Toute la filière du pétrole est dans le trou noir. L’OPEP+ est dans l’impasse depuis début juillet. Aucune des discussions entamées ne débouche sur un accord, faute de consensus sur les quotas de production de brut et les volumes de pétrole à restituer au marché à partir du mois d'août et jusqu’à la fin de l’année. Or à ce fil ténu et fragile qu’est la décision sont suspendus façon funambule la plupart des acteurs de la filière du pétrole, des raffineurs aux transporteurs de brut en passant par les négociants.
Le sommet de l’OPEP début juillet s'est terminé en un temps record. Les vingt-trois pays de l'OPEP+, le cartel emmené par l'Arabie saoudite et la Russie, achoppent aussi sur la reconduction de l'accord signé en avril 2020, qui verrait les réductions actuelles de 5,8 millions de barils par jour (Mb/j) maintenues jusqu'en 2022 (pour rappel, l’OPEP produisait 9,7 Mb/j avant la pandémie) alors qu’il devait expirer en avril 2022.
Par cet accord, les pays producteurs de pétrole avaient convenu de fermer les vannes de l’or noir afin de maintenir l’équilibre du marché face à une demande moribonde, chaque pays étant assigné à un quota de réduction fixé par rapport à son niveau d'octobre 2018. Cette politique de restriction de l’offre a plutôt bien réussi et n’est pas étrangère au récent raffermissement des prix des deux références du pétrole brut, le Brent et le WTI, passés ces dernières semaines au-dessus des 70 $, une hausse impressionnante de 48 % depuis le début de l'année.
Pétrole : double choc de l’offre et de la demande
Ouverture lente des robinets
Le pétrole revient de loin. La mise à l’arrêt en 2020 d’une grande partie des secteurs industriels et des transports, imposée par les décisions gouvernementales pour enrayer l’épidémie, a été dévastateur pour le marché… et les revenus des pays pétroliers, qui ont perdu 335 Md$ de revenus en 2020. Au fil du temps, le groupe a progressivement assoupli ces réductions et, à la fin du mois d'avril, il avait remis sur le marché 1,8 million de barils/jour. À partir de mai, l’alliance a décidé de réinjecter du brut dans les tuyaux de façon plus franche, en restituant 2,1 Mb/j.
À l’OPEP, une fois n’est pas coutume, Moscou et Ryad ne sont pas les responsables de l’échec des négociations (en avril 2020, leur impossibilité à s’entendre sur le niveau des restrictions de production avait précipité le pétrole en territoire négatif, du jamais vu). Cette fois, c’est Abou Dhabi qui bloque, opposé à l'idée saoudienne de prolonger le pacte jusqu'en décembre 2022 sans obtenir un quota de production plus élevé. Actuellement de 3,17 Mb/j, l’émirat souhaiterait qu’il soit relevé à 3,8 Mb/j.
Pétrole : l'Opep décide de ne pas décider
Statu quo et les marchés pétroliers sur la sellette
En conséquence, la plupart des délégués de l'OPEP+ ont provisoirement accepté d'augmenter la production mensuelle d'environ 400 000 b/j à partir d'août jusqu'à ce que les réductions d'offre restantes de 5,8 Mb/j soient levées. Faute de compromis, les quotas de production resteront donc aux niveaux de juillet.
L’équilibre à trouver n’est pas aisé compte tenu des nombreuses incertitudes qui pèsent tant sur l'offre que sur la demande de brut. À commencer par le virus résurgent qui jette toujours une ombre sur le rythme de la reprise économique mondiale. Des prix plus élevés pourraient la freiner.
« D'un côté, les prix hauts encouragent la grogne des pays consommateurs comme l’Inde, un argument qui plaide en faveur d'une augmentation de la production. De l'autre, la propagation du très contagieux variant Delta du Covid-19, qui pousse plusieurs pays à mettre en place de nouvelles mesures de restrictions de déplacement des biens et des personnes, devient un handicap important à la consommation d'or noir », indique Wood Macenzie.
Les pays producteurs sont particulièrement attentifs aux préoccupations de l’Inde, troisième importateur mondial avec 101,4 Md$ d’importation de brut en 2019-2020 car le gouvernement indien s'efforce de diversifier son sourcing et le gouvernement a clairement indiqué que le pays s'approvisionnerait en brut auprès de tout pays « offrant des conditions favorables et moins chères ». L’Inde est un centre de raffinage clé en Asie, avec une capacité installée de plus de 249,36 Mt par an au sein de ses 23 raffineries.
Aussi le retour de la production iranienne si les négociations entre les États-Unis et l'Iran à Vienne aboutissent à une levée des sanctions pétrolières (le rétablissement de l’accord nucléaire de 2015 permettrait à Téhéran d'augmenter sa production) pourrait booster les prix. Téhéran a pompé (officiellement) 2,5 Mb/j en mai et produisait 3,8 millions de bpj en 2018 avant que les États-Unis ne renforcent leurs sanctions, selon les données de l'OPEP. Un supplément de 1,3 Mb/j au cours des prochains mois pourrait donc faire basculer le marché dans le surplus.
