Après avoir dépassé les 140 dollars par baril pendant l’été 2008, le prix du pétrole brut s’est effondré, revenant dès l’automne en dessous de 40 dollars, comme au début de 2004, avant de remonter vers 80 dollars fin 2009. Cette séquence de mouvements de prix, d’une telle amplitude, est sans précédent sur les marchés pétroliers. L’importance économique du pétrole incite les pouvoirs publics à essayer de comprendre les raisons de tels phénomènes et à s’interroger sur la pertinence des niveaux de prix résultant du mode de fonctionnement actuel des marchés pétroliers internationaux. Plusieurs initiatives convergentes ont conduit ce sujet sur la scène publique, jusque dans les documents résultant des deux dernières réunions du G20. Or sur les marchés du pétrole se développent des échanges multiformes obéissant à des mécanismes assez élaborés, fort peu connus du grand public et, parfois, du législateur lui-même. Des achats et des ventes de cargaisons de pétrole brut se concluent sans qu’aucun niveau de prix absolu n’ait été fixé entre les parties. Le prix d’un camion de diesel ou d’une livraison de fioul domestique, en Europe, dérive in fine du prix de gasoil négocié en temps réel sur le marché à terme londonien… Autrement dit, ce sont les marchés à terme, et non les négociateurs de la marchandise physique, qui déterminent l’essentiel du prix à payer par le consommateur européen pour des produits raffinés.1

Spécificité du marché mondial du pétrole

Les marchés à terme de marchandise existent de très longue date. Ils permettent de négocier le prix d’un pétrole brut pour livraison dans le futur grâce à l’achat ou la vente de produits standardisés, des Futures. Ces contrats sont des outils pratiques pour les producteurs comme pour les raffineurs pour se couvrir contre les risques de variations de prix. À l’origine, du reste, le marché du pétrole était réservé aux professionnels des hydrocarbures : il s’agissait de surmonter d’inévitables rapports de force géopolitiques par le jeu de l’offre et de la demande. Il en va de même pour l’ensemble des marchés de matières premières : à l’origine, ils étaient tous exclusivement destinés à des échanges entre professionnels, qui se sont longtemps limités à l’utilisation d’actifs financiers dérivés pour des fonctions de transfert de risques assez classiques. Depuis dix ans cependant, ces marchés sont devenus des marchés d’investissement, ou de « spéculation » : y sont présents, non seulement les acteurs cherchant une couverture de risque, mais des investisseurs qui considèrent ces matières comme des actifs comme les autres, grâce auxquels il est possible de dégager des marges bénéficiaires considérables, sans rapport étroit avec la réalité physique du marché sous-jacent. De grandes banques anglo-saxonnes ont présenté ces marchés comme des réservoirs permettant de diversifier leurs portefeuilles. D’où une explosion des volumes et des dérivés élaborés à partir de ces marchés engendrant des risques systémiques importants. Un risque micro-économique a émergé aussi du fait de l’arrivée, sur ces marchés, de petits épargnants, que le régulateur se doit de protéger. Si, historiquement, la protection des actionnaires s’avère très forte sur les marchés d’actions, les mêmes exigences n’existent pas dans les marchés de produits de base, réservés en principe à des professionnels.

En théorie, les prix négociés sur les marchés à terme reflètent les anticipations faites par leurs acteurs. Mais, dans le cas du pétrole, aujourd’hui, le prix des marchandises pour livraison immédiate, sur le marché spot, n’est plus négocié en tant que tel et finit par dépendre de celui anticipé au jour le jour sur les marchés à terme pour des livraisons plus lointaines. Si le prix du pétrole anticipé dans le futur augmente (ou diminue) fortement sur le marché à terme, le prix au jour le jour sur le marché spot augmentera (ou diminuera) de façon mécanique. Les prix pétroliers pour livraison immédiate sont en effet déterminés par une relation d’arbitrage avec le prix du marché à terme : si le prix spot est trop faible par rapport aux prix constatés sur le marché à terme, des opérateurs achèteront le pétrole sur ce marché spot, le garderont en stock et le remettront sur le marché dans le futur à un prix qu’ils auront bloqué aujourd’hui sur le marché à terme, dégageant ainsi un profit quasiment sans risque. Cette possibilité d’arbitrage oblige le prix spot à se caler sur le prix du pétrole livrable à échéance plus lointaine.

