Cette thèse analyse comment les fluctuations du prix du pétrole affectent les économies des pays exportateurs de produits de base. Plus précisément, l'objectif de cette thèse est d'étudier les impacts macroéconomiques, financiers et environnementaux des fluctuations des prix du pétrole, en accordant une attention particulière à l'hypothèse de la monnaie du pétrole. À cette fin, cette thèse se compose de trois chapitres. Les premier et deuxième chapitres portent sur le taux de change réel des devises de plusieurs pays exportateurs de pétrole. Le troisième chapitre explore les liens entre le prix des biocarburants et le compte courant des pays émergents et en développement exportant ou important des matières premières agricoles contrôlant l'effet non linéaire potentiel exercé par le prix du pétrole sur cette relation. Ces chapitres montrent que si le prix du pétrole a un effet macroéconomique sur les économies exportatrices de pétrole et les pays exportateurs de produits agricoles, son impact varie d'un pays à l'autre et il n'y a pas de règle unique pour décrire le fonctionnement de ces économies. / This thesis analyzes how fluctuations in the price of oil affect the economies of commodity exporting countries. More specifically, the aim of this thesis is to investigate the macroeconomic, financial and environmental impacts of oil price fluctuations, by paying particular attention to the oil currency hypothesis. To this end, this thesis is composed of three chapters. The first and second chapters deal with the real exchange rate of the currencies of several oil exporting countries. The third chapter explores the links between the price of biofuels and the current account of emerging and developing countries exporting or importing agricultural raw materials controlling for the potential nonlinear effect exerted by the price of oil on this relationship. Altogether these chapters show that while the price of oil has a macroeconomic effect on oil exporting and agricultural commodities exporting countries, its impact varies across countries and there is no one fits all rule.

Plus de cinquante ans après leur indépendance, la majorité des pays de la région Afrique du Nord et Moyen-Orient (MENA) demeurent tributaire des revenus générés par l'exportation des hydrocarbures. Ces pays peinent à développer leurs économies malgré les grands potentiels (humains et naturels) dont ils disposent. L'indice de développement humain dans beaucoup de pays pétroliers de la région est plus inférieur que dans certains pays de l'Afrique subsaharienne ou de l'Amérique latine. Les gouvernements de ces pays sont confrontés aujourd'hui, plus que jamais, aux problèmes de chômage, de la corruption, de l'économie informelle, etc. L'épuisement certain, dans les quelques années à venir, du pétrole, ainsi que la chute des prix depuis mi 2014, sont les raisons essentielles qui devraient pousser les gouvernements de ces pays à préparer l'après pétrole, à travers la promotion des investissements nationaux et étrangers, le développement des autres secteurs d'activité, hors hydrocarbures, comme l'agriculture, l'industrie et le tourisme. Les mutations que connaît la région MENA, depuis les soulèvements populaires de 2011, ainsi que l'avancée de l'État Islamique, freinent considérablement les réformes économiques entamées dans nombreux pays tels que la Libye, l'Irak (depuis son invasion en 2003) et le Yémen. Les rivalités entre les autres puissances comme l'Iran et l'Arabie Saoudite, ainsi que l'Arabie Saoudite et l'Algérie n'arrangent pas non plus la coopération intra régionale, d'où la nécessité pour les pays arabes de s'allier et de coopérer, en matière économique comme politique, afin de développer l'économie de l'ensemble des pays de la région. / More than fifty years after their independence, most of the countries of Middle East and North Africa (MENA) region are still subject to the revenue generated by the export of hydrocarbons. They have difficulty to develop their economy in spite of their important capacities (natural and human). The IWD in those petroleum countries in this region is lower than some countries in Sub-Saharan Africa and Latin America. Nowadays, Governments are facing to unemployment, corruption, informal economy, etc. And, the clear depletion of oil in the future, as the falling oil prices since 2014, are critical reasons to encourage Governments in a reflexion on the post-oil, through the promoting of national and international investments, the diversification of lines of business, non-hydrocarbons, as agriculture, industry or tourism. Mutations in MENA region, not only popular uprising in 2011 but also the advance of Islamic State, are a brake on economical reforms started in Libya, Iraq (since 2003) and Yemen. The rivalries between Iran and Saudi Arabia, and Algeria and Saudi Arabia damage the intra-regional cooperation. That is why those regional countries have to connect and collaborate, on economical and political subjects, in order to develop the economy of the entire region.

