Tentatives d`explication du prix du pétrole et du gaz

Transcription

Jean Laherrere
Club de Nice
XIVe Forum annuel
27 novembre 2015
"Tentatives d'explication du prix du pétrole et du gaz"
-Pétrole
Le pouvoir des US en matière de pétrole est tel que pour beaucoup le pétrole est synonyme de dollar et de baril.
Mais le dollar varie avec les autres monnaies et le baril varie avec les champs avec un pouvoir calorifique variable.
Un prix à la tonne est moins variable car le pouvoir calorifique est fonction de la densité.
Mais les carburants sont vendus en volume et non en poids !
Mais le meilleur prix est celui ramené à l’unité d’énergie = $/GJ ou $/tep ou $/MBtu.
Le prix est donné pour plusieurs types de brut, avec le plus fréquent étant le WTI aux US et le Brent en Europe. Il est aussi pour
être livré dans des lieux très différents et pour les comparer il faut ajouter les couts de transport dans un même lieu.
Le WTI = West Texas Intermediate est un mélange compris entre 37 et 42 °API avec moins de 0,42% de soufre: la fourchette est
significative (suivant la composition exacte on peut donc avoir des prix différents), la moyenne est 39,6°API et 0,24 % S. Il est
livré à Cushing au milieu de l’Oklahoma, loin d’un point d’exportation, destiné à être raffiné pour le marché domestique.
Le pétrole dit Brent venait du champ de Brent au Royaume-Uni en Mer du Nord, mais il est pratiquement épuisé et ce « Brent
blend » vient de plusieurs champs aux alentour comme Forties, Oseberg, Ekofisk non encore épuisées: sa moyenne est 38°API et
0,37% S (avec moins de 0,42% de S le brut est dit sweet)
Le Brent est donc plus lourd que le WTI et donc plus énergétique, mais il est plus soufré : il est normal que les prix différent si on
veut les comparer au même lieu, mais en pratique ils sont souvent identiques, sauf pendant une période récente.
Mais le Dubai est 31°API et 2% S, le Minas 35°API et 0,08% S, Le Bonny Light 32,9°API et 0,16% S
Aux US suivant l’EIA les différents types de brut sont classées d‘après la densité et le soufre, mais on ne retrouve pas le WTI qui
serait un light sweet !
Si les densités des bruts produits aux US (qui inclut le condensat) sont variées, la densité du brut à l’entrée dans les raffineries
varie de 1985 à 2014 entre 30 et 32 °API ; le degré API augmente depuis 2005, c’est a dire que le brut raffiné est de plus en plus
léger avec le pétrole de roche-mère! Mais le WTI avec 39,6°API est bien plus léger que la moyenne a l‘entrée des raffineries US
et n’est donc pas représentatif de ce qui est raffiné aux US.
1
Fig 1: classification des types de brut d’après l’EIA
Fig 2: °API brut US entrée raffineries 1985-2014
US °API crude oil input to refineries
33,0
input refineries API
32,5
°API
32,0
31,5
31,0
30,5
30,0
1985
1990
Jean Laherrere Nov 2015
1995
2000
2005
2010
2015
year
De plus le baril de pétrole (= 42 US gallons) n’est pas une unité officielle aux US où le barrel (liquid) officiel est de 31,5 gallons
et l’USDOE est obligé dans tous ses rapports sur le brut d’ajouter après barrel (42 US gallons) ! Le baril à 42 US gallons a été
adopté en 1866 par les producteurs pour mettre de l’ordre dans l’hétérogénéité des barils en bois qui allaient de 30 à 50 gallons
avec 40 gallons plus 2 gallons pour compenser les mauvaises mesures ! Aux US il y a plusieurs symboles pour le baril = b, bo ou
bbl sans savoir l’origine exacte avec possible bbl= blue barril pour le brut contre red barril pour le produit raffiné ! Le baril
métallique est de 55 US gallons = environ 200 litres contre 159 litres pour le baril de brut
Si les données US sur le pétrole se résume à une production en b/j et à un prix WTI en $/b, mais mondialement le sujet est
beaucoup plus complexe : dans beaucoup de pays utilisant le système métrique (le pétrole est mesuré en poids et il est difficile
d’avoir la densité exacte pour obtenir le volume. Le pouvoir calorifique du pétrole varie avec les champs et la vraie donnée est
celle en joule (Btu pour les anglo-saxons)
2
-Définition de pétrole
La traduction de oil en pétrole est trompeuse, oil est tout liquide gras (non soluble dans l’eau) inflammable d’origine végétale
(olive oil), animale (whale oil) ou minérale, alors que pétrole (petra-oleum) ne concerne que les liquides issus de la terre : il est
donc fossile. Il y a donc problème quand on traduit oil par pétrole.
-Quantité: volume ou poids
BP est l’une des seules sources publiques donnant la production en volume et en poids, mais la conversion est faite avec un
nombre ridicule de décimales alors que la densité est souvent mal connue. De 1965 à 2014 pour la production mondiale de pétrole
(oil supply) on voit que les courbes divergent montrant bien que le pétrole devient de plus en plus léger
Etant donne que la définition de « oil supply »
Fig 3: production monde, OPEC, NOPEC & US volume & poids
Fig 4: différence offre tous liquides entre AIE, EIA, OPEC & BP
3
oil production Mb/d
70
4500
2
4000
1,5
1
3500
60
3000
50
2500
40
2000
30
1500
20
1000
10
500
dif. production Mb/d
80
NOPEC Mb/d
OPEC Mb/d
US Mb/d
world Mt
NOPEC Mt
OPEC Mt
US Mt
Difference for world oil supply between EIA, IEA, OPEC & BP 2,5
oil production Mt
90
world, OPEC, Non-OPEC & US oil production in volume & weight
from BP
world Mb/d
diff IEA-OPEC
diff IEA-EIA
as Oct 2015, no data from
EIA after April 2015
diff OPEC-EIA
diff BP-EIA
0,5
0
-0,5
-1
-1,5
-2
-2,5
0
1965
1970
1975
Jean Laherrere Oct 2015
1980
1985
1990
year
1995
2000
2005
2010
0
2015
-3
BP does not include biofuels into oil
supply in contrary to EIA and IEA
-3,5
-4
1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017
year
-Type de pétrole
Il y a autant de type de pétrole brut que de champs, variation de la densité, viscosité et présence de soufre et de métaux lourds. Il
y a du pétrole léger, medium, lourd et extra lourd.
Les bruts les plus connus sont le WTI (West Texas Intermediate) et le Brent (provenant du champ de Brent en mer du Nord)
Wikipedia https://en.wikipedia.org/wiki/List_of_crude_oil_products fournit une liste de 283 producteurs de brut allant pour la
densité du Boscan 10,1°API au Bintulu condensate 69,3°API (0,03% S), avec le WTI 39,6 °API et 0,24% soufre et le Brent à
38,3°API et 0,37% soufre ; le pourcentage de soufre de 0,001% pour l’Algerian condensate (68,7°API), mais de 5.7% pour le
Buscan !
Au Moyen Orient, Iran light est 33,1° contre 30,2° pour Iran heavy, Arab super light est à 50,1°, Arab extra light 39,4°, Arab
light 32,8°, Arab medium 30,2°, Arab heavy 27,7°, Saudi Arabia light est à 34°, Saudi Arabia medium 31°, Saudi Arabia heavy
27°. Au Venezuela Tia Juana light 31,9°, Tia Juana heavy 11°
4
La relation densité (SI ou API) et b/d est simple
Le pouvoir calorifique du brut est fonction de la densité, mais il est difficile de trouver sur Internet la relation et il faut prendre
des données éparses. Xavier Chavanne a utilisé les données de Chevron.
Fig 5: relation densité : SI ou API ou b/t
Fig 6: relation pouvoir calorifique et densité (API) données Chevron
b/t, specific gravity & °API
9
1,00
b/t
density
0,90
7
0,80
b/t
density
8
6
0,70
10
20
Jean Laherrere Feb 2015
30
40
50
60
°API
Le pouvoir calorifique par pays (EIA) varie avec 5,1 Mbtu/b au Soudan, 5,8 aux US, autour de 5,9 en Russie, Nigéria et Iran et
Arabie Saoudite et enfin 6,4 à Cuba.
Pour les US, EIA donne les productions en baril et en quad (= 1018 Btu) et pour la période 1950-2014 on voit que tous les
produits ont un pouvoir calorifique exprimé en MBtu/b qui varie fortement alors que seul le brut (en fait avec condensat en vert
fig 9) reste constant à 5.8 MBtu/b, car par définition l’USDOE/EIA a décidé depuis 1950 de ne pas changer cette valeur, alors
qu’en fait il devient de plus en plus léger ! Toutes les conversions du volume du brut US en énergie sont donc inexactes !
Fig 7: pouvoir calorifique du brut par pays versus sa production
Fig 8: pouvoir calorifique US brut, produits pétroliers et liquides de gaz
5
oil heat content by country vs crude oil production
US crude oil, petroleum products & NGPL heat content from EIA 6,5
heat content MBtu/b
6,2
33
Cuba
6,0
32
5,5
31
Saudi
Arabia
Russia
Nigeria
Iran
US
5,6
MBtu/b
MBtu/b
6,0
5,8
5,0
crude oil import
crude oil prod & export products import
products export
petroleum consumption motor gasoline consumption
NGPL prod
°API input refineries
4,5
5,4
5,2
4,0
source: EIA
Sudan
5,0
0
10
20
30
40
50
60
crude oil + condensate Mb/d
70
80
°API US crude oil input refineries
6,4
3,5
1950
1960
1970
1980
1990
2000
2010
30
29
28
27
2020
year
D’après les rapports mensuels EIA/MER le ratio b/t pour la production de pétrole augmente depuis 1986 pour le monde, OPEC et
NOPEC
Mais pour les US b/t décroit après 2012 pour BP, ce qui semble contraire à l’augmentation du pourcentage de légers avec le
pétrole de roche mère (LTO) et contraire aux données de l’EIA : BP n’est pas fiable !