Un marché qui a perdu tout contrôle

Aux échanges physiques et aux négociations de contrats futurs s’ajoute donc l’univers des transactions de gré à gré2 portant sur des instruments financiers dérivés dont les rendements dépendent certes de l’évolution des prix pétroliers mais qui finissent par dicter le prix du pétrole physique sous-jacent. L’ensemble des volumes de « pétrole » virtuel ainsi négociés dans la sphère financière des instruments dérivés OTC et des marchés à terme représente entre 20 et 30 fois la consommation mondiale de produits pétroliers physiques ! Les anticipations des acteurs financiers sur le prix du pétrole déterminent le prix du pétrole physique aujourd’hui. Or ces anticipations relèvent, pour la plupart, de spéculations « métaphysiques » dictées autant par des calculs raisonnables que par un mimétisme grégaire entre salles de marchés.

Selon la Commodity Futures Trading Commission (CFTC), aux États-Unis, 60 à 75 % des volumes de pétrole sont négociés par quatre ou cinq grands établissements bancaires. Le marché pétrolier a vécu un phénomène de concentration et d’accaparement des flux et des opportunités d’action sur les marchés financiers par une catégorie d’acteurs radicalement différente de celle des professionnels des hydrocarbures d’il y a un demi-siècle. Aujourd’hui, la sphère financière devient le leader de la formation du prix. Et ces prix n’ont aucune raison de refléter la réalité de l’offre et de la demande de pétrole physique. La pure subjectivité d’une poignée d’investisseurs financiers transforme le prix d’une énergie vitale pour nos sociétés hors de toute référence objective.

Qui plus est, depuis le déclenchement de la crise financière en 2007, les acheteurs à terme sont devenus plus prudents, alors que la demande de livraisons à terme n’a aucune raison de baisser, et que l’offre a toutes les raisons de croître. L’épargne mondiale reste abondante (y compris en France). Mais les banques et intermédiaires financiers hésitent désormais à la transformer en investissements dont le prix anticipé corresponde aux primes promises aux épargnants : le risque de la transformation de l’épargne en crédit est désormais perçu comme trop élevé. Un équilibre macro-économique s’est établi depuis deux ans, qui fragilise considérablement la sphère financière : soit elle répond à la demande de crédit et risque des pertes par rapport aux attentes démesurées qui sont les siennes (15% de rendement sur action, par exemple), voire la faillite de débiteurs systémiques3 ; soit elle ne répond pas à la demande de crédit et risque à nouveau de se mettre en faillite mais, cette fois, par la stagnation générale de l’économie mondiale. Or le risque déflationniste est réel, aujourd’hui, en Europe. Comment, dans ces conditions, attribuer à des marchés financiers la responsabilité de fixer le prix du pétrole physique via son marché à terme quand ils sont en grande difficulté pour assumer la gestion des anticipations des acteurs économiques sur l’avenir ?

Le rôle des acteurs privés

On comprend alors que tout grand groupe pétrolier soit incité à participer lui-même aux mécanismes financiers qui contribuent à déterminer le prix du pétrole. D’où l’existence d’une salle de marché (un département dont les salariés sont habilités à opérer des transactions financières) comme celle où travaille M. Frédéric Baule. La position des opérateurs de cette salle, toutefois, est distincte de celle d’une banque dans la mesure où sa vocation est d’abord de proposer des services financiers au groupe pétrolier et à ses clients, lesquels ont réellement besoin de se couvrir contre une multitude de risques liés à la livraison de pétrole. Ledit groupe pétrolier a donc développé pour lui-même l’activité de marché dont ses clients ont besoin, ce qui lui permet de leur rendre des services de façon vraisemblablement distincte de beaucoup d’établissements bancaires. Pour ces derniers, le pétrole livrable dans un mois ou dans une dizaine d’années tend à ne plus être qu’un actif comme un autre à utiliser pour dégager un « rendement », à l’aide d’instruments financiers de plus en plus sophistiqués que leurs commerciaux ont mission de placer auprès de leurs clients ; et ce indépendamment, ou presque, de toute considération sur la formation du prix courant du pétrole physique – réalité qu’un groupe pétrolier, lui, ne peut ignorer. Encore faut-il que ce « principe de réalité » soit honoré par ses équipes de trading et c’est ici qu’interviennent les choix à faire par son management pour renoncer implicitement aux bénéfices financiers éventuellement substantiels que pourrait engendrer une activité plus spéculative (et plus risquée) sur les marchés dérivés pétroliers. L’ironie du krach financier de 2008 est d’avoir révélé combien ce type d’attitude se révèle davantage capable de résister aux tempêtes boursières que la prédation financière construite sur des mouvements erratiques.

