Panorama des travaux empiriques traitant l'impact des prix du baril sur l’activité économique

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Place du pétrole dans l’économie mondiale, « The Oil Market as a World Market »

Malgré sa diminution notable au cours des deux grands chocs pétroliers (1973 et 1979-1980), le poids du pétrole reste important et déterminant dans l’économie mondiale. Il représente la première source d’énergie, avec une part de marché de 36%. Certes, le pétrole a perdu du terrain dans un certain nombre d’activités industrielles depuis 30 ans, mais il reste incontournable dans le secteur des transports (qui en dépend à plus de 95%), où les substituts envisageables sont encore trop coûteux (Carnot & Hagege, 2004). Ainsi, la consommation mondiale de pétrole représentait, en 2017, 97,4 millions de barils par jour (Mb/j), soit 35% de l’approvisionnement énergétique mondial. Elle était à l’origine de 26,6 milliards de tonnes de CO2, c’est-à-dire 39% des émissions liées à la consommation d’énergie. (Lescaroux & Mignon, 2008). Les prévisions de l’Energy Information administration (EIA, 2017) pour la période 2004-2030 font état d’une hausse de 57% de la consommation énergétique mondiale, avec une augmentation de 52,1% de la demande d’énergie pour les pays non membres de l’OCDE (l’organisation de Coopération et de Développement Economiques) et 47,9% pour les pays de l’OCDE. Pour le pétrole, l’EIA (2017) prévoit notamment une hausse de la consommation mondiale de l’ordre de 42% d’ici 2030 (BP Statistical Review of World Energy June 2017).

Les spécificités de marché du pétrole

Dans ce cadre, nous adoptons la définition de l’industrie pétrolière proposée par Chevalier (1973), puisque qu’elle contient, en même temps, les aspects géographiques, économiques techniques et politiques de l’industrie pétrolière. Selon cet auteur (1973), « l’industrie pétrolière est à la fois :

1) une industrie mondiale : le pétrole constitue le facteur primordial du processus d’internationalisation de l’approvisionnement énergétique (cf. figure 1 et 2)

2) une industrie à plusieurs niveaux : extraction, transformation, transport, raffinage et distribution du pétrole d’une chaîne qui va du puits à l’utilisateur final

3) une activité aléatoire au niveau de l’exploration-production

4) une industrie « multi-produits » (d’une pluralité de produits)

5) une industrie fortement capitalistique, nécessitant des capitaux importants pour financer

les projets d’investissements tout au long de la chaîne pétrolière

6) une industrie qui se caractérise par l’existence d’un surplus pétrolier

7) une industrie politique ».

Figure 1 Production totale des produits pétroliers et autres liquides en milliers de barils / jour

Source : US Energy Information Administration

Figure 2 La consommation des produits pétroliers en milliers de barils par jour 2015

Un marché mondial concurrentiel partiellement contrôlé

Le marché pétrolier peut être décrit comme un marché concurrentiel partiellement contrôlé, car il existe des acteurs qui influencent les prix. Ainsi l’OPEP (organisation des pays exportateurs de pétrole) qui assure 40% de la production mondiale du pétrole, détient plus de 80% des réserves mondiales (selon les données de BP Statistical Review, juin 2016) et n’hésite pas à intervenir avec sa production pour influencer les prix. Néanmoins, les capacités de production développées à court terme sont aujourd’hui très concentrées (principalement en Arabie saoudite), ce qui limite parfois considérablement les mécanismes de marché, notamment en cas de fortes tensions sur les capacités. Malgré tous les facteurs qui empêchent d’avoir un pétrole concurrentiel, le prix reste essentiellement la fonction d’ajustement entre l’offre et la demande de pétrole ainsi que des facteurs liés au climat géopolitique. De plus, la relative faiblesse des coûts de transport du pétrole confère une dimension mondiale à ce marché (Carnot & Hagege, 2004).