Fig 9: ratio b/t: monde, OPEC & NOPEC d’après BP
Fig 10: ratio b/t d’après BP & EIA
6
world, OPEC & Non-OPEC b/t for oil production from BP world oil b/t from BP and b/toe from EIA 8,4
11
US 2015
US b/t 2014
8,2
EIA prod NGPL b/toe
BP prod US oil b/t
BP cons inc biofuels b/t
BP prod oil exc biofuels b/t
EIA consumption b/toe
EIA prod C+C b/toe
OPEC 2015
10
OPEC b/t
world 2015
world b/t
NOPEC 2015
b/toe, b/t
b/t
8,0
NOPEC b/t
7,8
9
8
7,6
7
7,4
7,2
1965
1970
1975
1980
1985
1990
year
1995
2000
2005
2010
2015
6
1965
1970
1975
Jean Laherrere June 2015
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
2015
year
EIA avec ses chiffres US en volume et en énergie prétend que le ratio b/tep pour le brut +condensat est constant à alors que ses
dernières données depuis 2011 avec les densités montre qu’il a augmenté de 7,4 à 7,5 en 2014
Fig 11: EIA: production de brut US suivant le type 2011-2015
Fig 12: production type brut US/EIA convertie en b/tep
7
US crude oil production by type (°API) from EIA 10
9
7,6
7,58
all
27-35°API
40-45°API
8
7,56
7
7,54
6
7,52
5
7,5
4
7,48
3
7,46
2
7,44
1
7,42
35-40°API
45-50°API
Mb/d
<27 °API
>50°API
40-50°API
0
2011
2012
2013
2014
b/toe
b/t
7,4
2015
year
Sur la Fig 13 la courbe de brut en Mb/d coïncide avec celle en énergie (quad) ceci est inexact par suite d’une conversion fixée
constante depuis 1950, EIA est incapable d’estimer la production US de brut en densité, car les Etats ne lui donnent pas les
données, EIA ne les a que depuis 2011. Il faut rappeler que les données de l’EIA de la production US de brut ne sont pas des
mesures, mais des estimations après enquête auprès de quelques producteurs dans quelques Etats. L’objectif de l’EIA est de les
améliorer avec Expanded EIA-941 et d’atteindre 500 producteurs (il y en a 12 000) dans 19 Etats !
Le brut raffiné US qui s’alourdissait de 1985 à 2005 est de venu plus léger de 2008 à 2014
Fig 13: production de brut US & NGPL en b & quad d’après EIA
Fig 14: densité API du brut raffiné US
8
US crude oil & NGPL production in b & quad from EIA 10
21,2
9
19,1
8
17,0
7
14,8
crude oil Mb/d t3.1
NGPL Mb/d
crude oil quad t1.2
NGPL quad
4
10,6
8,5
source: EIA MER Sept 2015
3
6,4
2
4,2
1
2,1
0
1950
1960
1970
1980
1990
year
32
12,7
2000
2010
0,0
2020
°API
5
input refineries API
quad
Mb/d
6
US °API crude oil input to refineries
33
31
30
1985
1990
1995
2000
2005
2010
2015
year
-Prix du pétrole = $/b & €/b
Le prix du brut varie d’une façon chaotique depuis 1860 d’après BP en monnaie courante et en $2014
Le prix du Brent est comparé en dollar et en euro.
On voit que la valeur de l’euro a augmenté de 2002 à 2008 avec le prix du brut et a redescendu en 2009 et 2015 avec le prix du
brut, cette relation n’existait pas avant 2002 !
Fig 15: prix du pétrole d’après BP en valeur nominale et en $2014
Fig 16: prix du Brent en $ & € d’après INSEE
9
Brent price in $ & € from INSEE
Oil price from BP in nominal and $2014
130
Brent €/b INSEE
$ 2014
120
Brent $/b INSEE
$ money of the day
110
€/$
110
100
90
100
$/b & €/b
80
70
$/b
1,6
140
60
50
90
70
30
20
20
10
10
0
1860
1880
1900
Jean Laherrere Sept 2015
1920
1940
year
1960
1980
2000
2020
1,3
1,2
60
40
30
1,4
80
50
40
1,5
€/$
120
1,1
1
0,9
0
0,8
19901992199419961998200020022004200620082010201220142016
year
Si la qualité des bruts varie largement dans le monde, ainsi que leur lieu de production et de consommation, il est surprenant de
voir que le prix du Brent est très proche de celui du WTI sauf pendant la période 2012-2014 et le transport de brut étant de faible
cout, le prix moyen du brut importé varie peu avec les pays de l’OCDE, sauf pour les US de 2011à 2014
Fig 17:prix du brut importé dans divers pays 1995-2015
Fig 18: différence prix mensuel du brut Brent - WTI 1987-2015
10
average crude oil import costs from IEA
25
120
100
90
80
$/b
70
France
http://www.eia.gov/dnav/pet/pet_pri_spt_s1_m.htm
Germany
20
Brent-WTI
Italy
Spain
15
UK
Japan
60
Canada
50
USA
40
average
$/b
110
difference monthly Brent less WTI oil price
10
5
30
20
0
10
0
1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017
year
-5
1985
1990
1995
2000
2005
2010
2015
2020
year
Le prix du pétrole a varié de concert avec le blé avant 1971, date où le dollar n’a plus été convertible en l’or = Bretton Woods.
Le graphique en échelle log montre sur la période 1970-1980 un décrochement du pétrole et du blé par rapport à l’or, mais
ensuite les 3 courbes sont grossièrement parallèles, signifiant que leur taux de croissance est similaire.
Fig 19: prix du pétrole, de l’or et du blé en valeur nominale
Fig 20: prix du pétrole, de l’or et du blé échelle log
11
oil, gold & wheat nominal price in log scale
1800
110
1650
oil $/b (Brent)
100
1500
wheat $/bushel
90
1350
70
1200
wheat $/bushel
1050
gold $/oz
60
900
50
750
40
600
30
450
20
300
10
150
0
1900 1910 1920
1930 1940 1950 1960
1970 1980 1990 2000
year
Fig 21: prix du pétrole versus prix de l’or
0
2010 2020
100
100000
10000
gold $/oz
1000
10
100
gold price $/oz
oil $/b (Brent)
80
oil price $/b, wheat price $/bushel
1000
gold price $/oz
oil price $/b, wheat price $/bushel
oil, gold & wheat nominal price
120
1
10
0
1
1900 1910 1920 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020
year
Fig 22: prix de la nourriture d’après FAO
12
oil price versus gold price annually annual food price index from FAO
120
400
annual 1900-2014
annual food index 2002-2004=100
2012
2008
100
2014
oil price $/b
80
60
2009
40
1980
20
1900
0
0
200
400
600
800
1 000
1 200
gold price $/oz
1 400
1 600
1 800
350
Meat Price Index
Dairy Price Index
Cereals Price Index
300
250
Oils Price Index
Sugar Price Index
Food Price Index
200
150
100
50
www.fao.org/fileadmin/.../worldfood/.../
Food_price_indices_data.xls
0
1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016
year
-Comparaison offre et demande
Les économistes se basent sur la théorie de l’offre et de la demande, d’abord dans les intentions, puis concrétisés par la
production et la consommation : il est donc facile de confondre tous ces termes, surtout à l’échelle mondiale. Il est encore plus
difficile d’obtenir des données fiables, car en réalité, à part le stockage qui est faible, l‘offre des pays exportateurs s’adapte à la
demande des pays consommateurs à travers les prix. Globalement l’offre est donc égale à la demande, si on néglige le stockage.
La production mondiale correspond à la consommation si on néglige le stockage, les pertes, les vols et les omissions (la
consommation des forces armées US (0,3 Mb/d en 2014 Sohbet Karduz) qui ne passe pas par la douane disparait des statistiques)
et les erreurs de conversion poids-volume. Les gains de raffineries (2 Mb/d pour le monde) représentent un gain significatif en
volume mais pas en poids. Il apparaît que les chiffres sont des estimations mais pas des mesures précises. Les données de la
plupart des pays sont annuelles, mais l’AIE donnent des valeurs mensuelles ou trimestrielles : elles sont estimées !
Sohbet Karduz (http://karbuz.blogspot.fr/2015/01/sad-situation-of-world-oil-markets.html) compare les valeurs offre et demande de l’AIE, EIA et
OPEC sur les 4 trimestres de 2014 et montre leur incohérences en constatant que c’est triste !
13
Fig 23: monde : offre et demande de pétrole suivant AIE, EIA et OPEP (Blog Karbuz)
Fig 24: monde: offre et demande de pétrole AIE, EIA & BP
World petroleum demand and oil supply
100
demand IEA
cons pet EIA
90
oil supply EIA
oil supply IEA
Mb/d
oil supply BP (exc biofuels)
80
growth 1.5%/a
70
60
50
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
2015
year
Si les chiffres de demande varient c’est que les définitions peuvent être différentes
-IEA glossary :
Demand is total inland deliveries plus refinery fuels and bunkers minus backflows from the petro-chemicals
sector. It is thus equivalent to oil consumption plus any secondary and tertiary stock increases.
-OPEC definitions : Oil demand: inland delivery, including refinery fuels and losses, as well as products from gas plants;
including international air and marine bunkers as well as direct crude burning
-EIA glossary :
Energy demand: The requirement for energy as an input to provide products and/or services
Energy consumption: The use of energy as a source of heat or power or as a raw material input to a
manufacturing process.
14
Les chiffres de production et de consommation mondiales d’après EIA et AIE sont proches, montrant surtout une augmentation
depuis 1983 d’environ 1,5%/a. Seules les données de production BP sont différents car BP ne met pas les biofuels dans la
production de liquides.
Si la consommation mondiale de pétrole augmente de façon linéaire depuis 1983, les importations mondiales de brut plafonnent
depuis 2004, et même déclinent en 2014, car ce sont les pays producteurs qui augmentent leurs consommations domestiques. Les
exportations et importations de produits raffinés plafonnent depuis 2011. Si on extrapole les tendances actuelles d’exportation, la
demande devrait décliner
Fig 25: monde : imports & exports du brut & produits pétroliers raffinés
Fig 26: EIA Oct 2015 : consommation moins offre de pétrole pour les US, Europe, Chine + Inde & monde
petroleum products consumption less oil supply from EIA Oct 2015
World imports and exports of crude oil & refined
petroleum products US
14
Europe
12
world
China+India
45
40
10
35
8
Mb/d
Mb/d
30
25
6
20
4
15
crude imports OPEC
crude imports EIA
crude exports OPEC
crude exports EIA
exports refined pet prod EIA
imports refined pet prod EIA
imports pet products OPEC
10
5
0
1984
1988
1992
1996
2000
year
2004
2008
2012
2016
2
0
-2
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
2015
year
15
La différence consommation moins production d’après l’EIA a atteint un pic en 2005 pour les US, elle a fortement augmenté
pour la Chine +Inde depuis 1990 et oscille à plus ou moins 1 Mb/d pour le monde (à savoir l’imprécision des données), par contre
pour l’Europe elle oscille autour de 10 Mb/d depuis 1982.
L’AIE fournit bien des chiffres estimant la demande et l’offre, mais ces chiffres varient avec le temps : pour 2005 la demande
AIE 2008 est différente de 1 Mb/d avec celui de AIE 2014 alors que la différence demande moins offre (chiffres 2014) est de -0,2
Mb/d : cela ne fait pas tres sérieux.
La comparaison des chiffres de l’offre (oil supply) entre AIE et EIA (en marron) varie aussi !