Peut-on, pour autant, se reposer sur l’aptitude des acteurs privés à apprendre de leurs erreurs pour s’assurer que des phénomènes comme celui de 2008 ne se reproduisent pas ? Malheureusement, sur les marchés financiers, la position d’une équipe comme celle de M. Baule représente l’exception plus que la règle. Le cas de Goldman Sachs est, au contraire, exemplaire. La banque new-yorkaise a été mise en accusation par la Security Exchange Commission (SEC) pour avoir vendu, en 2007 et en 2008, des CDO4 « suspects » à certains de ses clients. En effet, Goldman Sachs avait introduit des tranches de CDO comportant des risques de crédit très élevés sans le révéler aux souscripteurs. Dans le même temps, elle faisait acheter par l’un de ses gestionnaires de hedge fund des assurances à bas prix basées sur des études artificiellement favorables du risque de crédit du CDO en question. L’effondrement ultérieur du CDO, provoqué par la crise immobilière américaine au cours de l’été 2007 et anticipé par Goldman, a rapporté d’énormes plus-values aux souscripteurs du hedge fund, c’est-à-dire à Goldman Sachs.

Goldman Sachs a été condamnée à dédommager des clients pour 550 millions de dollars – l’équivalent de quinze jours de bénéfices. Elle a également concédé le paiement d’une amende de 200 millions de dollars pour insuffisance d’information transmise aux souscripteurs du CDO. Le principe même du double jeu vis-à-vis de contreparties différentes n’est pas interdit, en effet, par la législation américaine (ni par la nôtre). Les amendes retenues sont si modestes qu’elles n’auront sans doute aucun effet dissuasif sur les métiers de la banque. Pourtant, de telles pratiques contribuent à ruiner la confiance la plus élémentaire que les acteurs financiers sont en droit d’attendre les uns des autres : la position adoptée par GS sur le marché des CDO est équivalente à celle d’un chirurgien dont les actes opératoires se ramèneraient à des jets de dés aléatoires mais qui serait en mesure de devenir bénéficiaire, à votre insu, de votre assurance-vie… Lui feriez-vous confiance ? Aussi longtemps que ce type de pratiques constituera une source de revenus considérables (les bénéfices de GS se sont élevés, en 2009, à plus de 13 milliards de dollars), il serait illusoire d’attendre des seuls acteurs privés qu’ils renoncent à leurs pratiques spéculatives sur les marchés financiers, en particulier les marchés dérivés du pétrole.

Les réformes institutionnelles

Si l’on veut permettre que le prix du pétrole soit de nouveau le reflet de l’offre et de la demande réelles, c’est vers une réforme institutionnelle des différents marchés où se forme ce prix qu’il faut se tourner. La première difficulté consiste à accéder à une information pertinente. Le seul organisme public diffusant régulièrement des données – parcellaires – sur les marchés du pétrole, est américain : la CFTC, à qui incombe la supervision du marché à terme new yorkais. Rien de tel n’existe à ce jour, en Europe, pour le marché à terme pétrolier londonien. Le marché du pétrole est peu maîtrisé par les autorités de régulation en France et en Europe continentale, non seulement parce que nous ne détenons pas de pétrole mais encore du fait de l’absence de marché organisé pour les hydrocarbures. Le Royaume-Uni et les États-Unis, au contraire, ont une connaissance et une pratique importantes de ces marchés et ont chacun mis en place un puissant régulateur, la Financial Services Authority et la CFTC.

