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Selon le courtier Gibson, le stockage flottant devrait rester une caractéristique du marché au cours des prochains mois. À tout le moins, cela offrira un certain degré de protection aux revenus des pétroliers confrontés à une chute spectaculaire des volumes, indique-t-il.

En avril, les taux d’affrètement des transporteurs de brut et de produits pétroliers ont atteint des niveaux records, méprisant manifestement l'accord conclu entre les membres de l'OPEP+, qui ont fini par se résoudre à réduire la production de brut de 9,7 millions de barils par jour (Mbj) entre le 1er mai et le 30 juin par rapport au niveau d'octobre 2018 et faisant fi de la possibilité des pays non membres du cartel de convenir d’une réduction supplémentaire de 5 Mbj.

Résultant de l’effondrement de la demande, les excédents cumulés de pétrole entre avril et juin pourraient avoisiner 1,4 milliard de barils (Gb) au niveau mondial, selon IFP Énergies nouvelles. « Cela signifie que les capacités de stockage disponibles, estimées entre 0,9 et 1,8 Gb, seraient soit insuffisantes, soit saturées », précise l’organisme dans sa note du 16 avril. La capacité de stockage terrestre saturée, les négociants se sont rués sur les très grands transporteurs de brut et de produits pétroliers pour stocker en mer le pétrole excédentaire, profitant des prix bas. La semaine dernière, les volumes de stockage flottants ont encore gonflé de 20 % si bien que près de 200 millions de barils de pétrole flotteraient sur les mers à bord des very large crude carrier (VLCC). 

Envolée des locations

Il s’en est suive une montée en flèche des taux d'affrètement à temps. Les taux d’emploi pour un tanker qui transporte ou stocke du pétrole brut non raffiné (dirty product) ont bondi de près de 60 % en un mois pour atteindre une moyenne de 190 000 $/t, selon Gibson Shipbrokers. De même, les tarifs des pétroliers, qui stockent ou transportent des produits finis tels que le pétrole et le kérosène (clean product), ont augmenté de plus de 200 % depuis le mois de mars. 

Mais preuve s’il en fallait encore de l’extrême volatilité du marché, les revenus des pétroliers ont fortement baissé en neuf jours. Les prix des VLCC du Golfe du Moyen-Orient vers la Chine ont chuté de 68 % (de 222 591 71 885 $/j entre le 22 avril à le 4 mai), selon le Bimco, le représentant professionnel des armateurs, exploitants, propriétaires de flotte au niveau international. Dans le même temps, les taux quotidiens des VLCC du Golfe du Moyen-Orient vers le Golfe des États-Unis ont chuté de près de 80 % (de 162 433 à 36 249 $/j). « La hausse du stockage flottant en 2020, qui supprimera temporairement des capacités du marché, ne devrait pas apporter un réconfort qui puisse compenser la baisse de la demande et la surcapacité. On ne peut qu'espérer que les bons résultats ont renforcé les réserves de trésorerie des compagnies pétrolières pour les mois à venir », espèrent l’organisation professionnelle.

Reprise lente

La situation ne risque pas de s’améliorer dans les semaines qui viennent. Selon l’AIE, la consommation mondiale de pétrole pourrait chuter de près de 9 % en 2020 par rapport à 2019. En avril 2020, la consommation mondiale a en particulier baissé de 29 Mbj par rapport au niveau d’avril 2019, tombant à « un niveau jamais vu depuis 1995 ». L’Agence internationale de l’énergie envisage un retour à l’équilibre des conditions de l'offre et de la demande de pétrole au cours du troisième trimestre de cette année.

« Au cours des prochains mois, le stockage flottant devrait être une caractéristique du marché alors que l'effondrement de la demande dépasse les réductions de production mondiale, indique Gibson. Mais lorsque nous aurons dépassé le pic de la pandémie, le stockage flottant pourrait être le premier à être mis sous pression en raison de son coût relativement élevé par rapport aux installations terrestres. En attendant, les volumes d'échanges devraient rester fortement perturbés car la reprise de la demande pourrait être lente ».

Pression sur les revenus

Le coutier estime que le retour aux niveaux de 2019 pourrait prendre de 12 à 18 mois voire plus. « En outre, il sera nécessaire de réduire les stocks accumulés pendant l'épidémie. Dans cette optique, il n'est pas surprenant que l'OPEP+ ait accepté de maintenir 5,7 Mbj de réduction de production tout au long de 2021 et au cours du premier trimestre de 2022. La production hors OPEP+ pourrait également rester sous pression au-delà de 2020, en raison d'une baisse spectaculaire des prix du pétrole, la production américaine étant sans doute la plus vulnérable ».

Pour Gibson, une demande durablement faible et une offre en hausse pourraient exercer une pression considérable à la baisse sur les revenus du secteur. Le courtier rappelle que plus de 300 nouveaux navires de plus de 25 000 tpl doivent en principe être livrés d'ici décembre 2021.

Adeline Descamps