Sur le graphique annuel Fig 28 sur la période 1989-2014 la demande moins offre (en bleu) corréle mal avec le prix du brut (WTI
en vert) : on voit des pics en 1999, 2002, 2007 et des creux en 1998 et 2014, avec des prix très différents
Toutefois le pic demande-offre de 2002 corréle bien avec le pic de WTI en 203 : le brut mettrait un an pour réagir !
La Fig 28 donne les chiffres EIA production et consommation sur la période 2010-2016
Fig 27: pétrole mondial : demande - offre & prix WTI
Fig 28: EIA/STEO production et consommation 2010-2016
16
IEA & OPEC world oil demand less oil supply compared to oil price
2,0
1,0
90
75
Mb/d
0,5
60
0,0
45
oil price $/b
1,5
105
demand - supply IEA 2014
demand - supply OPEC
demand IEA 2014-IEA 2008
demand IEA-OPEC
supply IEA-EIA
WTI $/b
-0,5
30
-1,0
15
-1,5
-2,0
1985
1990
1995
2000
2005
2010
0
2015
year
La conclusion sur la période 1990-2015 est que le prix ne corréle pas bien avec la différence mondiale production (offre) moins
consommation (demande), différence qui est très imprécise. Cette différence n’a de signification que par pays, mais pas
mondialement
Certains confondent la demande mondiale avec la consommation mondiale
Art Berman sur son blog montre les chiffres de l’EIA/STEO Oct 2015 avec offre et demande, ainsi que le prix du Brent, mais
quand je lui ai indiqué que l’EIA ne publiait que la consommation, il a changé le titre de son graphique sans aucune explication.
http://www.artberman.com/the-problem-with-oil-prices-is-that-they-are-not-low-enough
Fig 29: Berman pétrole mondial : demande & offre juillet
Fig 30: titre différent : consommation & offre septembre
17
Les données EIA/STEO 2015 http://www.eia.gov/forecasts/steo/report/global_oil.cfm couvre la période 2011-2016 et la différence mondiale
consommation moins production peut être comparée au prix WTI : on voit une corrélation possible de 2001 à 2015 mais pas sur
la partie prévision de 2016, ni sur les premiers mois de 2012.
L’EIA prévoit fin 2016 un prix du WTI de 55 $/b et une valeur du dollar inchangée!
Fig 31: EIA/STEO consommation moins production & prix WTI
& taux de change dollar
18
world oil consumption less oil supply from EIA/STEO Oct 2015
world oil consumption less oil supply from EIA/STEO Oct 2015
120
2,0
1,5
1,5
110
WTI $/b
-94
real US dollar exchange rate *-1
1,0
1,0
forecast
0,5
forecast
-1,0
70
-1,5
Mb/d
WTI $/b
80
-0,5
-98
100
90
0,0
Mb/d
-90
consumption less supply
consumption less supply
0,5
-102
0,0
-106
-0,5
-110
-1,0
-114
-1,5
-118
-2,0
-122
-2,5
-126
$ exchange rate *-1
2,0
60
-2,0
50
-2,5
-3,0
2011
2012
2013
2014
year
2015
2016
40
2017
-3,0
2011
2012
2013
2014
2015
2016
-130
2017
year
La différence mondiale EIA consommation moins production est aussi comparée au taux d’échange du dollar inversé, la
corrélation est très bonne de 2011 à septembre 2015, bien moindre sur les prévisions 2016
-Surcapacité de production : cas de l’OPEP
Les agences officielles EIA et AIE publie des chiffres sur la surcapacité de production de l’OPEP, là encore ce sont des
estimations peu fiables. L’EIA voit une surcapacité de 4 Mb/d en 2009 et 2010 alors que l’AIE l’estime à 6 Mb/d
Si on compare les chiffres des exportations de brut d’après EIA & OPEC on trouve des différences de l’ordre de 2 Mb/d pour le
monde et 1 Mb/d pour l’OPEC
Il y a une certaine corrélation entre la surcapacité de l’OPEP et la valeur inversée du WTI (multiplié par -1) de 2008 à 2014 mais
pas avant, ni en 2015 (on peut répondre que le chiffre de surcapacité de l’EIA pour 2015 sont des prévisions erronées ?)
Fig 32: surcapacité production OPEP : EIA/STEO Oct 2015
Fig 33: IEA Middle Term oil market report 2014
19
Fig 34: surcapacité OPEP EIA & IEA avec WTI*-1
Fig 35 : crude, oil export d’après OPEC, EIA pour monde & OPEP
OPEC surplus crude oil capacity from IEA & EIA & WTI oil price
7
world EIA
50
-30
45
EIA Mb/d
6
-40
IEA Mb/d
WTI*-1 $/b
Mb/d
-60
4
-70
3
-80
2
crude oil exports Mb/d
WTI $/b*-1
5
world OPEC
OPEC EIA
OPEC OPEC
40
-50
crude oil exports from OPEC & EIA
35
Russia EIA
Russia OPEC
30
25
20
15
-90
10
1
-100
5
0
2004
2006
2008
2010
year
2012
2014
-110
2016
0
1960
1970
1980
1990
2000
2010
2020
year
20
Il apparait inutile d’analyser des chiffres de différence offre-demande, production-consommation de l’ordre de 2 Mb/d, car c’est
l’ordre d’imprécision des sources (Fig 27) sur la production
On peut conclure que les chiffres de surcapacité pour l’OPEP et de différence demande moins offre sont des estimations peu
fiables et qu’il est difficile d’expliquer le prix du brut à partir de tels chiffres
-Stockage du brut : cas des US
La différence consommation moins production pour le brut dépend du stockage
La plupart des pays s’imposent un stockage stratégique (SPR =Strategic Petroleum Reserves) de 90 jours (AIE- Chine), 65 jours
(Union Européenne) d’importations nettes de l’année précédente. Ce stock stratégique a été décidé après l’embargo de 1974
L’EIA publie pour les US les données des stocks (brut et aussi produits pétroliers) pour le privé et les réserves stratégiques
(chiffres à fin octobre 2015)
Les réserves pétrolières stratégiques US qui ont commencé en 1979 sont de 695 Mb fin octobre 2015, le pic a été à 726 Mb en
2010. Actuellement USGAO (Government Accountability Office) recommande de le réduire (les importations baissent).
Fig 36: EIA stocks mensuels de brut et de produits pétroliers 1920-2015
2007- Sept 2015
21
1000
900
US monthly ending stocks of crude oil & petroleum
products from EIA
US monthly ending stocks of crude oil & petroleum
products from EIA
900
http://www.eia.gov/dnav/pet/
pet_stoc_wstk_dcu_nus_m.htm
http://www.eia.gov/dnav/pet/pet_stoc_wstk_dcu_nus_m.htm
800
800
700
700
Mb
Mb
600
500
petroleum products private
600
400
crude oil SPR
500
300
200
100
crude oil SPR
crude oil private
0
1920 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020
year
crude oil private
400
300
2007 2008 2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
year
Le stock de brut privé était en 1930 supérieur au stock actuel !
Fig 37: EIA US stocks hebdomadaires 2013- Sept2015 & prix WTI*-1
stock privé seul & WTI décalé de 12 semaines
22
US weekly ending stocks of crude oil & WTI oil price from EIA
US weekly ending stocks of crude oil & petroleum products as
WTI oil price from EIA
550
80
0
crude oil SPR
-20
crude oil private
-40
WTI $/b*-1
-60
-80
400
WTI $/b*-1 12 weeks before
450
-65
400
-85
350
-105
Mb
20
-45
WTI $/b*-1
WTI oil price $/b*-1
40
Mb
500
60
700
500
crude oil private
WTI oil price $/b*-1
800
600
-25
100
900
-100
300
2013
2014
2015
year
2016
-120
2017
300
2013
2014
2015
2016
-125
2017
year
On constate une excellente corrélation entre les stocks de brut privés et le prix du brut WTI 12 semaines auparavant. On peut
ainsi prévoir à fin novembre & décembre 2015 un stock privé à 500 Mb contre 480 à fin octobre.
-Contraintes du prix du brut et de la production
La courbe de la production de brut (EIA avec condensat) versus le prix du brut en $2014 (EIA first purchase et BP spot) montre
sur la période 1861-2014 des hauts et des bas comme s’il existait un plafond à 120 $2014/b et un mur à 80 Mb/d.
Il semble logique de voir un plafond au prix, car s’il est atteint la consommation diminue donc la production, de même la
production ne peut dépasser ce que permettent les réserves existantes ainsi que la taille du robinet.
Ma prévision de production du brut avec un ultime de 2700 Gb (2200 Gb pour hors extra-lourd plus 500 Gb extra-lourd) est pour
un pic de 78 Mb/d (plateau) jusqu’en 2020.
Fig 38: monde : prix du brut $21014 versus production de brut
Fig 39: monde production de brut ultime = 2700 Gb
23
world crude oil production & forecast from ultimates oil price ($2014) versus world crude production 1861-2015
120
U=2700 Gb
ceiling ?
whale oil (Starbuck 1878)
1820 300 $/b 160 b/d
1850 800 $/b 710 b/d
110
100
1979
U = 2200 Gb
BP spot
crude -XH 60
70
60
50
40
30
20
10
0
0
1859 440 $/b 20 b/d
1860 260 $/b 1400 b/d
1861 13 $/b 5800 b/d
1864 120 $/b 6300 b/d
1882 19 $/b 0.1 Mb/d
1928-1973 seven sisters = posted price
1931 10 $/b 3.7 Mb/d
10
20
30
40
50
Nov 2015
Jean Laherrere
crude-XH-LTO
U XH 500 Gb
1978
2004
2015
production Mb/d
80
crude oil
70
EIA first purchase
90
oil price $2014/b 80
XH
50
40
30
20
wall ?
10
1973
1998
60
70
crude + condensate production Mb/d from EIA
80
0
1900
1950
2000
2050
2100
2150
2200
year
Le pic de production mondial de brut moins extra-lourd et moins pétrole de roche-mère (LTO = light tight oil) a été atteint en
2005 à 72 Mb/d
-Prix du brut et valeur du dollar
Dans mon cours Mastere OSE Sophia 2009 je montrais le prix du Brent et celui du ratio euro/dollar avec une bonne corrélation
sur la période 2003-2009, le même graphique actualisée à 2015 du prix WTI et €/$ à la même échelle
Fig 40: prix mensuel du pétrole & €/$ Sophia 2009 fig 66
actualisé 1990-2015
24
dollar value €/$ & Brent $/b
140
1,7
Brent $/b
Brent $/b
€(Fr)/$ 1990-2001
€/$ 2002
€/$ 2003-2009
1,6
100
1,50
100
1,5
80
1,40
80
1,4
60
1,30
60
1,3
40
1,20
40
1,2
20
1,1
20
0
1990
€/$
€/$
WTI oil price $/b
120
euro/dollar €/$
1,60
120
Brent $/b
monthly ratio $/€ and Brent oil price
140
1,70
1,10
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
1,00
2010
year
0
1990
1995
2000
2005
2010
2015
1
2020
year
L’échelle choisie en 2009 n’était pas la bonne pour 2015 !