Ce mémoire porte sur les effets de l'abondance des ressources naturelles dans les pays d'Afrique de l'ouest. Dans le contexte actuel marqué par la montée des cours du pétrole et l'augmentation de la place de la production africaine d'hydrocarbures sur les marchés mondiaux, il importe de répondre impérativement à une question : l'abondance des ressources naturelles, les hydrocarbures tout spécialement, s'avère-t-elle une malédiction ou une bénédiction pour l'Afrique ? L'analyse comparative que nous avons menée portant sur 15 pays ouest-africains dont 6 exportateurs de pétrole indique que les populations de ces derniers, comparativement à celles de 9 autres pays d'Afrique de l'ouest et exportateurs de produits agricoles, se portent mieux au chapitre de l'éducation et de la santé. En effet, l'exportation de pétrole procure davantage de revenus aux États, lesquels consacrent des sommes relativement plus considérables que leurs voisins aux «biens publics». Leurs indicateurs de développement humain, en particulier celui de l'éducation, se sont avérés relativement meilleurs. Ces performances laissent comprendre que l'abondance en ressources minières, le pétrole en particulier, ne portent pas intrinsèquement en elle les germes de la malédiction. Toutefois dans ce tableau comparatif tous les pays exportateurs de pétrole ne sortent pas toujours, ni tous, gagnants.

Le Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD) est le procédé de récupération thermique sur lequel plusieurs compagnies pétrolières fondent de grande espoirs. Il consiste en deux horizontaux forés l'un au-dessus de l'autre à quelques mètres d'écart. De la vapeur est injectée dans le réservoir par le puits supérieur ce qui provoque la formation d'une chambre. L'huile au voisinage des parois de la chambre se réchauffe et descend ensuite par gravité vers le puits producteur avec l'eau liquide issue de la condensation de la vapeur. La simulation numérique de ce procédé est un outil qui permet de comprendre les mécanismes physiques, d'estimer la production et d'évaluer les investissement ainsi que les risques associés. Cependant, les simulations numériques de SAGD présentent des inconvénients : la zone d'écoulement est peu épaisse comparée aux dimensions du réservoir. La discrétisation en espace doit être assez fine si l'on souhaite prédire de façon précise la production, ce qui peut amener à des simulations à plusieurs millions de mailles dans des cas réels et donc à des temps de simulation extrêments longs. A l'IFP, un générateur de maillages adaptatifs permet de mettre à jour le maillage au cours de la simulation en raffinant localement les mailles situées dans la zone d'écoulement. Basés sur des estimations d'erreur a posteriori pour des schémas volumes finis pour des équations hyperboliques non linéaires, les nouveaux critères de raffinement que nous proposons ont la particularité de dépendre des données initiales du problème

L’intérêt des chercheurs pour les relations entre la Chine et les États africains s’est fortement développé ces dernières années. De nombreuses études ont analysé les grands changements macroéconomiques entre la Chine et l’Afrique, en mettant l’accent par exemple sur le volume des échanges, le rôle des ressources naturelles, la géostratégie, etc. Toutefois, les chercheurs ont négligé deux aspects déterminants, que cette thèse met au centre de son analyse : 1) la dimension politique des relations entre la Chine et l’Afrique, plus précisément l’examen des mécanismes d’extraversion des régimes africains visant à instrumentaliser les opportunités économiques de cette coopération afin de pérenniser leur pouvoir. Aspect qui démontre l’impact des relations croissantes avec la Chine sur la destinée des régimes politiques autoritaires et des régimes en voie de démocratisation en Afrique. 2) la dimension nationale, voire subnationale des relations entre la Chine et les États africains. Au lieu de prendre l’État comme objet d’analyse, ce qui empêche d’avoir une compréhension étendue de ces relations, cette thèse analyse en profondeur des rapports entre, d’une part, le gouvernement et les entreprises chinois, et d’autre part, la société civile et le milieu des affaires avec le gouvernement chinois dans deux pays : le Sénégal et le Gabon. Conséquemment, plutôt que de se limiter à la collecte de données `macro’, cette recherche a procédé à étude de terrain approfondie afin d’établir un rapport entre la présence chinoise (fait structurant) et la réorganisation rapports au sein des régimes politiques étudiés (variable dépendante). Cette thèse procède à une décomposition à la fois des transformations politiques provoquées par les activités économiques chinoises dans ces deux pays d’Afrique, et de l’utilisation politique que les acteurs institutionnels des régimes du Gabon et du Sénégal font de ces apports extérieurs. Notre thèse démontre que la réappropriation de la coopération chinoise par les élites politiques gabonaises et sénégalaises vise le même objectif, qui est la pérennisation du pouvoir. Toutefois, les stratégies des acteurs politiques en vue d’accroître leur pouvoir divergent d’un régime à l’autre. La configuration institutionnelle de chaque pays impose aux acteurs des opportunités et des contraintes différentes selon la nature du régime politique.