Décarbonation : l'inattendu coup de semonce de l'AIE
Tous les indicateurs sont au vert
L'alliance dispose actuellement de 5,8 millions de barils de production potentielle laissés volontairement sous terre chaque jour alors que les prévisions de l'OPEP indiquent un déficit de l'offre de pétrole en août de 1,5 Mb/j et de 2,2 Mb/j au quatrième trimestre si la demande reste à son étiage actuel.
La demande mondiale de pétrole a bondi en juin de 3,2 Mb/j pour atteindre 96,8 Mb/j, indique l’Agence internationale de l’énergie (IAE). « La croissance économique mondiale robuste, la hausse des taux de vaccination et l'assouplissement des mesures de distanciation sociale vont soutenir une demande mondiale de pétrole plus forte pour le reste de l'année. Elle devrait augmenter de 5,4 Mb/j en 2021 et de 3 Mb/j en 2022 ».
Les stocks sont, eux, en forte baisse, ce qui reflète le resserrement du marché. Ceux de l'OCDE sont déjà inférieurs de 100 millions de barils au pic de mai 2020 et, selon les prévisions du service Macro Oils de WoodMac, ils chuteront encore de 100 millions de barils d'ici la fin de l'année pour atteindre des niveaux bien inférieurs à ceux d'avant la pandémie.
Les volumes traités par les raffineurs ont augmenté de 1,6 Mb/j en juin après avoir stagné en mai. Ils devraient encore augmenter de 2,7 Mb/j en juillet et août.
Guerre de parts de marché entre l’OPEP et les États-Unis
La demande est là, « mais les prix risquent d'être volatils tant que les pays de l'OPEP+ ne se seront pas accordés sur le relèvement de leur production », prévient l’Agence, craignant sans doute que des prix élevés à même de nourrir l'inflation complique une reprise économique fragile
La hausse des prix du pétrole est aussi susceptible de soutenir la production hors OPEP, notamment aux États-Unis, indique pour sa part le courtier maritime Gibson. « L'offre de pétrole américain pourrait augmenter de 1,2 Mb/j au cours des 18 prochains mois ». Mais il reste prudent dans son analyse. « Historiquement, lorsque les prix du pétrole ont augmenté, les producteurs de schiste américains [7,77 Mb/j actuellement, en deçà du pic de 9,18 Mb/j de janvier 2020, NDLR] ont augmenté leur production. Mais cette fois-ci, les investisseurs privilégient les rendements financiers aux volumes voire se tournent vers les énergies renouvelables. »
La banque néerlandaise ABN Amro a en effet annoncé qu'elle prévoyait de se retirer des prêts pour le pétrole et le gaz en Amérique du Nord, après avoir accepté de vendre son portefeuille de prêts de 1,5 Md$ aux fonds d’investissement Oaktree Capital Management et Sixth Street Partners.
D’où qu’elle vienne, les exploitants et propriétaires de flotte de pétroliers seront reconnaissants d'une augmentation de l'offre de pétrole.
Le schisme dans les segments du transport maritime
Mais les tankers vont devoir attendre
« La reprise du marché des pétroliers est attendue depuis longtemps, mais il semble que les exploitants de tankers vont devoir attendre un peu plus longtemps », indique encore Gibson pour lequel la reprise inégale de la demande mondiale et la dynamique des prix reconfigurent dans l’immédiat les flux maritimes.
« La Chine a été la première à se verrouiller et la première à sortir du confinement, voyant sa propre demande de pétrole revenir rapidement aux niveaux pré-pandémiques. Cependant, le reste de l'Asie est à la traîne. Sur le marché du brut, la demande occidentale, comparativement plus forte, soutient les prix régionaux du brut au comptant. Aux États-Unis, les prix du WTI ont augmenté pour dépasser le prix de référence d'Oman au Moyen-Orient. Le Brent a également augmenté par rapport aux références de l'Est. »
La situation a des répercussions sur les taux de fret et sur la demande entre les différentes catégories de pétroliers. « Les raffineurs asiatiques sont de plus en plus incités à acheter du brut du Moyen-Orient, à puiser dans les stocks ou à se procurer des qualités régionales. Les acheteurs de l'Atlantique privilégient également les cargaisons locales », analyse-t-il.
Les armateurs de tankers font indécemment fortune
Suezmax et aframax, principaux bénéficiaires
Dans ces conditions, les suezmax (navires d’une capacité de 1 million de barils) et les aframax seront les principaux bénéficiaires. « Si l'on examine les taux de fret dans les différentes classes d'actifs, les plus petits gabarits sont actuellement plus performants que les VLCC, même si les niveaux absolus restent faibles », convient le courtier en navires. « À long terme, l'excédent de brut de l'Atlantique et le déficit de l'Asie, principale région importatrice de pétrole, va se creuser, ce qui stimulera les échanges de brut d'Ouest en Est »
Les importations de l'Asie ont été estimées en juin à 24,24 Mb/j par Refinitiv (23,04 Mb/j en mai).