Gazprom Energy ([email protected]) publie une actualité des marchés de l’énergie La weekly qui pour le 16 nov
2015 donne la valeur du Brent a coté de la valeur €/$ ainsi que la température en France sur un mois
25
La corrélation prix du brut et valeur du dollar peut être modifié avec une valeur du dollar différente, une échelle différente ou sur
une période plus courte et en prenant le WTI.
Sur la courte période 2005-2015 la corrélation WTI et €/$ est bonne sauf à fin 2009-début 2010, elle est mauvaise sur la période
1990-2000
Sur cette corrélation le WTI reviendrait à 100 $/b quand l'euro serait a 1,38 $ !
Fig 41: prix mensuel du pétrole & €/$ 2005-2015
1990-2015
26
monthly ratio $/€ and WTI oil price
130
1,5
1,4
WTI spot $/b
120
€/$
90
1,3
80
1,2
70
60
1,1
50
40
1
30
WTI spot $/b
20
0,9
€/$
10
2009
2011
year
2013
1,6
1,5
1,4
100
WTI oil price $/b
100
0
2005
2007
130
110
110
€/$
WTI oil price $/b
120
monthly ratio $/€ and WTI oil price
140
1,6
90
1,3
80
1,2
70
€/$
140
60
1,1
50
40
1
30
20
0,9
10
2015
0,8
2017
0
1990
1995
2000
2005
2010
2015
0,8
2020
year
Mais la valeur du dollar peut être étudié contre un certain nombre de monnaies importantes
Il y a plusieurs dollar index sur le site federalreserves http://www.federalreserve.gov/releases/h10/summary/
-The broad index is a weighted average of the foreign exchange values of the U.S. dollar against the currencies of a large group
of major U.S. trading partners. The index weights, which change over time, are derived from U.S. export shares and from U.S.
and foreign import shares.
-The major currencies index is a weighted average of the foreign exchange values of the U.S. dollar against a subset of
currencies in the broad index that circulate widely outside the country of issue. The weights are derived from those in the broad
index.
-The OITP index is a weighted average of the foreign exchange values of the U.S. dollar against a subset of currencies in the
broad index that do not circulate widely outside the country of issue. The weights are derived from those in the broad index.
Ces trois indices montrent (sur le graphique 41 avec le WTI et le €/$) qu’ils évoluent en parallèle à partir de 2004 et sur la fig 43
que l’indice journalier dollar monnaies majeures versus WTI, le WTI est indépendant du dollar de 2000 à avril 2003 et ensuite
évolue de concert dans un certain nuage
27
Fig 42: 3 indices dollar d’après Federal Reserves & €/$ & WTI
Fig 43: indice journalier dollar monnaies versus WTI
US nominal monthly dollar index from Federal Reserves: major currencies, broad &
other important trading partners, ratio $/€ and WTI oil price
160
US daily dollar index & WTI oil price 2000-2015
1,7
http://www.federalreserve.gov/releases/h10/summary/default.htm
150
1,6
130
1,5
120
110
90
1,3
80
1,2
70
60
1,1
50
40
30
20
10
0
1970
1975
1980
1985
1990
1995
2000
year
2005
1
Major Currencies Broad Other Import. Trading Partners 0,9
WTI spot $/b
€/$
0,8
2010
2015
2020
WTI $/b
1,4
100
€/$
nominal dollar index & WTI oil price $/b
140
150
140
130
120
110
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
http://www.federalreserve.gov/releases/
h10/summary/indexn96_b.htm
http://www.eia.gov/dnav/pet/hist/
LeafHandler.ashx?n=PET&s=rwtc&f=D
y = -3,1826x + 326,3
R² = 0,705
Ap2003-Nov2015
2000-Ap2003
60
70
80
90
100
110
120
Jean Laherrere Nov 2015 dollar index (major currencies)
La corrélation WTI et valeur du dollar (major currencies) inversé (multiplié par -1) est bien meilleure sur la période 2014-2015
que sur la période 2005-2015
Fig 44: indice journalier et valeur du dollar inversé 2005-2015
2014-2015 (échelle différente)
28
US WTI crude oil daily price and dollar value * -1
150
120
WTI oil price $/b
105
-60
-65
-70
90
-75
75
-80
60
-85
45
-90
30
-95
Ap2003-Nov2015
15
0
1-jan-2005
-100
Dollar Index *-1
-105
1-jan-2010
1-jan-2015
date
100
90
WTI oil price $/b
nominal major currencies dollar index *-1 -55
135
-75
110
nominal major currencies dollar index *-1 US WTI crude oil daily price and dollar value * -1
-77,5
-80
-82,5
80
-85
70
-87,5
60
-90
50
-92,5
Ap2003-Nov2015
40
-95
Dollar Index *-1
30
1-jan-2014
1-jan-2015
-97,5
1-jan-2016
date
Si la bonne corrélation depuis 2014 continue, pour revenir à 100 $/b il faut que l’indice dollar (monnaies majeures) baisse à 78 (il
est à 95), soit de 18%!
Il y a donc depuis 2003 une corrélation prix du brut et valeur du dollar mais corrélation ne dit pas causalité et qui est la cause.
C’est comme la relation poule et œuf : qui a commencé le premier ?
Il faut aller voir ailleurs pourquoi le dollar est si fort alors que le déficit et la dette américaines sont aussi mauvaise qu’en France
ou en Europe ! C’est aux pays des aveugles que les borgnes sont rois !
Il faut aussi essayer d’expliquer pourquoi la corrélation WTI valeur du dollar inversé a démarré en 2003.
Actuellement l’argent est bon marché et les taux d’emprunts très bas même négatifs: le taux de la Fed depuis 1954 part de 1%, a
un pic en 1981 à 18% et est nul depuis 2009. On ne voit pas 2003 dans ce domaine.
29
Par contre sur l’étude des couts des puits (huile & gaz) et des machines pétrolières on voit très bien une rupture de pente en 2003
où les couts s’affolent
Fig 45: taux de la Fed 1954-2014
Fig 46: EIA cost study & BLS oil & gas field machinery index
EIA cost study 1994-2009 & BLS 2005-2015
400
350
Oil field
Gasfield
Producer Price Index
Indices 300
GDP Deflator b
BLS oil and gas field machnery
250
Puplava oil & gas field machinery
200
150
100
1970
1975
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
2015
year
La comparaison de la croissance de la masse monétaire US M2 (lissée sur 13 mois) et valeur du dollar (monnaies majeures)
montre un changement important en 2004 : avant les 2 courbe évoluent de concert et après 2004 au contraire
Fig 47: croissance lissée de la masse monétaire US M2 et valeur du dollar
valeur du dollar *-1 de 2003 à 2015
30
60
M2 growth 13 months smooth
230
dollar value
210
190
50
170
40
150
30
130
20
110
10
0
1950
90
1960
1970
1980
1990
year
2000
2010
70
2020
M2 monthly growth 13 m smooth G$ 70
dollar value (monthly)
M2 monthly growth 13 m smooth G$ 250
80
80
-65
70
-70
60
-75
50
-80
40
-85
30
-90
20
10
0
2003
dollar value*-1
US M2 money stock monthly growth & dollar value
US M2 money stock monthly growth & dollar value
-95
M2 growth 13 months smooth
dollar value*-1 6 months later
2005
2007
2009
2011
2013
2015
-100
2017
year
Apres 2003 la croissance de la masse monétaire M2 est comparée à la valeur du dollar multipliée par -1 et décalée de 6 mois : la
corrélation est moyenne, mauvaise en 2010 et ne serait confortée que si la masse monétaire diminuait sa croissance dans les mois
à venir (les données s’arrêtent en septembre 2015), mais M2 ne semble pas prendre ce chemin !
Il apparaît que M2 n’est pas bien connecté avec la valeur du dollar, mais que 2003 est un changement important dans son
comportement
La dette américaine a beaucoup augmenté depuis 2003 alors que le « net income » a eu une augmentation faible et sans rupture
autre que celle de 2009. La dette non fédérale a culminé en 2008 et est reparti en 2012
2003 apparaît comme un changement significatif dans l’augmentation de la dette américaine moins le « net income »
Fig 48 : US : dette, revenu net et WTI
et M2
31
US total debt, net income, M2 & WTI price US total debt, net income & WTI price 50 000
40 000
D-3 total debt
non gov debt
90
45 000
80
40 000
federal gov debt
WTI $/b
70
35 000
60
30 000
50
G$
25 000
net national income
WTI $/b
G$
30 000
90
D-3 total debt
total debt-income
80
net national income
total debt-income
35 000
100
70
M2
60
WTI $/b
25 000
50
20 000
40
20 000
40
15 000
30
15 000
30
10 000
20
10 000
20
5 000
10
5 000
10
0
1970
1980
1990
2000
year
0
2010
2020
Federal Reserve Z-1 data
0
1970
1980
1990
2000
year
WTI $/b
45 000
100
50 000
0
2010
2020
Federal Reserve Z-1 data
La dette américaine a fortement augmenté avec la montée du prix du brut de 2003.
L’extrapolation linéaire de la croissance de l’énergie primaire en pourcentage de l’énergie permet d’estimer l’énergie primaire
ultime, cette extrapolation sur la période 1950-2003 était de 13 Gtep, mais sur la période 2003-2014 elle tend vers 16 Gtep.
2003 est donc une rupture pour l’énergie primaire mondiale.
Par contre le parallélisme entre PIB et énergie primaire qui est bon de 1940 à 1979, se sépare après le choc pétrolier de 1979
Fig 49: extrapolation linéaire % croissance énergie vs énergie primaire
Fig 50: PIB & énergie primaire en échelle log
32
primary energy: linear horizontalisation
growth /PE%
5
1950-2003
2003-2014
4
3
2
1
0
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18
Jean Laherrere Nov 2015 primary energy Gtoe
world primary energy & GDP in log scale
100,0
GDP T$2005
PE x 3
PE Gtoe & GDP T$2005 log scale
6
PE Gtoe
growth 4%/a
growth 3%/a
10,0
growth 2%/a
growth 1%/a
growth rate 1975-2014
GDP 3%
PE 2%
1,0
0,1
1850
1875
Jean Laherrere Sept 2015
1900
1925
1950
1975
2000
2025
year
-Prix du brut en dollar et en rouble
Le prix du brut exprimé en rouble est comparé avec celui exprimé en dollar : les courbes sont voisines de 2005 à 2013, puis elles
divergent : en septembre 2015 le brut est autour de 3000 RUB, comme en 2008 où le WTI était a 130 $/b contre 45 $/b soit près
de 3 fois plus !