Une industrie « multi-produits »

D’après Carnot et Hagege (2004, p. 128), l’industrie pétrolière se caractérise par une pluralité de produits. Le pétrole à l’état brut est rarement utilisé. Le raffinage du brut permet d’avoir des « produits pétroliers », qui peuvent eux-mêmes être des produits de consommation finale (essence, gaz, fioul domestique) ou des produits intermédiaires pour d’autres industries (kérosène (ou le pétrole lampant)) pour le transport aérien, huiles et lubrifiants pour le graissage des machines, les besoins de l’éclairage naphta pour la pétrochimie (cf. tableau 1).

Par ailleurs, le brut lui-même est extrait sous diverses formes, lesquelles permettent d’obtenir des gammes différentes de produits raffinés. Les principales variétés de brut de référence sur le marché physique sont : le West Texas Intermediate (WTI) pour les exportations vers le marché américain, le Brent de la Mer du Nord pour l’Europe et le reste du monde et le brut de Dubaï pour les pays d’Asie-Pacifique. D’après Carnot et Hagege (2004), le marché pétrolier peut être considéré comme globalement unifié, puisque les prix des différents bruts affichent les mêmes tendances à moyen terme, et les marges de raffinage tendent à fluctuer autour de la même moyenne (cf. figure 3). Cependant, les chocs de l’offre ou de la demande qui affectent spécifiquement l’un des segments de la chaîne pétrolière peuvent conduire à des déformations des prix relatifs dans le marché pétrolier. Ainsi, nous avons relevé récemment un différentiel de prix entre bruts « lourds et légers », à cause de la forte croissance de la demande de produits légers et des limites des capacités de conversion des raffineries. Les prix des produits pétroliers seront alors plus faibles là où la concurrence est plus vive du fait de la présence de nombreux substituts (fioul industriel), et plus élevés là où la demande est captive (le transport).

Les déterminants fondamentaux du prix du pétrole : facteurs économiques et géopolitiques

Il est difficile d’anticiper l’évolution des prix du pétrole car nombreux sont les facteurs explicatifs qui interagissent dans ce domaine. C’est pourquoi nous nous limitons, dans le cadre de ce travail, aux principaux déterminants retenus dans la littérature et qui ont pu jouer un rôle. Ainsi, en se référant aux travaux de Hansen et Percebois (2015, p.192), nous retenons neuf facteurs qui, à des degrés variés, peuvent être considérés comme explicatifs : l’épuisement des réserves, la disponibilité de l’offre de pétrole et son coût d’accès, le taux d’utilisation des capacités de production, le rythme de croissance de la demande de pétrole, la spéculation sur les marchés, l’évolution du cours du dollar, le pouvoir de marché de certains opérateurs, et les tensions politiques.

L’épuisement des réserves

La théorie du « peak oil », développée par Hubbert (1956), a été souvent mise en avant pour expliquer la hausse continue du prix du brut, observée depuis 2004. Cette théorie part d’un constat que toute production d’un gisement de pétrole a tendance à suivre une courbe de Gauss. Elle atteint son maximum lorsque la moitié de la réserve a été épuisée. Pour connaître la date du « peak oil », il suffit donc en théorie de connaître le montant des réserves disponibles et la quantité extraite depuis le début de l’exploitation. Le pic est atteint lorsque les quantités extraites sont égales à celles qui restent à extraire. Ainsi, pour l’ASPO (Association for the Study of Peak Oil and Gas), le pic de la production pétrolière mondiale s’est situé vers 2010-2015, à environ 90 millions de barils par jour (la production était de l’ordre de 85 à 86 millions de barils par jour en 2009). Toutefois, Pindyck (1978) rappelle que l’hypothèse fondamentale de cette théorie est que le montant de la réserve est connu a priori. Le concept de réserve recouvre donc des réalités changeantes. Ainsi, le niveau des réserves prouvées8 peut être augmenté par des nouvelles découvertes, grâce à l’activité d’exploration, l’utilisation des nouvelles technologies ainsi que des conditions économiques plus favorables (cf. figure 4 pour plus de détails sur les pays qui possèdent des réserves prouvées). Le tableau 2 présente le total des réserves prouvées et le ratio (réserves prouvées/production de pétrole (R/P)) depuis 20 ans pour le monde et les différentes régions. Les ratios (R/P) constituent une mesure du potentiel des réserves existantes qui peuvent soutenir le niveau actuel de production.