La tendance sur le marché mondial du raffinage est à la fermeture ou aux réductions de capacités en Europe et en Amérique du Nord pendant que les nouveaux pays consommateurs, comme le sont certains pays producteurs, développent leur industrie. Depuis quelques années, les pays producteurs de pétrole ont annoncé la construction de "mega-projets" de raffinage et de pétrochimie de base. La question de la localisation des raffineries a été maintes fois posée depuis les années 1970 et plusieurs courants de la littérature proposent des éléments d'analyse selon les conditions économiques et politiques des pays. L'objectif de cette thèse est de comprendre les enjeux et les limites de l'intégration verticale des pays producteurs dans l'aval pétrolier, compte tenu des évolutions et perspectives sur l'offre de brut, la localisation de la demande et la mise en place accrue de politiques environnementales. Une analyse empirique des caractéristiques pétrolières et macroéconomiques des pays producteurs de pétrole permet d'identifier dans quel cadre théorique d'investissement les projets annoncés s'inscrivent. La revue de littérature permet de comprendre l'intégration dans l'aval, mais le développement de certains projets est plus difficile à expliquer. De ces analyses théoriques et empiriques, une typologie des pays producteurs est proposée selon leurs stratégies d'investissement. Par ailleurs, afin de mieux comprendre les marchés auxquels s'adressent ces nouveaux projets, une analyse économétrique des prix des produits pétroliers sur les marchés mondiaux majeurs est menée. Si la relation entre les prix des produits raffinés et le pétrole brut est significative, conformément à la littérature, la hiérarchie des prix entre les produits traduit une évolution de la demande. Une analyse de portefeuille est développée pour identifier les choix industriels efficaces qu'un pays producteur peut envisager pour assurer son développement économique en maîtrisant l'exposition aux risque de variation de ses revenus. Avec l'augmentation des enjeux industriels et financiers associés à ces nouvelles raffineries, la coopération des pays producteurs avec des Majors internationales permet de partager le risque et de répondre à leurs enjeux respectifs de développement économique. Chacune des parties maîtrise, en effet, certains facteurs de production essentiels à la réussite d'un projet qui, réunis, augmentent la valeur globale du projet. / On the whole, the refining industry in North America and Europe is reduced as new consuming countries, like producing countries, are developing their industry. In the past years 'mega-projects' in refining and basic petrochemicals have been announced by petroleum producing countries. Since the 1970s the question of location is repeatedly asked and authors have presented elements to analyze its implementation in different economical and political contexts. This thesis intends to review the incentives and limits to vertical integration by the producing countries, given the current evolutions and future prospects for supply, location of demand and increasing environmental regulation. An empirical analysis of the petroleum and macro economical conditions in producing countries enables the positioning of current projects in the theoretical context. The literature review helps understand current developments, but some projects cannot as easily be explained. Based these theoretical and empirical analyses, a typology of petroleum producers is built according to their refinery investment strategies. Moreover in order to understand the opportunities for refiners on the world markets an econometric analysis of world refined oil prices is undertaken. The strong correlation to crude oil price is confirmed, as in historical literature, but with different hierarchies between products explained by evolution of demand. Based on the observations of petroleum countries and their opportunities on world markets, a portfolio analysis is developed to identify the efficient industrial choices a producing country may proceed with in order to ensure the local development while containing risk on variations of revenue. Because the industrial and financial stakes of these refining projects are greater than before and they represent a lion's share of the future offer in refining, joint cooperation of producing countries with International Oil Companies enable a share of risk while also benefiting both players in their development objectives. Indeed each party detains different factors of production, essential for the success of a refining project that, brought together, increase the global value of the project