La courbe prix en dollar comparé au ratio rouble/dollar multiplié par -1, montre une bonne corrélation en 2014 et 2015
Fig 50: prix du brut en dollar et en rouble
Fig 51: prix du brut en dollar et ratio rouble/dollar*-1
33
oil price in dollar & rouble 4000
130
WTI $/b
120
WTI RUB/b
120
3500
2500
80
2000
70
60
WTI oil price $/b
90
WTI oil price RUB/b
3000
-30
-35
100
-40
90
-45
80
-50
70
-55
60
-60
50
-65
1500
50
40
2005
2010
2015
year
1000
2020
-25
RUB/USD*-1
110
100
-20
WTI $/b
110
WTI oil price $/b
oil price & rouble versus dollar value
40
2005
RUB/USD*-1
130
2010
2015
-70
2020
year
On trouve une très bonne corrélation depuis 2014 entre le prix du brut WTI mensuel et le ratio dollar/rouble
Fig 51: prix du brut en dollar et ratio dollar/rouble 2010-2015
2014-2015 échelle différente
34
110
oil price & dollar/rouble oil price & dollar/rouble 0,036
110
0,03
0,034
0,024
70
0,022
60
40
2010
0,02
WTI $/b
0,018
USD/RUB
0,016
2012
2014
year
0,014
2016
USD/RUB
90
0,026
0,024
80
0,022
70
USD/RUB
0,026
WTI oil price $/b
0,028
80
50
WTI $/b
0,03
90
0,028
100
0,032
USD/RUB
WTI oil price $/b
100
0,02
60
0,018
50
40
2014
0,016
2015
year
0,014
2016
Si cette bonne corrélation continue, pour avoir le WTI à 100 $/b il faudrait que le ratio USD/RUB soit à 0,028 ou RUB/USD à 36
-Bourse chinoise
La chute du prix du brut a été comparée à la chute de la croissance chinoise et à la chute de la bourse à Shanghai avec 2000 G$,
mais en fait la capitalisation de la bourse de Shanghai avait augmenté de 3,5 T$ en passant de 2,5 T$ en 2014 à un pic de près de
6 T$ en mai 2015 pour descendre à 4,1 T$ en aout 2015.
La courbe mensuelle montre une symétrie remarquable de la montée et de la descente en 2008 et 2015, la descente en septembre
2015 à moins de 4 T$ va se poursuivre jusqu’à 3 T$ ?
Fig 52: capitalisation mensuelle de la bourse de Shanghai
capitalisation annuelle 1990-2015
35
Shanghai market capitalization
Shanghai market capitalization 2007-Sept2015
Market Cap Grmb
TUS$
4
3
2
1
25 000
Number of Listed Companies
1000
20 000
800
15 000
600
10 000
400
5 000
200
number of listed companies
capt Shanghai T$
market capitulization Grmb
5
1200
30 000
6
0
2007 2008 2009 2010
2011
2012
year
2013
2014
2015
2016
2017
0
1990
1995
2000
2005
2010
2015
0
2020
year
-Production mondiale de pétrole et prévision
Si les US montrent un changement vers 2003 dans le comportement de la masse monétaire, coté production pétrolière il y a un
changement capital la production cesse de décroitre et repart en flèche en 2008.
Par contre la production mondiale de brut moins extra-lourd et pétrole de roche-mère (LTO) est sur un plateau (pic en 2005), la
production brut moins extra-lourde avec un pic en 2020 et la production tous liquides avec un pic aussi autour de 2020.
Fig 53: production US de brut d’après EIA et prévisions officielles EIA, AIE, OPEP et ultimes
Fig 54: production mondiale de brut & prévision ultimes
36
U=260 Gb
4,5
US crude oil + condensate production from EIA
& forecasts from ultimates, EIA/AEO, IEA/WEO & OPEC/WOO
world all liquids production & forecast from ultimates with EIA/IEO, IEA/WEO,
EXXON, BP, OPEC/WOO & ASPO France Delphi2015 forecasts 12,3
US
120
IEO 2014
EXXON 2014
WOO 2014
WEO 2015 all NP
WEO 2014-450 ppm
BP 2014
ASPOFr Delphi2015
U = 3 Tb
world all liquids
U=3000 Gb
crude+NGL
WEO 2015 conv NP
ASPOFr Delphi2015
U = 2200 Gb
crude -XH U NGPL 300 Gb
NGPL
U XH 500 Gb
XH
3% crude-XH
ref gain
A = 3 Mb/d
other liq. (biofuels)
LTO WEO 2014 LTO WOO 2014 4,0
USL48 C+C
110
11,0
U=140 Gb
100
USL48 exc Tx+ND+deep
3,5
U=80 Gb
9,6
90
Texas U=12 Gb
8,2
deepwater >1000 ft
80
U=7 Gb
2,5
North Dakota
6,8
U=20 Gb
Alaska
2,0
5,5
WOO2014
WEO2014 NP 1,5
AEO2015 4,1
AEO2015 prelimin
AEO2014 420 Gb
1,0
2,7
AEO 2013
WEO2014 NP tight oil
0,5
production Mb/d
3,0
Mb/d
annual production crude +condensate Gb
U=240 Gb
70
60
50
40
30
20
WOO2014 tight oil
1,4
10
0,0
1860
1880
1900
Jean Laherrere April 2015
1920
1940
year
1960
1980
2000
2020
2040
recent EIA data are overestimated, extrapolating past data
0,0
2060
0
1900
1950
2000
2050
2100
2150
44
40
37
33
29
26
22
18
production Gb
U=300 Gb
15
11
7
4
0
2200
year
-Evolution prévision EIA en 2015 sur production US de janvier 2015 à novembre 2016
Les prévisions EIA/STEO en 2015 de la production de brut US jusqu’en décembre 2016 ont descendu régulièrement des éditions
de février 2015 à septembre 2015 à la suite de la baisse du nombre d’appareils de forage pour le LTO.
Il est normal que des prévisions changent mais pas les données : or janvier 2015 devrait être une donnée et il diminue aussi
En fait les données EIA sont aussi des prévisions, car les Etats ne fournissent pas les données exactes avant plus d’un an (au
Texas c’est permis sur 2 ans) : les pétroliers américains ont le droit de mentir pendant un certain temps !
La différence de la prévision entre l’édition janvier 215 et novembre 2015 pour le minimum de (septembre 2016 a été diminué de
1 Mb/d mais la remontée (due au deepwater ?) a gardé la même pente.
Fig 55: évolution production US de brut EIA/STEO fév à oct 2015
différence novembre – janvier 2015
37
EIA/STEO US crude oil production change
0,4
0,2
9
0
-0,2
8
-0,4
7
-0,6
-0,8
January 2015 base
6
diff Nov-Jan Mb/d
US crude oil production Mb/d
10
November 2015 base
-1
November-January
5
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
-1,2
2017
year
-Population et production par habitant
Pour obtenir la production future de pétrole par habitant il faut une prévision de la population mondiale : celle de l’ONU a varié
entre celles de 1998, 2010, 2012 & 2015, toujours en augmentation, causé surtout par l’explosion de l’Afrique qui maintient des
taux de fécondité élevés, au contraire du reste du monde.
La population de l’Afrique en 2100 a doublé entre l’estimation de 1998 et celle de 2015, ajoutant plus de 2 milliards d’Africains
qui voudront aller ailleurs !
La production annuelle de brut par habitant a atteint un pic de 5,5 b autour de 1975 et depuis 1986 elle varie peu autour de 4,5 b
mais dés 2017 elle va plonger à 4 b en 2025, 3 b en 2030 et 2 b en 2050.
Fig 56: population monde, Europe & Afrique 1950-2100 ONU 2015
Fig 57: production de pétrole par habitant
38
11 000
6
world oil supply per capita
oil supply/capita b
World UN2015
5
World UN2012
population M medium variant
10 000
World UN2010
9 000
World UN1998
8 000
Africa UN2015
Africa UN2012
7 000
Africa UN2010
6 000
Africa UN1998
Europe UN2015
5 000
Europe UN2012
4 000
Europe UN2010
3 000
Europe UN1998
annual production b
12 000
World, Europe & Africa population forecasts (medium) from UN 1998, 2010, 2012 & 2015
U=3 Tb & UN 2015
4
3
2
1
2 000
1 000
0
1950
1975
Jean Laherrere Aug 2015
2000
2025
year
2050
2075
2100
0
1900
1925
1950
1975
2000
2025
2050
2075
2100
year
Il y a actuellement 1,2 milliard de véhicules (90% essence et diesel) dans le monde et 2 milliards est prévu en 2035, je me
demande comment ce nombre accru de 2/3 pourra circuler avec une production par habitant diminué de 1/3 : il v faudra une
voiture très légère qui consomme beaucoup moins !
Mais les prévisions de population de l’ONU sont basées sur des hypothèses optimistes de fécondité ou tous les pays tendraient
vers le même taux de fécondité égal au taux de remplacement : c’est de l’utopie.
L’extrapolation du taux de croissance de la population depuis 1950 versus la population mondiale montre que si pour la période
1988-1998 on pouvait être optimiste pour un pic à 8 milliards, la période 1999-2015 va au delà de 16 milliards.
L’extrapolation de la croissance est encore plus confus : la prévision de l’ONU est peu fiable
Fig 58: population monde1950-2015 : taux de croissance vs population
croissance versus population
39
world population annual growth rate
world population: annual growth versus population 1950-2015
2,5
100
WB 2014 growth rate %
WB 1971-1977
UN 1986-1998
80
WB 1990-2003
70
UN 2015 growth M
UN 1999-2015
annual growth M alnnual growth rate %
2,0
WB growth M
90
UN 2015 growth rate %
1,5
1,0
UN 1988-1999
60
50
40
30
0,5
20
10
0
0,0
0
2 000
4 000
6 000
8 000
10 000
world population M
12 000
14 000
16 000
0
2 000
4 000
6 000
8 000
world population M 10 000
12 000
14 000
source World Bank & UN
Les prévisions optimistes de l’ONU jusqu’en 2100 sont loin d’être des extrapolations du passé, mais basées sur des vœux pieux !
La fig 60 montre que les estimations de la population mondiale varient suivant les sources ; ONU, USCB (census bureau), PRB
(Population Reference Bureau), World Bank : elles ne sont guère extrapolables et de plus elles ne sont pas très fiables !
Fig 59: croissance et taux population monde ONU 2015 vs population
Fig 60: croissance suivant les sources 1985-2015
40
world annual growth & growth rate versus population
1950-2100 from UN 2015
2,5
100
105
World population: annual growth from different sources
90
100
2
1,5
60
50
1
40
growth M
2015-2100
growth rate %
2015-2100
30
20
4 000
World Bank
World Bank 2013
90
World Bank 2014
EIA 1980-2011
85
USCB
80
PRB
75
0
2 000
95
0,5
10
0
annual growth M
70
UN2015
annual growth rate %
annual growth M
80
6 000
population M
8 000
10 000
0
12 000
70
1985 1990 1995
2000
2005
2010
2015
2020
year
-Prévisions du prix du brut
La qualité des prévisions se juge en comparant les prévisions anciennes à la réalité : ce n’est pas brillant, c’est même du
n’importe quoi !
