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La combinaison d'une chute brutale de la demande de pétrole et d'une augmentation rapide de l'offre est sans doute unique. Il y aurait des millions de barils supplémentaires se déversant chaque jour sur un marché où la demande est nulle. Les cuves débordent. Les navires épongent. Les majors pétrolières mettent le pied sur le frein des investissements dans l’exploration. Mais les pays producteurs de pétrole veulent forer à volonté. Le chaos.

Le concours de circonstances, ou plutôt la conjonction de facteurs qu’aucun scénario « seveso » n’aurait pu prévoir, est une nouvelle gageure pour un marché pétrolier dont on loue la plasticité. Avec les avions cloués au sol, la production industrielle à l’arrêt, les paquebots au mouillage, les voitures au garage, les populations confinées… le brut déborde des cuves faute de demande. L’échec des négociations entre les membres de l’OPEP+ (désaccord profond entre la Russie et l’Arabie saoudite sur de nouvelles restrictions de production) a exacerbé les tensions. Les réductions de production, décidées précédemment par le cartel omnipotent, expirent prochainement, ce qui signifie que ses membres seront bientôt autorisés à forer à souhait. Selon le courtier spécialisé dans le pétrole Gibson, « il existe une réelle possibilité pour une production excédentaire de 4,9 millions de barils par jour (Mbj) au deuxième trimestre si l'Arabie Saoudite et les Émirats arabes unis continuent à produire à des niveaux élevés ».

Coup de frein sur les investissements 

Face à la chute des cours, les compagnies pétrolières ont toutes réagi en réduisant la voilure et en sacrifiant plusieurs milliards sur leurs dépenses d'investissement : 5 Md$ en moins pour l’anglo-néerlandaise Shell (portant le budget à 20 Md$ ou moins en 2020), 3,3 Md$ en moins pour la française Total (à moins de 15 Md$ en 2020), 4 Md$ pour la texane Chevron, 3 Md$ pour la norvégienne Equinor… Les investissements mondiaux en exploration-production auraient normalement dû atteindre 517 Md$ en 2020, selon des prévisions de l'institut Ifpen publiées début février. Mais l’incroyable plongée des cours a rendu ces projections hors sujet.

 « La demande mondiale de pétrole devrait chuter de 6 Mbj en avril en raison de la propagation du virus dans de nombreux pays », a expliqué le 23 mars le PDG de Total, Patrick Pouyanné, qui évoque une situation aggravée par une crise de l'offre, « Ryad et Moscou ayant d’ores et déjà annoncé l’augmentation de leur production de 3 à 4 Mbj ». Selon le dirigeant, il y aurait 10 millions de barils supplémentaires par jour sur un marché à demande nulle. L’effondrement des cours du brut entraînerait un manque à gagner de 9 Md$ sur les prévisions de son budget 2020,  calées sur un prix du baril de 60 $). Pour combler le trou budgétaire, la major pétrolière prévoit de récupérer 5 Md$ de la réduction de ses investissement, 0,4 Md$ de la baisse des coûts d'exploitation, 1,5 Md$ de la suspension du programme de rachats d'actions, les 4 Md$ restants seraient couverts par un recours accru à l'endettement. Fort d'une trésorerie de plus de 10 milliards de dollars, Total affiche un taux d'endettement faible (16 % des fonds propres), un point-mort (le seuil à partir duquel le groupe commence à gagner de l'argent) inférieur à 25 $/baril et un coût de production divisé par deux à 5 $/baril.

Excédent record

L'écart entre l'offre et la demande mondiales de pétrole – de 7,4 Mb/j au premier trimestre 2020 et de 12,4 Mb/j au deuxième trimestre – n’est pas tenable, alerte la société d’information économique IHS Markit. Il pourrait conduire à un excédent de 1,8 milliard de barils au deuxième trimestre, pour des capacités de stockage de brut encore disponibles de 1,6 milliard.

« Le volume de la capacité de stockage de pétrole brut disponible au niveau national par rapport à sa production est une variable clé pour déterminer où la production devra être réduite voire stoppée. Il s'agit maintenant de savoir où et dans quelle mesure », indique Jim Burkhard, responsable des marchés pétroliers de Markit Crude Oil Markets d'IHS. Selon ces données, parmi les trois plus grands producteurs de pétrole, la Russie a la plus faible capacité de stockage disponible, soit environ 8 jours. L'Arabie saoudite dispose de 18 jour, les États-Unis de 30 jours, tout comme l’Europe, tandis que la Chine est à près de 53 jours.

Suezmax et Aframax aussi ?

Dans ce contexte, où les cuves au sol atteignent la saturation et où le pétrole au comptant devient moins cher que celui livrable à échéance d’un contrat à terme (phénomène du contango ou report sur les marchés à terme), les supertankers deviennent des unités de stockage supplémentaires. Les récents affrètements pour une courte période de six mois de VLCC confirment cette tendance. Par ailleurs, c’est la frénésie sur le marché de l’affrètement où les taux explosent. Les courtiers font observer que les VLCC s’échangent à des niveaux records, à six chiffres. Dans un de ses derniers rapports hebdomadaires, Cleaves Securities a qualifié de « stupéfiante » l’augmentation hebdomadaire de 728 % des VLCC (à plus de 300 000 $/jour, environ 10 fois le seuil de rentabilité) et estime que la fièvre pourrait s’emparer des autres segments du marché, suezmax et aframax, qui ont aussi fait fortune ces derniers jours, à 150 000 $/j pour les premiers et 60 000 $/j pour des aframax destinés à l’Atlantique. À l’automne dernier, les taux spot des VLCC s’étaient aussi envolés à plus de 300 000 $/jour, suite au retrait du marché des unités d’une filiale de Cosco, bannie par Washington pour avoir transporté du pétrole iranien. Mais cette fois, les courtiers estiment que la tendance pourrait s’inscrire dans la durée.

Selon les données de Poten, 10 des 25 VLCC réservés sont actuellement destinés au golfe des États-Unis et quatre vers l'Europe. En clair, aucun n’a été fixé pour des destinations à l'Est. « Il est évident que les Saoudiens visent les clients occidentaux avec leurs excédents de production, en concurrence directe avec la Russie. Jusqu'à présent, nos sources indiquent que 11 des 25 navires ont été confirmés, tandis que les 14 autres restent optionnels », indique le coutier, qui a comptabilisé 92 contrats en une semaine début mars. Depuis le début d’année, le niveau moyen d'affrètement de VLCC par semaine reste toutefois d'environ 50, soit un niveau similaire aux moyennes hebdomadaires de ces dernières années.

Le coronavirus, le cygne noir de l’année 

« Les événements actuels sur le marché pétrolier sont porteurs de nombreuses instabilités futures. Véritable cygne noir de l’année 2020, le coronavirus impacte directement l’économie mondiale et les marchés pétroliers. Il met en exergue les rivalités géopolitiques entre les acteurs et pourrait avoir des répercussions majeures dans la politique intérieure de nombreux États », indiquent Emmanuel Hache et Jérôme Sabathier, tous deux économistes à l’IFP Énergies nouvelles, qui ont disséqué par le menu toutes les conséquences (parfois inattendues) de cette situation échappant à tous les modèles prédictifs. 

Adeline Descamps

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