En 2016, les réserves étaient supérieures à celles enregistrées en 1996. Cette augmentation est le résultat de nouvelles découvertes grâce à l’effort d’investissement, d’exploration et du développement dans le secteur du pétrole. Pour chaque baril de pétrole consommé, deux nouveaux barils et plus ont été découverts (Energy-outlook, 2017).

Déterminants liés à l’offre disponible : pouvoir de marché des producteurs, taux d’utilisation des capacités de la production et coût d’accès au brut

A l’échelle mondiale, l’offre de pétrole s’est fortement accrue depuis le premier choc pétrolier et la structure de l’offre s’est depuis considérablement modifiée. Ainsi, la part des pays de l’OPEP est passée de 55 à 40% sur la période, alors que les trois-quarts des réserves prouvées sont localisés au sein de l’OPEP. Cette dernière, qui représentait 86% des exportations mondiales de pétrole au moment du premier choc pétrolier, n’en représentait plus que 53,2% en 2008. En outre, les cinq Majeurs (Chevron-Texaco, BP, Total, R-D Shell, Exxon-Mobil) réalisent une part de production de 12%. Selon l’Agence internationale de l’Energie (AIE), la production des pays non membres de l’OPEP, notamment l’Amérique du Nord, la Russie et la Mer du Nord, représente actuellement environ 60% de la production mondiale de pétrole (cf. figure 5). Les producteurs de ces pays sont généralement considérés comme « price takers », c’est-à-dire qu’ils réagissent aux prix du marché plutôt que d’essayer d’influencer les prix en gérant la production. Ils ont ainsi tendance à produire à pleine capacité et ont donc peu de capacité de réserve. Toutes choses étant égales par ailleurs, l’offre faible de ces pays peut exercer une pression à la hausse sur les prix, en diminuant l’offre mondiale totale et en augmentant l’appel à l’OPEP qui aura plus de capacité à influencer les prix. Il est cependant utile de mentionner que, d’après l’AIE, la capacité inutilisée de l’OPEP (OPEC spare capacity9) constitue aussi un indicateur de la capacité du marché mondial du pétrole pour répondre à des crises potentielles susceptibles de réduire l’approvisionnement en pétrole. En effet, l’Arabie saoudite, premier producteur du pétrole, a historiquement la plus grande capacité disponible. Elle a généralement gardé plus de 1.5-2 millions de barils par jour pour la gestion du marché (cf. figure 6).

Figure 5 La production de Non OPEP et les prix de pétrole brut

Figure 6 Capacité de production inutilisée de l’OPEP et les prix du pétrole brut

Selon l’AIE, la production mondiale de pétrole s’opère avec un taux d’utilisation des capacités de production à près de 96% (en 2007), ce qui explique les tensions sur le marché international. Selon certains auteurs, l’élasticité-prix de l’offre de pétrole est très faible à court terme, et ne dépasse pas 0,6 à long terme (Gately, 2004 ; Ayouz & Reymondon, 2008). En outre, dans les années 1980-1990, le progrès technique avait permis de réduire fortement le coût d’accès au pétrole. Cependant, depuis 2000, les choses ont eu tendance à changer (notamment de 2005 à 2008), lorsque la croissance économique est demeurée forte alors que la capacité de production de pétrole augmentait lentement et diminuait même au cours de certains trimestres. En effet, la production des pays non membres de l’OPEP se fait dans des zones où les coûts de recherche et de production sont relativement élevés, alors que la plupart des ressources pétrolières classiques à moindre coût se trouvent dans les pays membres de l’OPEP. En outre, il est important de signaler que les pays non membres de l’OPEP utilisent souvent des nouvelles technologies de production plus coûteuses. De plus, des contraintes environnementales plus fortes peuvent augmenter le coût d’accès au brut. Ainsi, Hansen et Percebois (2015) constatent que la hausse des coûts d’exploration-production, dans un contexte où le taux d’utilisation des capacités disponibles est élevé, est de nature à pousser à la hausse les anticipations de prix sur le marché.