Fig 61: prix du brut : prévisions EIA de 1979 à 2015
Fig 62: prix du brut : prévisions AIE de 1998 à 2014
41
EIA/AEO forecasts on US oil real price from 1979 to 2015 160
IEA nominal oil price forecasts WEO 1998 to 2014
260
AEO2015 WTI $2013
AEO2013 WTI $2011
AEO2012 lowSlightcrude $2010
120
oil real price $/b
100
AEO2007 lightcrude $2005
AEO2006 lightcrude $2004
80
AEO2005 worldoil $2003
60
40
20
0
1970
1980
1990
2000
2010
2020
year
2030
2040
actual US wellhead, WTI
crude oil import price nominal $/b
AEO2014 WTI $2012
140
240
WEO1998 $1990
220
WEO2006 200
WEO2008 WEO 2009 180
WEO2010 160
WEO2012 NP
140
WEO2013 NP 120
WEO2014 NP
crude oil import US 100
80
60
40
20
0
1970
1980
1990
2000
year
2010
2020
2030
2040
La dernière prévision de l’EIA (oct 2015) pour fin 2016 est à moins de 60 $/b avec une fourchette large 25-100 $/b
Fig 63: prix du brut WTI par l’EIA novembre 2015 pour fin 2016
42
L’AIE dans WEO2015 prévoit seulement 80 $/b en 2020, avec une production de 103,5 Mb/d en 2030
-Conclusions sur le prix du brut
La chute du prix du brut a été attribuée par beaucoup à une offre bien supérieure à la demande suite au refus des Saoudiens de
baisser leur production en face de l’augmentation de la production de « pétrole de roche-mère » et à la baisse de l’activité en
Chine. Mais les estimations pour le monde de la demande et de l’offre ne sont pas fiables, variant avec les sources qui les
corrigent rétrospectivement.
La meilleure explication semble la très bonne corrélation depuis 2003 entre le prix du brut en $/b et la valeur inversée du dollar
par rapport aux principales monnaies, sans pouvoir dire quelle est la cause et quelle est l’effet.
L’importance du taux de change est capital: le prix du WTI est actuellement autour de 3000 roubles, comme en 2008; alors qu’en
dollar le WTI était trois fois plus cher que maintenant.
Mais cette corrélation inverse prix du brut/ valeur du dollar n’apparaît que depuis 2003. Pourquoi 2003?
43
Cela semble du au fait qu’avant 2003, la croissance du stock de monnaie M2 entrainait la valeur du dollar et qu’après 2003 c’est
l’inverse.
En 2003 on voit une rupture dans l’augmentation des couts pétroliers, ainsi que dans l’augmentation de la dette totale américaine
Si cette corrélation persiste, le prix du brut ne reviendra à 100 $/b que si le dollar redescend de l’indice 92 à 78, soit de 15%.
Le prix du brut est le résultat d’accord en ce que pensent les vendeurs et ce que pensent les acheteurs de ce que va être le futur et
ces pensées peuvent être éloignées des réalités présentes et c’est pour cela qu’il est irrationnel et imprévisible.
Les changements de comportement (comme 2003) peuvent correspondre à des changements de mode de pensée.
44
-Gaz Naturel
Au contraire du pétrole, le prix du gaz est très variable et personne ne sait exactement ce qu’il est et à quoi il correspond.
Le transport du gaz coute 10 fois plus cher que celui du pétrole et dans le monde, il y a 3 marches du gaz.
La production dépend beaucoup de la demande et de nombreux champs avec des quantités importantes de gaz ne sont pas
exploités (Prudhoe Bay, Shtokman)
-Production
Le gaz naturel est mesuré en volume à la sortie du puits = « gross », mais une partie est torché ou s’échappe, il peut être réinjecté
en partie et il est enfin vendu soit sec après extraction des liquides, soit humide. Il peut y avoir de l’H2S toxique doit être éliminé.
Le prix du gaz est pour le gaz sec et les réserves sont données pour les volumes « gross », mais pour calculer les réserves
restantes il faut déduire les volumes gross moins réinjecté (en supposant que ce gaz réinjecté pourra être produit plus tard) et non
la production cumulée du gaz sec, car on néglige les pertes par torchage et par extraction des liquides, ce qui peut être
considérable.
Le pouvoir calorifique du gaz varie énormément avec les champs. Pour les pays le pouvoir calorifique varie de 770 Btu/cf en
Pologne, la majorité entre 1026 (Russie & US) et 1050 avec un maxi de 1439 Btu/cf pour la Grèce.
Fig 64: production mondiale de gaz
Fig 65: pouvoir calorifique du gaz par pays versus production
45
2013 dry gas heat content by country from EIA
world natural gas annual production from EIA & others 4 533
160
100
80
3 966
3 399
2 833
2 266
60
1 700
40
1 133
20
567
0
1950
1960
1970
Jean Laherrere June 2015
1980
1990
year
2000
2010
0
2020
dry gas heat content Btu/cf
annual production Tcf
120
gross
gross-reinjected
gross-reinj. Cedigaz
marketed
dry
Enerdata
BP
reinjected
vented & flared G.m3
140
1500
1450
1400
1350
1300
1250
1200
1150
1100
1050
1000
950
900
850
800
750
Greece
heat content Btu/cf
Russia-US
87% between
1020 and 1065
Poland
0
25
50
75
100
125
dry gas annual production Tcf
La production de gaz aux US a commencé en 1821 avec du gaz de roche-mère à Fredonia (maintenant dans le bassin de
Marcellus) utilisé pour l’éclairage en concurrence avec l’huile de baleine, mais l’arrivée du pétrole en 1859 a provoqué la mise en
sommeil de cette production, qui a repris avec la production du champ de Big Sandy (voir ma présentation Club de Nice 2012 :
« Point de vue d’un géologue pétrolier» table ronde sur les gaz de schiste » http://www.clubdenice.eu/2012/Jean_Laherrere_Gaz_de_Schiste.pdf)
avec une fracturation à l’explosif. Le prix élevé du gaz en 2008 a poussé des promoteurs à améliorer les techniques connues
depuis 50 ans comme le forage horizontal et la fracturation hydraulique, en particulier avec la formation Barnett, puis Eagle Ford
et enfin Marcellus.
L’USDOE/EIA pense que le gaz non conventionnel va permettre une production en augmentation jusqu’en 2040 (AEO 2015 30
Tcf dry) alors que je prévois un fort déclin (10 Tcf en 2040. Certains confondent ressources et réserves. Les ressources des
réserves non conventionnelles dans le sol sont considérables mais ce qui pourra être produit économiquement est une autre chose.
Dans les années 1970 il y a eu des tentatives de produire le gaz dissous dans les aquifères à forte pression de la Gulf Coast US
46
dont les volumes en place sont de 75 000 Tcf (soit bien plus que le shale gas), mais les problèmes économiques et écologiques
sont tels que personne n’en parle plus (comme de la gazéification souterraine du charbon) !
Je prévois le pic du gaz non conventionnel (coalbed methane, tight gas & shale gas en orange) en 2020 avec un déclin rapide. La
production du gaz US deviendrait en 2025 inférieure à sa consommation et les projets d’exportation du gaz liquéfié en Europe
(genre Cheniere) seront terminés.
Fig 66: production US de gaz 1900-2014
1900-2060
25
Tcf
20
15
10
5
0
1900 1910 1920 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020
year
35
30
25
20
15
US natural gas production & forecasts
AEO 2014 dry AEO 2015 dry
AEO dry 2013
AEO dry 2012
WEO 2013 NP
U=2000 Tcf
gross-repressuring
dry
OTA 1983 conv. dry B
U=1250 Tcf
convent. gross-reinj.
AEO 2014 unconv
U=750 Tcf
unconv gross-reinj
unconventional dry
cons AEO 2015
992
850
708
567
425
10
283
5
142
0
1900
1920
1940
1960
1980
2000
2020
2040
G.m3 = km3
30
gross
consumption
gross-repressuring
marketed
dry
unconv gross-reinj
convent. gross-reinj.
shale gas
CBM
tight gas
repressuring
extraction loss
vented&flared
40
Tcf
US natural gas production & consumption
35
0
2060
year
-Prix du gaz
Le cout du transport du gaz par gazoduc ou liquéfié coute environ 10 fois plus cher que celui du brut. le brut étant très bon
marché à transporter, le prix du brut est spot avec un marché mondial, alors qu’il y a au moins trois marchés différents du gaz :
Amérique du Nord, Europe et Asie Pacifique avec maintenant un 4e marché avec l’Amérique du Sud.
47
Les contrats via gazoduc nécessitent des investissements considérables et des réserves importantes, ils demandent des garanties à
long terme (20 –25 ans) de « take or pay » sur 80% du volume. Certains contrats étaient indexés sur le prix du brut en Europe
pour faire concurrence au mazout. Mais récemment le gaz fait l‘objet de contrat spot avec le gaz liquéfié.
Le prix du gaz aux US et au Royaume-Uni est dérégulé.
Le gaz est en compétition dans les centrales électriques avec le charbon, (voir fig 67) et le charbon US chassé par le shale gas part
en Europe. Les prévisions trop optimistes du shale gas US vont conduire à des révisions inattendues.
-Prix du gaz dans le monde
Gazprom https://www.gazprom-energy.fr/gazmagazine/2015/10/drivers-prix-dugaz/?utm_source=newsletter&utm_medium=email&utm_content=Les%206%20drivers%20majeurs%20du%20prix%20du%20gaz&utm_campaign=201510%20NL%20magazine%20contacts%20CRM
mentionne dans son magazine d’octobre 2015 les 6 drivers majeurs du prix du gaz :
-les températures extérieures
-la consommation d’électricité
-le prix du pétrole
-la quantité de gaz disponible
-le taux de change
-la situation macro-économique mondiale
Il faut ajouter bien sur le lieu de la vente
Le prix du gaz par pays est très variable suivant que le pays est producteur (US) ou consommateur (Japon, Allemagne),.
Les prix étaient assez proches (mais du simple au double) variant en parallèle de 1985 à 2008, mais après 2008 les prix ont
beaucoup divergé avec la production de gaz de roche-mère aux US.
L’AIE dans son WEO 2013 montrait une convergence des prix du gaz de 2000 à 2008, mais divergence ensuite avec un pic en
2013, la différence s’atténuerait mais persisterait jusqu’en 2035. Rien sur les prix du gaz avec WEO 2014 et je n’ai pas encore
WEO2015.