Les perspectives énergétiques globales soulignent une demande croissante d'énergie sur les prochaines décennies. Le pétrole brut devrait représenter environ 35% de l'offre d'énergie primaire à l'horizon 2030 d'après l'AIE. Parmi les sources d'approvisionnement, les hydrocarbures "non conventionnels" devraient contribuer significativement à l'offre de produits pétroliers, puisqu'ils présentent un intérêt stratégique en termes de réserves et d'indépendance énergétique. L'objectif de cette thèse est l'étude du potentiel de développement des ressources d'hydrocarbure non conventionnelles sous différents scénarios liés au contexte économique et environnemental. Les sables asphaltiques, principalement localisés au Canada, constituent notre cas d'application. La première partie de cette thèse a mis en évidence deux phases de développement: la première, de 1980 à 2005, correspondant à l'émergence de la filière grâce à des leviers réglementaires, économiques et géographiques; la seconde, amorcée en 2005 avec la dégradation du contexte économique, pendant laquelle le développement de la filière s'est fortement ralenti. La seconde partie de cette thèse porte sur l'analyse prospective à horizon 2050. L'élaboration d'un premier modèle basé sur la programmation linéaire a permis de quantifier l'offre tendancielle sous différents scénarios déterministes de prix et de réglementations environnementales. En particulier, la décision d'investissement apparaît significativement impactée par l'introduction d'une taxe CO2. Un second modèle basé sur la programmation dynamique a permis d'évaluer l'offre prospective en présence d'incertitudes. Un impact négatif de l'incertitude et de la volatilité des prix sur la décision d'investissement a été mis en évidence, avec ou sans réglementation environnementale. Cet impact négatif est accentué lorsqu'une incertitude supplémentaire sur le cadre réglementaire environnemental est introduite. / International energy outlook emphasizes an increasing energy demand over the next decades. Crude oil should represent about 35% of primary energy supply by 2030 according to the IEA. Among supply sources, non conventional crude oil should contribute significantly to the supply of petroleum products, being strategic in terms of reserves and energy independence. This thesis aims to evaluate the development potential of non conventional crude oil using different scenarios regarding the economic and environmental context. Oil sands, essentially located in Canada, constitute our application. The first part of this thesis highlights two development phases: the first one, from 1980 to 2005, corresponding to the emergence of the oil sands sector through regulatory, economic and geographical levers; the second one, started in 2005 with the deterioration of the economic climate, during which oil sands development slowed down significantly. The second part of this thesis focuses on the prospective analysis of the horizon 2050. Firstly, the development of a supply model based on linear programming allowed us to quantify non conventional oil trend supply under deterministic price and environmental regulation scenarios. In particular, investment decision is significantly affected by the establishment of a CO2 tax. Secondly, the development of another supply model based on dynamic programming allowed us to evaluate future non conventional crude oil supply under uncertainties. A negative impact of price uncertainty and volatility on investment decision is highlighted, under or without environmental regulation. This negative impact is strengthened by the introduction of a supplementary uncertainty in environmental legal framework.