Les déterminants liés à la demande : croissance économique et prix du baril

Selon Carnot et Hagege (2004), la croissance économique mondiale et notamment celle émanant des pays émergents (Chine, Inde et Brésil) fait augmenter la demande en pétrole et tire les prix à la hausse. La consommation a été ainsi particulièrement dynamique en Chine, en lien avec une croissance vive. Elle est devenue le deuxième plus gros consommateur au monde, derrière les États-Unis, alors qu’elle n’est que le cinquième producteur mondial derrière l’Arabie saoudite, la Russie, les États-Unis et l’Iran. De même, la hausse de la demande a également été importante aux États-Unis, ce qui reflète en partie leur performance de croissance mais renvoie également à des facteurs plus spécifiques, notamment la diffusion rapide de véhicules fortement consommateurs d’essence. Hamilton (2009a) estime qu’à court terme, l’élasticité-prix de la demande de pétrole est faible (-0,26) pour les États-Unis (Dahl & Sterner, 1991 ; Edelstein & Kilian, 2007 ; Hansen & Percebois, 2015, p. 204). Cependant, à long terme, Gately & Huntington (2002) estiment l’élasticité-prix de la demande de pétrole à (-0,3) dans le secteur des transports et à (-0,6) dans les autres secteurs. De plus, il est important de souligner que l’élasticité-prix serait plus faible dans les pays émergents que dans les pays industrialisés parce que dans les pays émergents de l’Asie, les prix des produits pétroliers utilisés dans le transport sont très largement subventionnés (Krichene, 2002 ; Hammadache, 2011). Selon l’AIE, les pays de l’OCDE représentent 53% de la consommation mondiale de pétrole en 2010. Ces économies consomment plus de pétrole que les pays non membres de l’OCDE, mais la croissance de leur consommation est beaucoup plus faible. La consomation de brut dans les pays hors OCDE, notamment la Chine, l’Inde et l’Arabie saoudite a augmenté de 40% au cours de la décennie 2000-2010, alors que celle de l’OCDE a dimininué au cours de la même période à cause d’une croissance économique relativement plus lente (cf. figure 7). Il existe ainsi une relation étroite entre les taux de croissance du produit intérieur brut (PIB) et la croissance de la consommation de pétrole dans les pays non membres de l’OCDE. Depuis 2001, la consommation dans ces pays n’a baissé qu’au quatrième trimestre 2008 et au premier trimestre 2009. Ainsi, la pression accrue de la demande due à la croissance économique a neutralisé toute pression à la baisse sur la consommation pétrolière (cf. figure 8).