En dessous du seuil de rentabilité
Depuis le début de l’année, les navires-citernes sont exploités à des niveaux bien en deçà de leur seuil de rentabilité. Les tarifs d’affrètement sont à des niveaux historiquement bas, notamment sous l'effet du déstockage des flux de pétrole et d’une reprise erratique. L’an dernier, faute de demande, les cuves terrestres débordaient tellement qu’elles ont fait la fortune des très gros transporteurs de brut. Les négociants et raffineurs se sont jetés sur ces navires-citernes d’une capacité de 2 millions de barils de pétrole pour stocker le pétrole acheté à un prix défiant toute concurrence dans la perspective de jours meilleurs (phénomène de contango).
D’après l’IAE, le pétrole brut détenu en stockage flottant à court terme a diminué de 23,7 millions de barils en juin pour atteindre 83,3 Mb, son plus bas niveau depuis février 2020. Le pic avait été atteint en juin 2020 avec quelque 232 millions de barils (source : Kpler).
Mise en cale sèche
Selon Clarksons Platou Securities, les VLCC construits avant 2015 atteignent péniblement les 8 200 $/j quand ils sont équipés de scrubbers. Les plus récents, dit « écologiques », sont mieux rémunérés, à 9 700 $/j et à 13 100 $/j avec scrubbers. Loin de leur seuil de rentabilité estimé autour de 22 000 à 25 000 $/j.
Clarksons estime que 40 % de ces grands transporteurs de brut en service sont désormais équipés de scrubbers et 2 % supplémentaires doivent l’être. Parmi les superpétroliers en commande, 43 % en seront dotés. Leur inactivité a donc servi à la mise en conformité avec les réglementations. L’an dernier, tous les travaux avaient été ajournés afin de profiter de « l'une des meilleures années que la navigation pétrolière ait jamais connues », avait reconnu Euronav.
Naissance de la deuxième plus grande compagnie de tankers aux États-Unis
Des résultats déprimés
Les résultats financiers du premier trimestre présentés par les exploitants sont au diapason de la situation déprimée. L'armateur de VLCC DHT a annoncé un bénéfice net de 11,6 M$ contre 72,2 M$ au premier trimestre de 2020. Le belge Euronav affiche une perte nette de 71 M$ contre un profit de 225,6 M$ pour la même période de l'année précédente. International Seaways – qui a récemment annoncé un accord de fusion avec Diamond S Shipping engendrant ainsi l'une des plus grandes compagnies de pétroliers cotées en bourse aux États-Unis – a fait état d'une perte de 13,4 M$ contre un bénéfice net de 33 M$.
« Le marché du brut a souffert au cours des six derniers mois, la volatilité typique du fret pendant les mois d'hiver étant un événement rare. Le TD3C [contrat à terme de fret mensuel entre le Moyen-Orient et l’Asie, NDLR] a eu du mal à gagner du terrain et s'est maintenu dans la fourchette basse des 30 %, ce qui s'est traduit par des résultats médiocres pour les VLCC. »
Chocs bénéfiques mais de courte durée
En fait, les exploitants de flotte ont dû se contenter jusqu’à présent de « shoot » temporaires tels que le blocage de courte durée du canal de Suez à la fin mars, les conditions météorologiques extrêmes dans certaines régions, ou la fermeture du pipeline Colonial au début du mois de mai.
La cyberattaque contre cet oléoduc qui joue un rôle majeur dans l’approvisionnement de diesel, d’essence et de kérosène de la côte Est des États-Unis (2,5 millions de barils par jour), a eu un impact immédiat sur les stocks, les taux et les contrats à terme des pétroliers. Les raffineurs américains et les négociants se sont rués sur les pétroliers MR (moyenne portée).
Colonial Pipeline : l'inespéré coup du sort pour les pétroliers
Le meilleur ennemi n’est pas l’OPEP
L’avenir reste incertain et le niveau de la demande des pays l’OPEP pourrait devenir bien dérisoire au regard d’une problématique autrement plus menaçante pour le pétrole : la transition énergétique. Les objectifs de zéro émission nette ne font clairement pas les affaires de l’or noir. Même l’AIE, organe de défense historique des pays importateurs de pétrole, a pris le monde de court en appelant fin mai les États à ne plus soutenir les projets liés au gaz et au pétrole. Sans quoi l’Accord de Paris sur le réchauffement climatique rejoindrait la liste des grandes décisions internationales classées sans suite, a-t-il tonné.
Adeline Descamps
Jusqu'à 54 VLCC et 20 suezmax impliqués dans le commerce iranien
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