Cette thèse porte sur les relations franco-algériennes en matière d’hydrocarbure pendant la période 1962-1971. Huit ans après le début de la guerre, l’Algérie accède à l’indépendance. Le pétrole saharien, une des raisons du prolongement du conflit, appartient désormais à la jeune nation. Toutefois, les sociétés pétrolières françaises qui disposent d’un quasi-monopole sur l’industrie des hydrocarbures sauvegardent leurs nombreux avantages accordés à l’époque coloniale. Or, les accords d’Évian de mars 1962 qui garantissent aux sociétés françaises ces avantages sont remis en cause par les dirigeants du Front de libération nationale réunis en congrès quelques mois plus tard à Tripoli. En effet, la nationalisation des hydrocarbures figure parmi les objectifs du parti au pouvoir. L’adoption de la voie socialiste et le départ de la majorité de la population européenne d’Algérie compromettent la stratégie française qui vise à sauvegarder le plus longtemps possible une source de pétrole payable en franc. La thèse répond à la question suivante : quelles stratégies la France va-t- elle adopter pour réussir sa politique de désengagement progressif ? Pour répondre à cette problématique, cette recherche est fondée sur une démarche chronologique. Cette approche permet de mettre en valeur l’évolution des relations pétrolières franco-algériennes de 1962 à 1971. Les sources sont essentiellement les archives du groupe pétrolier TOTAL et celles du Quai d’Orsay. À ces documents qui nous renseignent sur le point de vue français s’ajoutent les archives personnelles du ministre algérien de l’Industrie et de l’Énergie, Belaïd Abdesselam. La thèse démontre qu’à partir du début des années 1960, l’objectif principal de la France est de diversifier ses sources d’approvisionnement et d’atténuer sa dépendance vis-à-vis de l’Algérie. Les ressources en provenance du Sahara sont donc destinées à servir ce projet. En outre, la thèse atteste que les sociétés pétrolières françaises s’investissent le moins possible en Algérie à partir de la seconde moitié des années 1960. Finalement, elle met en évidence les limites de la stratégie pétrolière française de diversification. / After an eight-year war, Algeria gained full independence. Saharan oil, a major reason for the extension of the war, became the property of the new independent republic. On the other hand, French petroleum companies, which had a quasi-monopoly over the oil industry, kept their former privileges. Nevertheless, the Evian Accords of March 1962, which guaranteed these privileges, were challenged by the new Algerian authorities meeting in Tripoli, Libya, a few months later. This was in line with the will of the Algerian governing party to nationalize the gas and oil industry. Finally the adoption of the socialist path by the new leadership, in addition to the departure of the majority of the European population, compromised the French strategy to keep control of Saharan supplies, the more so that they were payable in French francs. This thesis asks the following question: what strategies did France adopt to safeguard its interests in anticipation of the nationalization of the oil industry it considered inevitable? A chronological approach makes it possible to show the evolution of Franco-Algerian relation in the field of oil between 1962 and 1971. Sources are mainly the archives of the French petroleum company TOTAL and the French Foreign Affairs ministry. For the Algerian side, it makes uses of the personal archives of the Algerian minister of industry and energy at the time, Abdesselam Belaïd. The dissertation demonstrates that, starting from the beginning of 1960’s, the main goal of France was to diversify its sources of supply and to diminish its dependency towards Algerian oil. Saharan resources were part of the strategy. In addition, this research shows that, starting in the middle of the 1960’s, French petroleum companies diminished their level of engagement in Algeria to the minimum. Finally, the thesis highlights the limits of the French strategy of diversification of its oil supply.