Le Japon accepte un prix élevé » du gaz à cause de Fukushima et les arrêts des centrales nucléaires, mais une reprise du nucléaire
peut changer la donne.
Actuellement la tendance est de bannir le charbon dit trop polluant à cause du CO2. L’IFP indique sur son site que le charbon
propre est celui qui produit peu de CO2 sans dire un mot des particules (PM2,5) qui tuent 1,6 millions de Chinois par an (Rohde
& Muller Berkeley Earth 2015 « Air pollution in China »), mais il est plus facile de filtrer les particules que de capter et de
48
stocker le CO2 peu économique avec une augmentation en énergie de 25 à 30%). La Chine a décidé de diminuer la pollution de
même qu’Obama, mais pour la Chine c’est réduire les particules alors que pour les US c’est le CO2, mais la presse parle de
pollution sans préciser. Mais le charbon est le combustible fossile le plus abondant et le moins cher, la Chine et l’Inde ne peuvent
s’en passer, la Chine décline, mais l’Inde va continuer à augmenter jusqu’en 2050.
Les pétroliers (qui sont des gaziers) prônent l’abandon du charbon car il est en compétition avec le gaz.
On a donc une grande incertitude pour le futur de l’électricité entre gaz, charbon, nucléaire et renouvelables et personne ne peut
prétendre le savoir. Le prix futur du gaz dépend de cette répartition incertaine. Les vœux pieux ne se réalisent que rarement.
Le passé montre plutôt un comportement chaotique du prix du gaz et le futur en fera de même !
Fig 67: prix du gaz dans différents pays d’après BP 1984-2014
IEA/WEO2013 2000-2035
natural gas prices from BP
$/MBtu
17
16
15
Japan cif
14
Germany cif
13
12
UK
11
US
10
Canada
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
2015
year
-Prix aux US
Le prix du gaz aux US varie considérablement avec les lieux de distribution (Hubs) et la disponibilité des gazoducs, mais aussi
avec le temps suivant la consommation, variant parfois du simple au double en quelques mois
49
ainsi en $/MBtu
mars 2007 dec 2007
Ventura Iowa
7,07
6,78
Panhandle field Oklahoma
6,39
6,33
Katy Hub Texas
6,76
6,54
Waha Hub Texas
6,42
3,43
Fig 68: prix du gaz aux US différents Hubs déc 2007
nov 2008
6,24
2,59
5,87
3,43
nov 2008
Le pouvoir calorifique du gaz US a oscillé de 1% depuis 1950 avec un creux en 2011 et une remontée en 2014 : beaucoup moins
que celui du brut.
Le prix du gaz a culminé de 2005 à 2008 et s’est écroulé ensuite avec le « shale gas » ; le citygate est plus élevé que le wellhead
price ou le « Henry Hub ». Le prix « residential » est cyclique augmentant fortement pendant l’été, pouvant attendre plus de 4
fois le Henry Hub ; alors que la consommation est cyclique, surtout par le résidentiel qui culmine en hiver.
Le prix du résidentiel est donc maxi quand la consommation est mini : cela semble étrange !
Fig 69: prix annuel du gaz aux US : Hubs, « citygate » & pouvoir calorifique 1950-2014
Fig 70: consommation US de gaz et prix ; résidentiel et industrie
50
US natural gas consumption & price from EIA/STEO Nov2015
1,034
8
1,032
7
1,03
6
5
citygate $/kcf
4
citygate $/MBtu
1,028
1,026
Henry Hub spot $/Mbtu
3
2
wellhead $/MBtu
1,024
heat content dry MBtu/kcf
1,022
1
0
1950
1960
1970
1980
1990
year
2000
2010
1,02
2020
20
100
18
90
16
cons industrial 14
Henry Hub $/kcf
total cons Gcf/d
cons residential
80
consumption Gcf/d
NG price $/kcf & $/MBtu
9
heat content dry gas MBtu/kcf
1,036
10
110
residential $/kcf
70
12
industrial $/kcf
60
10
50
8
$/kcf
US natural gas price: wellhead, citygate & Henry Hub
from EIA & heat content dry
40
6
30
20
4
10
2
0
2011
2012
2013
Jean Laherrere nov 2015
2014
2015
2016
0
2017
year Le gaz coute cher à transporter car plus volumineux, soit avec des gazoducs soit sous forme liquéfié: son transport revient en gros
10 fois plus cher que le pétrole. Le gaz associé doit attendre que le pétrole soit produit avant de l’être et si le gazoduc n’est pas
économique le gaz doit attendre qu’il le devienne : c’est le cas de Prudhoe Bay avec 26 Tcf « stranded » depuis le début de la
production du pétrole en 1977 (les réserves prouvées ont été déclassées en 1988)
Le prix du gaz en tête de puits est comparé à celui du brut, dans le monde un baril est en énergie équivalent bep = 6 kcf de gaz,
aux US à 5,6 kcf.
Pour les prix US la comparaison est faite avec 1 bep = 10 kcf. Sur la fig 71, la corrélation est bonne sur la période 1985-2008,
mais très mauvaise ensuite après 2010 il faut doubler
Fig 71: prix mensuels US du gaz et du pétrole avec bep= 10 kcf
bep = 20 kcf
51
US natural gas & oil monthly prices
110
11
100
10
90
9
180
8
80
8
160
7
70
7
140
6
60
6
120
5
50
5
100
4
40
4
80
3
30
3
60
2
20
2
40
1
10
1
20
9
US wellhead $/kcf
WTI $/b
0
1970
1980
WTI $/b
10
Henry Hub spot $/MBtu
1990
2000
year
2010
0
2020
$/MBtu, $/kcf
12
11
$/MBtu, $/kcf
US natural gas & oil monthly prices
120
0
2008
2010
240
WTI $/b
2012
2014
220
200
WTI $/b
12
0
2016
year
Le ratio prix du brut/gaz en Btu qui était de plus de 6 en 1950 est descendu à 1 en 2003, mais est remonté à 6 en 2011 pour
retombé à 3 actuellement. Le pourcentage de gaz torché par rapport au gaz vendu (en rouge) suit le ratio prix brut/gaz, ce qui est
logique quand le prix du gaz est bas on n’investit pas dans les gazoducs et on torche le gaz, mais depuis 2005 la montée rapide du
brut/gaz causé par la descente du prix du gaz avec l’arrivée massive du gaz de roche-mère ; le torchage US a doublé quand le
ratio prix a été multiplié par plus de 5 et il faut alors comparer au pourcentage de gaz torché/produit au North Dakota (en orange)
avec le boom du Bakken. La corrélation est bonne et dans le détail pour la période 2005-2015 le torchage suit le ratio prix
Brut/gaz avec 6 mois de retard, mais récemment l’Etat a adopté des mesures pour réduire le torchage, faussant dans le futur la
corrélation avec le prix.
Il semble irrationnel d’avoir un gaz si bon marché, basé sur des estimations très optimistes sur les ressources de shale gas,
estimations vantées par les promoteurs du shale gas, tels que Chesapeake, qui jouent plus la bourse que les revenues du gaz
La dette long terme de Chesapeake (orange) est autour de 12 G$ depuis 2008 avec un revenu net (vert) de 3 G$ en 2014, son
action (marron) a oscillé depuis 1993 de 1 à 40 $ (actuel 20). L’action Chesapeake qui était autour de 20$ en début de 2015 vient
de s’écrouler à 5 $.
52
Fig 72: performances de Chesapeake et dette long terme
18
15
G$, Tcfe
12
9
long-term debt revenues G$
operating costs G$
income
proved reserves Tcfe
production Tcfe
stock price $
Chesapeake annual reports
1 Gboe = 6 Tcf
40
36
32
28
stock price $
21
24
6
20
3
16
0
12
-3
8
-6
4
-9
0
1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016
year
Il en est de même de Cheniere qui après avoir construit une usine de gazéification de gaz liquéfié aux US pour pallier au déclin de
production du gaz conventionnel US, devant l’arrivée du shale gas, transforme cette usine en usine de liquéfaction pour exporter
du gaz.
L’action de Cheniere Energy = LNG depuis 1994 a vu un pic en 2005 avec la construction de l’usine de Sabine Pass de
gazéification de NGL importé puis une chute en 2009 et de nouveau un pic en 2014 quand Cheniere a obtenu le premier accord
d’exportation de gaz.
Cheniere a vu sa dette long terme passer de 2,5 G$ en 2012 à près de 10 G$, mais son action est aussi monté, bien que son revenu
net est en 2013 et 2014 de moins 300 M$
Fig 73: action Cheniere Energy Inc = LNG
performances Cheniere dont dette long terme
53
Cheniere Energy, Inc LNG 90
80
Open
70
60
250
revenues M$
200
income M$
150
stock price $
100
long debt M$
9000
8000
7000
50
50
40
30
M$, $
monthly value $
10000
300
0
5000
-50
-100
4000
-150
3000
20
-200
10
-250
0
1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016
year
6000
2000
1000
-300
-350
1995
2000
long debt G$
Cheniere Energy share value
2005
year
2010
0
2015
Cheniere a 2 usines de liquéfaction à Corpus Christi et à Sabine Pass. Engie vient de signer un contrat de livraisons de GNL de 12
cargaisons (un méthanier = 150 000 m3 liquéfié = 0,09 G.m3 gazeux) par an en 2018. EDF a un contrat de 50 cargaisons par an
et Total de 2Mt/a.
Je doute sur la fig 66 que les US puissent exporter tout ce gaz pendant longtemps car en 2030 la consommation de gaz US sera
supérieure à sa production
Il faut noter que la consommation de gaz en France est en déclin notable avec 38 G.m3 en 2014 contre un pic de 50 en 2010. Les
données de consommation d’EIA en énergie (quad) montrent quelques désaccords avec les données en volume d’Enerdata !
Fig 74: France : production & consommation de gaz 1980-2014
54
France: natural gas production & consumption
2,0
40
1,6
30
1,2
cons G.m3 Enerdata
prod dry G.m3 EIA
20
quad
G.m3
50
0,8
cons quad EIA
0,4
10
0
1980
1990
2000
2010
0,0
2020
year
Pour revenir au prix très bas du gaz aux US par rapport au prix du brut il faut remarquer que le ratio prix brut/gaz qui était de
plus de 6 en 1950 est descendu très lentement pour arriver à 1 en 2003 et il a brusquement remonté en 2009 pour culminer à 7
avec le shale gas et redescendre actuellement autour de 3/ il semblerait logique de le voir redescendre à l’égalité énergétique avec
le v brut comme en 2005, mais l’EIA dans AEO 2015 le prédit descendre à 2,5 en 2020 mais remonter à 3 en 2030 : cela semble
étrange !