Il convient d’abord d’améliorer le fonctionnement et la transparence des marchés des produits de base – ce qui s’avère complexe malgré une volonté politique clairement affichée en France depuis de nombreuses années. L’an dernier, le G20 a souligné l’importance de réformer la régulation financière et de l’appliquer à tous les dérivés, y compris aux dérivés pétroliers. Cette régulation implique une transparence, notamment vis-à-vis des régulateurs, un enregistrement de tous les contrats permettant au régulateur de disposer des informations collectives (concentrations) et individuelles (abus de marché). Elle exige également une standardisation des contrats afin d’en limiter les risques opérationnels et juridiques et de permettre une compensation de ces produits dérivés dans des chambres de compensation qui mutualisent et réduisent fortement le risque systémique. Cela devrait permettre de limiter le nombre des contrats exotiques aussi opaques que suspects ! Il faut, enfin, essayer d’inciter le passage d’un maximum de ces transactions par des marchés régulés. La Loi Dodd-Frank, récemment votée aux États-Unis pour stabiliser le système financier nord-américain, prévoit l’instauration de chambres de compensation sur un grand nombre de marchés des produits dérivés, ce qui impose aussi la standardisation des contrats, et un contrôle sur l’utilité sociale des produits financiers « innovants » introduits par les banques. C’est dans ce sens que nous devrions aller en Europe. Mais la loi de l’État fédéral américain accorde quatre ans aux États pour l’inscrire dans leur propre juridiction : un délai au cours duquel le lobby bancaire pourra à loisir tenter de convaincre chacun des États américains d’édulcorer autant que possible la mise en œuvre de la loi. Et, en cette matière, malheureusement, le diable se cache dans les détails…

En Europe, l’absence de gouvernance économique devient un problème crucial quand il s’agit de réguler les différents marchés dérivés du pétrole. Il existe des failles importantes entre les compétences des autorités de marché et les autorités sectorielles. En France, nous disposons de l’Autorité des marchés financiers et d’une commission de régulation de l’énergie pour l’électricité et le gaz mais pas d’un régulateur indépendant pour le pétrole ou d’autres matières premières. Même situation au niveau européen, en raison de l’éclatement des dossiers au sein de la Commission européenne et du Conseil, dont les services ne se concertent pas toujours. Il convient donc de mettre en place rapidement au niveau européen une autorité trans-sectorielle compétente sur les matières premières et sur tout le champ des produits dérivés, et aussi d’élargir le champ de compétence de l’European Securities and Markets Autority, afin que l’interaction entre ces deux instances permette de combler ces failles.

Au niveau européen, les matières premières ne sont que partiellement abordées par le débat politique : le pétrole, les métaux et minerais ont été « omis » des politiques européennes et sont seulement visés par des réglementations fonctionnelles (market abuse directive, MiFID ou droit de la concurrence). Un corpus de doctrine propre à ces instruments serait nécessaire. Est-il normal qu’une banque d’affaires – Morgan Stanley, avant 2008 ! – devienne le premier importateur d’essence des États-Unis ? Faut-il réglementer les sociétés de négoce comme des sociétés bancaires sous prétexte qu’elles traitent des instruments dérivés ? Si ce secteur ne doit pas être réglementé à l’excès, il ne faut pas non plus permettre à des acteurs de la sphère financière de se déguiser en physiciens pour faire du business avec des investisseurs particuliers. Sans doute, enfin, faut-il distinguer le pétrole brut et le produit raffiné. Le pétrole brut a vocation à n’être qu’un marché de professionnels « physiques ». Ce marché répond à une logique qui met en cause les États-Nations disposant de capacités de raffinage, et une stratégie diplomatique à la française peut y être conçue. Les produits raffinés relèvent en revanche d’une problématique intra-européenne dans laquelle la Communauté pourrait s’inscrire en tant que régulateur du fonctionnement des marchés de produits raffinés dont elle est consommatrice.

Tout ceci, enfin, ne doit pas nous faire oublier que 450 millions d’habitants en Amérique du Nord consomment 20-25 % du pétrole mondial. Se pose à terme un véritable enjeu de réappropriation de l’accès aux ressources entre nos zones fortement consommatrices et les nouveaux pays émergents. L’enjeu est non seulement de se donner les moyens de réguler ces marchés, mais aussi d’établir une politique énergétique au niveau européen.

Gaël Giraud et Pierre Sarton du Jonchay

Cet article doit beaucoup à la séance du club parlementaire Oikonomia organisée en février 2010 par Grégoire de la Roncière, Gaël Giraud et Cécile Renouard.