Duggan (1996) l’estiment à 0,6, d’après les chiffres du DEA.
12Non compris les variations des stocks mondiaux.
13L’AIE (2004b) estime l’ensemble des besoins d’investissement dans le secteur pétrolier à 3.000 milliards de dollars sur la période 2003–30. Ce chiffre inclut les investissements dans les capacités de raffinage. Par ailleurs, les coûts d’investissement unitaires hors OPEP sont plus élevés que dans les pays de l’OPEP. Enfin, le montant du recours à l’OPEP calculé par l’AIE est plus élevé que ne le suggère le modèle d’équilibre présenté ci-dessus.
14Ce point est développé dans l’encadré 1.6.
15Les prévisions de l’AIE, du DEA et du Secrétariat de l’OPEP à l’horizon 2010 se situent dans la fourchette de 89–91 mbj pour la demande totale et dans la fourchette de 33–36 mbj pour le recours à l’OPEP. Ces prévisions sont similaires à celles du scénario de référence décrit dans ce chapitre. À l’horizon 2030, l’AIE situe le recours à l’OPEP dans la fourchette du scénario de référence (65 mbj, l’intervalle considéré étant 61–74 mbj), mais ce chiffre est en fait supérieur au volume effectif de la production de l’OPEP que suggère notre modèle d’équilibre. S’agissant de la demande à long terme, l’AIE et le DEA font des prévisions à l’horizon 2025–30 qui se situent environ 5–17 mbj en dessous du scénario de référence, du fait principalement qu’ils prévoient une moindre augmentation de la demande du secteur des transports et, dans une certaine mesure aussi, de la progression de la demande d’autres produits pétroliers.
16Les producteurs hors OPEP ne sont pas incités à conserver des capacités excédentaires, car, individuellement, ils n’ont pas suffisamment de poids pour influer sur les cours pétroliers. Les producteurs de l’OPEP ont fait part de leur intention de conserver une certaine marge de capacité excédentaire (environ 1,5–2 mbj dans le cas de l’Arabie Saoudite), mais les données historiques du graphique 4.1 suggèrent qu’un volant de l’ordre de 3–5 mbj assurerait une bien meilleure protection contre les ruptures d’approvisionnement et les brusques fluctuations de la demande.
17Si l’on table sur une hausse du prix réel du baril de 34 dollars en 2010 à 56 dollars en 2030, cela revient à un taux de progression annuel moyen de 2,5 %.
18Par exemple, le 2 avril 2004, le marché pétrolier à terme tablait sur une baisse graduelle du prix nominal du pétrole de 32 dollars à 26 dollars d’ici fin 2006 (voir l’appendice 1.1 de l’édition d’avril 2004 des Perspectives de l’économie mondiale).
19On table sur une diminution de l’utilisation de carburant par véhicule de 0,5 % par an dans les pays de l’OCDE et de 2,5 % par an ailleurs d’ici 2030, ce qui équivaudrait à une économie de 50 mbj. Même si l’on remplaçait la totalité du parc mondial actuel et prévisible par des voitures hybrides, la demande mondiale de pétrole diminuerait au maximum de 20 mbj d’ici à 2030 (environ 40 % des économies déjà intégrées dans le scénario).
20Pour une analyse plus détaillée des techniques de couverture sur les marchés des produits, voir l’édition d’avril 2005 du Global Financial Stability Report.
21Par exemple, après une modification récente du régime fiscal incluant un relèvement des droits d’exportation, la plupart des compagnies pétrolières de Russie ont fait peu de profits lorsque le cours du pétrole a dépassé 25 dollars le baril (AIE, 2004b).
22Le manque de capacités de raffinage a fait augmenter les primes sur les bruts légers facilement transformables, ce qui a eu des retombées négatives sur les importateurs de brut léger. Par ailleurs, dans la mesure où le surcroît de production de l’OPEP concerne essentiellement le brut lourd, les goulets d’étranglement dans le secteur du raffinage peuvent empêcher la stabilisation du marché du brut.
23Certains grands pays hors OCDE, dont la Chine et l’Inde, ont pris leurs précautions sur ce plan. Il importe toutefois d’étaler judicieusement dans le temps l’accumulation des réserves afin d’éviter d’aggraver la pression de la demande sur le marché. Si tous les pays hors OCDE décidaient d’accroître leurs stocks stratégiques de l’équivalent de cinq jours de consommation annuelle, cela représenterait une demande supplémentaire d’environ 0,5 million de barils par jour. Selon Downstream B.V. Rotterdam, les infrastructures nécessaires coûteraient à peu près 1,5 milliard de dollars par an, soit 0,02 % du PIB hors OCDE, aux taux de change du marché. Les pays de l’OCDE sont déjà bien protégés contre les risques de rupture d’approvisionnements, puisque leurs stocks stratégiques représentent plus de 110 jours d’importations nettes, et que leurs gouvernements ont établi des plans d’urgence bien étudiés dans le cadre de l’AIE.
24L’AIE (2004b) estime que les pays de l’OCDE devraient investir à peu près 30 milliards de dollars par an (0,1 % du PIB) et les pays hors OCDE environ 10 milliards de dollars par an (plus de 0,1 % du PIB) pour réduire l’intensité pétrolière de leurs systèmes de transports de 10 % à l’horizon 2030, en plus des gains d’efficacité que l’AIE a intégrés dans ses projections. Ce gain d’efficacité de 10 % correspondrait à une demande mondiale d’environ 7 mbj, d’après le scénario de référence de l’AIE, soit environ 100 milliards de dollars par an, aux prix actuels. Les gains initiaux découlant de l’adoption de politiques plus radicales seraient plus faibles — un tiers environ en 2010.
25Les membres du groupe des NEI sont la Corée, la RAS de Hong Kong, Singapour et la province chinoise de Taiwan. La Corée est aussi membre de l’OCDE.

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