L’objectif de cette thèse est de mieux comprendre les réactions de craquage thermique des naphtènes (hydrocarbures saturés cycliques) se déroulant dans les réservoirs pétroliers. Les naphtènes, représentant une famille importante de composés dans les huiles « Haute Pression/Haute Température » des gisements profonds, ont fait l’objet de très peu d’études dans ces conditions. La pyrolyse du n-butylcyclohexane a été étudiée à haute pression (100 bar) dans des réacteurs fermés en tubes en or, entre 300°C et 425°C. Le n butylcyclohexane produit majoritairement des n-alcanes (C1 à C4), d’autres naphtènes et des composés aromatiques. Un modèle cinétique complexe a été développé (833 réactions essentiellement radicalaires) ; il rend bien compte de nos résultats expérimentaux jusque 60% de conversion. L’extrapolation du modèle dans les conditions géologiques (température initiale de 160°C, gradient thermique de 2°C/MA et temps de réaction en millions d’années), montre que ce composé commence à se décomposer vers 180°C et que son temps de demi-vie correspond à 200-210°C. D’autres systèmes réactionnels impliquant des naphtènes, ont été également étudiés à 400°C et 100 bar. L’étude de la pyrolyse de la n-butyldécaline montre que cette molécule bicylique possède une réactivité similaire à celle du n-butylcyclohexane. L’étude à 400°C du mélange binaire n-octane/n-butylcyclohexane ne met pas en évidence d’effet cinétique significatif du n-butylcyclohexane sur la décomposition thermique du n-octane, mais l’extrapolation du modèle aux conditions géologiques montre que les naphtènes inhibent la décomposition des n-alcanes à basse température (200°C) et à haute pression (100 bar) / This thesis aims at better understanding the thermal cracking reactions of naphthenes (saturated cyclic hydrocarbons), occurring in petroleum reservoirs. Naphthenes represent a significant fraction of “High Pressure/High Temperature” oils in deeply buried reservoirs; however, studies in these conditions are very limited in literature. The pyrolysis of n-butylcyclohexane is studied in a gold sealed tube reactor between 300 and 425°C, at 100 bar. n-Butylcylohexane mainly leads to n-alkanes (C1-C4), other naphthenes and aromatic compounds. A detailed model is developed (833 reactions, mainly free-radical reactions); a good agreement with our experimental results is reached up to a conversion of 60%. According to simulation results obtained by extrapolating to lower temperature, this compound starts to undergo thermal cracking at 180°C and its time of half-life corresponds to a temperature around 200-210°C, while considering the following burial scenario of an oil reservoir: initial temperature of 160°C and a heating rate of 2°C/MY (Million Years). Other chemical systems including naphthenes, are also studied at 400°C and 100 bar. The study of 1-n-butyldecaline shows, that this bicyclic compound and n-butylcyclohexane have a similar reactivity at 400°C. The study of the binary mixture n-butylcyclohexane/n-octane at 400°C does not provide any significant evidence of a kinetic effect of n-butylcyclohexane on the thermal decomposition of n-octane, but the extrapolation of our model at geological conditions shows that naphthenes are inhibitors of the decomposition of n-alkanes at low temperature (200°C) and at high pressure (100 bar)

Le précalcinateur de cimenterie est un réacteur dans lequel une grande quantité d'énergie thermique est produite par la combustion de solides pulvérisés à des températures modérées : 800 à 1100°C. Les cokes de pétrole sont la principale source d'énergie. Nous nous intéressons dans ce travail aux mécanismes thermochimiques qui sont à l'origine de la formation de polluants de type NO et SO2 lors de leur combustion dans ce réacteur. La première approche est expérimentale : la combustion de 22 cokes a été réalisée en laboratoire au moyen d'un Réacteur à Flux Entraîné à 900°C, dans des conditions thermochimiques proches de celles d'un précalcinateur. Une recherche de corrélations entre les caractéristiques des cokes et les quantités de polluants formées lors de leur combustion a montré qu'aucune relation simple ne prédit les quantités de NO formées. Nous avons donc, dans une deuxième approche, décrit au moyen d'un modèle numérique l'ensemble des phénomènes thermiques et chimiques mis en jeu dans la combustion et la formation des NOX. Des expériences spécifiques ont permis de caractériser les espèce produites par chacune des réactions principales, et de déterminer leurs paramètres cinétiques. Le modèle permet de dégager les mécanismes prépondérants, et de hiérarchiser leur participation à la formation de polluants. Les quantités de NO thermique formées sont négligeables. Le NO du combustible se forme majoritairement au cours de l'oxydation du résidu carboné. Les réactions chimiques en phase gaz contribuent largement à la formation du NO dans la zone de flamme, mais n'ont au final qu'un faible impact sur les quantités de NO présentes. En revanche, une quantité significative de NO est réduite par réaction hétérogène avec le résidu carboné. L'espèce SO2 est formée au prorata de la perte de masse du combustible, au cours de la dévolatilisation et au cours de l'oxydation du résidu carboné. Son interaction avec la chimie des oxydes d'azote a un impact peu significatif.