La comparaison de ce ratio prix brut/gaz (bleu fig 75) avec le pourcentage de torchage (rouge) montre une bonne corrélation
depuis 1950 avec un pic commun en 1995, mais la montée brusque de ce ratio en 2009 correspond à une augmentation faible du
torchage US mais le torchage au North Dakota avec le boom du pétrole de roche mère (en fait light tight oil ) le torchage du gaz
sans débouché car absence de gazoduc et pas de projet de construction qui demande une garantie de production sur 20 ans. Le
torchage du gaz du ND a atteint plus du tiers du gaz produit, il est donc redescendu comme le ratio prix mais l’Etat du ND a aussi
pris des mesures pour le limiter.
On observe une bonne corrélation sur la période 2005-2015 entre le ratio mensuel et le pourcentage de torchage 6 mois après.
Fig 75: US : ratio prix brut/gaz en Btu & pourcentage torchage du gaz/production
% torchage ND 2005-2015 6 mois + tard
55
6
annual oil/gas ratio
36
oil/gas ratio AEO2015
5
flared/marketed % US
30
flared/produced % ND
4
24
3
18
2
12
1
6
flared/produced % North Dakota
oil/gas ratio & flared/marketed %
monthly oil/gas ratio
US oil over gas price MBtu ratio from EIA and ND flared over
produced percentage six months after
49
6
42
5
35
4
28
3
21
2
14
monthly oil/gas ratio
1
flared/produced% North Dakota
7
42
oil/gas ratio & flared/marketed %
7
US oil over gas price MBtu ratio from EIA and flared over
marketed or produced percentage
7
flared/produced % ND 6 months after
0
1950
1960
1970
1980
1990
2000
year
2010
2020
2030
0
2040
0
2005
2007
2009
2011
2013
2015
0
2017
year
La production d’électricité US était en janvier 2014 à plus de 40% charbon et 25% gaz en juillet 2015 le charbon est tombé à
35% et le gaz est monté à 35%, alors que le renouvelable restait stable à 5% ainsi que le nucléaire à 20%.
Cette ruée vers le gaz a conduit à une baisse du prix du charbon et une exportation vers l’Europe
Fig 76: US : pourcentage par source de la génération électrique
56
-Evolution des prévisions du prix du gaz aux US
Les US sont depuis 2013 une exception dans le domaine du prix du gaz avec les gaz de roche-mère., comme vu dans la fig 69,
mais est ce que cette chute brutale avait été prévue ?
L’évolution des prévisions du prix du gaz par l’USDOE/EIA depuis 1982 n’est pas glorieux : en 2009 EIA prévoyait 8 $/MBtu en
2015, soit plus du double de la réalité. En 2000 EIA prévoyait pour 2005 2,36 $/MBtu contre 8,7 $/MBtu en réalité.
La prévision la plus récente (STEO Nov 2015) pour fin 2016 est à 3 $/MBtu avec fourchette 1,8-4,8
Fig 77: prévisions du prix du gaz par l’EIA de 1982 à 2015
prévisions Nov 2015 STEO
57
EIA natural gas price forecasts from AEO 1982 to 2015 AEO2015 $2013/Mbtu
15
AEO2014 $/MBtu
AEO2013 $/Mbtu
14
AEO2012 $/MBtu 13
AEO2011 $/Mbtu
AEO2010 $/Mbtu
12
AEO2009 $/Mbtu
11
AEO2008 $/Mbtu
AEO2007 $/Mbtu
$/MBtu, $/kcf
10
AEO2006 $2004/kcf
AEO2005 $2003/kcf
9
AEO2004 $/kcf
8
AEO2004 $2002/kcf
AEO2003 $/kcf
7
AEO2003 $2001/kcf
6
AEO2002 $2000/kcf
AEO2001 $1999/kcf
5
AEO2000 $1998/kcf
4
AEO1997 $1995/kcf
AEO1995 $/kcf
3
AEO1995 $1993/kcf
2
AEO1990 $1982/kcf
AEO1989 $/kcf
1
AEO1985 $1985/kcf
0
1980
1990
AEO1982 $/kcf
2000
2010
2020
year
2030
2040
actual EIA= wellhead $/kcf actual NG price Hub $/Mbtu
-Prix du gaz US et valeur du dollar
La comparaison du prix du gaz US (Henry Hub) et de la valeur du dollar inversé (multiplié par -1 comme pour le brut) montre :
aucune corrélation de 1975 à 2002 et de 2009 à 2015, par contre une corrélation médiocre (en oubliant 2006) de 2002 à 2008.
Il n’est donc pas possible comme pour le brut d’extrapoler le prix du gaz US avec la valeur du dollar, ce qui est logique puisqu’il
n’y a pas de corrélation entre le prix du brut et le prix du gaz aux US
Fig 78: prix du gaz US et valeur du dollar 1975-2015
2003-2015
58
US natural gas price & dollar value
8
dollar index major currencies*-1
-60
-70
$/MBtu, $/kcf
7
-80
6
-90
5
-100
4
-110
3
-120
2
-130
1
0
1970
1980
1990
2000
year
2010
-140
2020
-60
11
-65
10
-70
9
-75
8
7
-80
6
-85
5
-90
4
-95
3
dollar value (major currencies) *-1
US wellhead $/kcf
12
$/MBtu, $/kcf
9
US natural gas price & dollar value
-50
dollar value (major currencies) *-1
10
-100
2
1
dollar index major currencies*-1
0
2003
2005
2007
2009
-105
2011
2013
2015
-110
2017
year
-Prix du gaz US et inventaire (stockage)
EIA dans STEO Nov 2015 donne le « working gas inventory » mensuel qui oscille sur la période 2011-2016 autour de 3 Tcf
EIA montre la déviation du stockage par rapport à la moyenne (en vert) et 2014 est bas alors que 2012 est haut (prix bas)
Fig 79: US : prix du gaz et inventaire mensuel
déviation du stockage de la moyenne
59
US natural gas working inventory & Henry Hub price
6
inventory Tcf, $/kcf
5
4
3
2
1
working gas inventory Tcf
EIA/STEONov 2015
Henry Hub $/kcf
0
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
year
Il est logique que le stockage dépend inversement du prix du gaz.
-Prix du gaz US et différence consommation moins offre
EIA/STEO fournit aussi la consommation mensuelle ainsi que l’offre, la différence qui est cyclique est comparée au prix du gaz
et le pic du prix de 2014 à 6 $/kcf ne semble pas correspondre à une anomalie de cette différence
Fig 80: US : prix du gaz et consommation moins offre
60
cons-supply
6,5
6
Henry Hub $/kcf
1
5,5
5
0
Henry Hub $/kcf
consumption - supply Gcf/d
2
US monthly natural gas consumption less supply &
price: EIA/STEO Oct 2015
4,5
4
-1
3,5
3
-2
forecast
-3
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2,5
2
2017
year
-Prix du gaz et cout de production
Rystad Sept 2015 http://www.rystadenergy.com/AboutUs/NewsCenter/PressReleases/us-gas-prices-must-reflect-the-cost-ofproduction- publie ce graphique du cout (breakeven gas price) du gaz (sec) en fonction des ressources. Une petite partie de ces
couts sont en dessous de 3 $/kcf qui est le prix actuel.
Fig 81: US: couts de la production de gaz en 2015 d’après Rystad
61
Les couts des services a beaucoup baissé avec la baisse du prix du brut et du nombre d‘appareils de forage. Les compagnies de
services (Schlumberger, Halliburton) ont beaucoup licencié récemment.
L’EIA ne publie plus les coûts des puits, mais toujours le coût des combustibles fossiles dans le centrales électriques US : on voit
que le coût du pétrole a beaucoup augmenté en 2011 et 2012, mais a baissé fortement en 2015 (de plus d’un tiers)
Le cout du gaz dans les centrales US a beaucoup baissé de moitié depuis 2008, mais il est encore environ le double du cout du
charbon.
62
C’est la même chose dans le monde et les gaziers sont donc partis en campagne contre le charbon qui pollue, comme Total
abandonnant toute son activité charbon..
Fig 82: US: coûts des combustibles fossiles dans les centrales électriques
Fig 83: US: nombre d’appareils de forage
US energy prices: cost of fossil fuels at electric generating plants 18
source: table 9.9
http://www.eia.gov/totalenergy/data/monthly/pdf/sec9.pdf
Natural Gas
7
6
all Fossil Fuels
10
5
Coal
NG/coal
8
4
petroleum/NG
6
3
4
2
2
1
0
1970
1975
1980
1985
1990
1995
year
2000
2005
2010
0
2015
4000
number of rotary rigs
$/MBtu including taxes
Petroleum
12
total
8
2015 7 months only
14
4500
ratio petroleum versus coal & NG
16
US number of rigs from EIA & Baker Hughes
9
crude oil
natural gas
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
1950
1960
Jean Laherrere Nov2015
1970
1980
1990
2000
2010
2020
year
Au vue de ces graphiques il est bien difficile de prédire le futur à moyen et long terme !
-Conclusions sur le prix du gaz
Le prix du gaz dans le monde avec 3 marchés est beaucoup plus hétérogène que celui du brut, car s’il est bon marché de
transporter le pétrole à l’autre bout du monde, ce n’est pas le cas du gaz qui coute 10 fois plus cher à transporter.
Le gaz est actuellement en compétition dans les centrales avec le charbon
Le prix du gaz était souvent en Europe dans les contrats à long terme indexés sur celui du pétrole et des clauses de « take or pay »,
mais cela change.
63
Aux US le gaz est actuellement 3 fois moins cher que l’équivalence avec le brut, alors que c’était à égalité en 2005. Cela ne peut
durer à long terme. Ce gaz trop bon marché fausse la concurrence avec le reste du monde, se retrouvant sur de nombreux
domaines où le gaz intervient, notamment dans les centrales électriques. Il conduit aussi à augmenter le torchage et le stockage.
La production de shale gas US va culminer en 2020 et le potentiel dans le reste du monde est faible, pour des causes géologiques,
logistiques et économiques, surtout avec l’opposition des collectivités locales à cause du code minier différent qui les empêchent
de participer au profit.
Les prévisions du prix du gaz US a toujours été très mal prédit par l’USDOE/EIA.
Au contraire du pétrole, le prix du gaz n’est pas connecté à la valeur du dollar.
Les prix du gaz dans le monde étaient assez proches de 1985 à 2008, mais après 2008 les prix ont fortement divergé et l’AIE
prévoyait que cela continue jusqu’en 2035. Il est fort probable que cette prévision soit aussi fausse que celle du passé.
Le prix du brut et celui du gaz sont imprévisibles et si je fais des prévisions depuis plus de vingt ans sur les productions, je n’en
fais jamais sur les prix
Plus je sais, plus je sais que je ne sais pas, et les autres non plus !
64

Tentatives d`explication du prix du pétrole et du gaz

Transcription

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