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Table des matières

Introduction générale
Chapitre 1. Analyse de la volatilité des marchés pétroliers via le phénomène de la financiarisation : les fondements théoriques
Introduction
1.1 Définition d’un choc pétrolier/crise pétrolière
1.2 Place du pétrole dans l’économie mondiale, « The Oil Market as a World Market »
1.3 Les spécificités de marché du pétrole
1.3.1 Un marché mondial concurrentiel partiellement contrôlé
1.3.2 Une industrie « multi-produits »
1.4 Les déterminants fondamentaux du prix du pétrole : Facteurs Economiques et Géopolitiques
1.4.1 L’épuisement des réserves
1.4.2 Déterminants liés à l’offre disponible : le pouvoir de marché des producteurs, taux d’utilisation des capacités de la production et le coût d’accès au brut
1.4.3 Les déterminants liés à la demande : Croissance économique et prix du baril
1.4.4 L’effet de la spéculation et de taux de change du dollar
1.4.5 « La capacité d’absorption » des exportateurs et les évènements géopolitiques
1.5 Les voies de propagation des chocs pétroliers sur l’activité économique
1.5.1 L’effet de l’offre classique
1.5.2 Le transfert de revenu et la demande globale
1.5.3 L’effet de la richesse réelle
1.5.4 Le rôle de la politique monétaire
1.6 Panorama des travaux empiriques traitant l’impact des prix du baril sur l’activité économique
1.7. L’effet asymétrique des chocs du prix du pétrole sur l’activité économique
1.7.1 La politique monétaire et l’asymétrie
1.7.2 Les coûts d’ajustement liés à l’évolution des prix du pétrole
1.7.3 Prix des produits pétroliers
1.8. Les modèles de prévision du prix réel du pétrole
1.8.1 L’approche classique de la prévision de prix: la courbe des cours à terme
1.8.2 Les modèles de projection des prix du pétrole
1.8.3 Les différents scénarios économiques
1.9 Les théories traditionnelles de détermination des prix du pétrole : la théorie de déport normal et la théorie de stockage
1.9.1 La théorie de déport normal
1.9.2 La théorie de stockage
1.10 Les stratégies des investisseurs
1.10.1 Phénomène de rétroaction positive des investisseurs
1.10.2 La stratégie de la pression de couverture
1.10.3 Les stratégies de Momentum : les stratégies de suivi des tendances
2.1 Le phénomène de la financiarisation des marchés énergétiques
2.1.1 Vers une financiarisation accrue sur les marchés pétroliers : définitions
2.1.2 Effet de la spéculation excessive sur les marchés pétroliers
2.1.2.1 Définition de la spéculation financière versus la spéculation excessive
2.1.2.2 Mesures de la financiarisation à travers l’intensité de la spéculation financière
2.1.3 Rôle déstabilisateur versus stabilisateur de la spéculation financière sur les prix et les volatilités des marchés des matières premières
2.1.3.1 L’effet stabilisateur des spéculateurs
2.1.3.2 L’effet déstabilisateur des spéculateurs sur la volatilité des prix
2.1.4 Le rôle limité de la spéculation financière : les modèles structurels et les modèles des séries temporelles
2.1.4.1 Les modèles structurels
2.1.4.2 Les modèles des séries temporelles
2.1.5 Etude de la relation de la causalité entre les positions des agents et les prix à terme des marchés énergétiques
3.1 La transmission des chocs de la volatilité entre marchés pétroliers et marchés financiers : co-mouvements excessifs ou effets de contagion ?
3.1.1 Co-mouvement excessif versus contagion : définitions
3.1.2 Co-mouvement excessif entre marchés financiers et marchés pétroliers via le phénomène de la financiarisation
3.1.2.1 Co-mouvement excessif : le rôle de la pression spéculative et les comportements des hedge funds sur les marchés des commodités
3.1.2.2 Co-mouvement excessif et effet des nouveaux acteurs financiers : les investisseurs indiciels
3.1.2.3 Effet de Trading de Haute Fréquence (THF) sur les corrélations entre les marchés des commodités et les marchés financiers
3.2 La théorie de la propagation des crises : théorie de la contagion non contingente versus théorie de la contagion contingente
3.2.1 Revue de la littérature empirique : les méthodes de détection d’un phénomène d’interdépendance et de contagion
3.2.1.1 La corrélation entre les marchés financiers et les marchés pétroliers : comme mesure de la propagation des chocs pétroliers sur les marchés financiers
3.2.1.2 Etude de la relation de cointégration entre les prix du pétrole et les rendements des marchés boursiers
3.2.1.3 Externalités de la volatilité : Transmission des chocs de volatilité entre marchés financiers et marchés pétroliers : spillovers volatility
3.2.2 Revue de la littérature empirique : impact des chocs pétroliers sur les marchés financiers
3.2.2.1 L’impact des fluctuations des prix du pétrole brut sur les marchés financiers : Une approche vectorielle (Vecteur Autorégressif (VAR))
3.2.2.2 Etude de la causalité linéaire et non linéaire entre les prix du pétrole et les marchés financiers
3.2.2.3 Les effets asymétriques versus symétriques des chocs des prix du pétrole sur les marchés financiers
3.2.2.4 Impact des chocs des prix du pétrole versus chocs des taux d’intérêt sur les marchés financiers des pays importateurs et exportateurs du pétrole
3.2.2.5 Effet de la volatilité du prix du pétrole sur les rendements boursiers
3.2.2.6 Etude sectorielle : l’impact des chocs du prix du pétrole sur les comportements des cours boursiers sectoriels
Conclusion du chapitre 1
Chapitre 2. Etude de la causalité linéaire et non linéaire entre les activités de trading et les prix à terme des secteurs énergétiques : application des modèles de Markov à ch
Introduction
2.1 Présentation des données
2.2 Les mesures de la spéculation sur les marchés à terme énergétiques
2.2 Les hypothèses de l’étude de recherche
2.3 Méthodologie de la recherche
2.3.1 La causalité linéaire au sens de Granger
2.3.2 Test de linéarité
2.3.3 Le concept de changement de régimes : Markov Switching model : MS-VAR
2.4 Analyse préliminaire et descriptive des données
2.4.1 Etude de la stationnarité
2.4.2 Résultats des estimations des modèles
2.4.2.1 Résultats et discussions des tests de causalité de Granger
2.4.2.2 Résultats des modèles à changement de régime des prix énergétiques
2.4.2.2.1 Test de non linéarité
2.4.2.2.2 Analyse de la causalité dynamique dans le temps : estimation des modèles de changement de régime
2.4.2.2.3 Comparaison des résultats des modèles à changement de régime versus les modèles VAR de la causalité de Granger
2.4.3 L’analyse de robustesse des résultats : impact des positions des investisseurs sur les rendements et la volatilité des produits énergétiques : effet des variables économi
Conclusion du chapitre 2
Chapitre 3. Co-mouvement et effet de contagion entre les marchés financiers et les marchés pétroliers : approche DCC GARCH versus ADCC GARCH
Introduction
3.1. La méthodologie et les données
3.1.1 Présentation des données
3.1.2 Etude statistique et descriptive
3.1.2.1 Analyse préliminaire
3.1.2.2 Analyse graphique
3.1.2.3 Analyse descriptive
3.1.2.3.1 L’hypothèse de la normalité des différentes séries temporelles
3.1.2.3.2 L’hypothèse de la stationnarité des indices boursiers et des cours du pétrole
3.2 Modélisation de la volatilité
3.2.1 Les modèles ARCH/GARCH
3.2.2 Le modèle de la corrélation conditionnelle dynamique DCC-GARCH (1,1) versus corrélation conditionnelle dynamique Asymétrique ADCC-GARCH (1,1)
3.2.2.1 Le modèle de la corrélation conditionnelle dynamique (DCC)
3.2.2.2 Le modèle de la corrélation conditionnelle dynamique asymétrique (ADCC)
3.3 Résultats et discussions
3.3.1 La réaction des marchés financiers face aux chocs et volatilités des marchés pétroliers
3.3.2 Les corrélations conditionnelles dynamiques (DCC) Versus (DCC Asymétriques) : Effet de contagion ou co-mouvement excessif entre les marchés
Conclusion du chapitre 3
Chapitre 4. L’impact des variables exogènes sur les corrélations conditionnelles et dynamiques entre les marchés pétroliers et les marchés financiers : application d’un modèle
Introduction
4.1 Présentation des données macroéconomiques, financières et physiques des marchés
4.1.1 Les fondamentaux macro-économiques
4.1.2 Les fondamentaux financiers
4.1.3 Les fondamentaux physiques des marchés pétroliers
4.1.4 Les positions de trading sur les marchés pétroliers, comme un proxy pour mesurer le phénomène de la « financiarisation »
4.1.5 La corrélation conditionnelle dynamique (DCC)
4.2 Les hypothèses de notre étude
4.3 Présentation du modèle
4.4 Résultats et discussions
4.4.1 Les statistiques descriptives
4.4.2 Les résultats de Tests de stationnarité
4.4.3 Les résultats des estimations de l’approche ARDL et tests de co-intégration
4.4.3.1 Les résultats de la procédure « Bounds test »
4.4.3.2 Effets de long terme et de court terme des variables exogènes sur la corrélation conditionnelle entre les marchés financiers et les marchés pétroliers
4.4.3.2.1 Le pouvoir explicatif des fondamentaux macroéconomiques sur les corrélations conditionnelles dynamiques entre le marché pétrolier et les marchés financiers
4.4.3.2.2 L’effet des fondamentaux physiques
4.4.3.3 Test de robustesse « CUSUM » et « CUSUM of Squares »
Conclusion générale
Annexes
Liste des tableaux
Liste des figures
Liste des annexes