LES PERSPECTIVES À LONG TERME POUR LE PÉTROLE BRUT SONT DE PLUS EN PLUS HAUSSIÈRES
Le retour de l'OPEP, en 2016, à son ancienne stratégie a entraîné une forte baisse des stocks mondiaux et une envolée des prix au comptant. Il a également fait réapparaître un problème : la capacité de production excédentaire de l'OPEP dissuade les compagnies pétrolières mondiales d'investir dans la production future. Ce problème est désormais aggravé par l'intensification des activités de couverture des producteurs de pétrole de schiste. Par conséquent, la production hors OPEP, hors pétrole de schiste, commencera à diminuer d'ici 2 à 3 ans environ, au moment même où la production de pétrole de schiste aura du mal à compenser des taux de déclin toujours plus élevés. Nous pensons que le prochain mouvement important du pétrole concernera les prix à plus long terme, qui devront monter pour assurer l'approvisionnement futur.
Consultez l'intégralité de l'étude au format PDF ici.
L'OPEP a de nouveau changé de stratégie...
En 2016, nous avons publié une note intitulée « L'OPEP à la croisée des chemins » (6 juin 2016). Nous y décrivions le choix difficile auquel l'OPEP était confrontée : continuer à laisser le marché évoluer comme au cours des dernières années, en espérant que des prix bas évincent ou du moins freinent à long terme les producteurs de pétrole de schiste, ou bien revenir à son ancienne stratégie et tenter d'équilibrer le marché. Si l'OPEP semblait d'abord réticente à adopter la seconde option, ses membres ont changé d'avis fin 2016 et ont convenu de réduire leur production. La nouvelle stratégie annoncée ressemblait beaucoup à l'ancienne : l'OPEP réduirait sa production jusqu'à la normalisation des stocks mondiaux.
...ce qui a entraîné une baisse spectaculaire des stocks...
Comme nous l'avons déjà expliqué, l'OPEP ne peut pas influencer directement le prix du pétrole. Elle ne peut que gérer les stocks. Que voulons-nous dire par là ? Les prix du pétrole à plus long terme sont déterminés par le coût marginal de l'offre future, autrement dit : quel prix à long terme est nécessaire pour assurer l'approvisionnement futur ? Les prix au comptant peuvent fluctuer fortement autour de ce prix à plus long terme, en fonction du niveau des stocks1. Ainsi, en laissant les stocks diminuer, l'OPEP peut faire basculer la courbe en backwardation, ce qui s'est précisément produit depuis les réductions de production. Il est important de noter qu'au moment où l'OPEP a décidé de réduire sa production, le marché était déjà équilibré et les stocks baissaient conformément aux tendances saisonnières. La réduction de production a immédiatement plongé le marché dans un déficit. Par conséquent, les stocks mondiaux diminuent de plus de 300 millions de barils au-delà de la normale depuis la mi-2016, et le nombre de jours de couverture de l'offre est revenu à des niveaux normaux.
...faisant basculer la courbe des prix du pétrole brut en backwardation et propulsant les prix au comptant à la hausse
Cela a provoqué une hausse de 30 USD/baril des prix au comptant du pétrole brut. Pour bien comprendre ce mouvement de prix, il importe de souligner la forte relation inverse entre les stocks et les écarts de prix entre échéances. La courbe des prix d'une matière première tend à évoluer en contango lorsque les stocks sont élevés et en backwardation2 lorsqu'ils sont faibles (voir graphique 2). La raison en est que, lorsque les stocks sont faibles, les consommateurs d'une matière première sont prêts à payer une prime pour une livraison immédiate. Par exemple, une compagnie aérienne est disposée à payer une prime pour du kérosène livré aujourd'hui plutôt que dans six mois si les stocks de kérosène sont faibles. Si la compagnie manque de kérosène, ses avions seront cloués au sol, ce qui coûtera bien plus cher que de payer une prime pour une livraison rapide du carburant. À l'inverse, lorsque les stocks sont très élevés, les consommateurs ne craignent pas de manquer de ce bien intermédiaire. Comme le stockage des matières premières a un coût (frais de stockage, d'assurance) et que l'argent a une valeur temporelle, les consommateurs préfèrent ne se faire livrer qu'au moment où ils en ont réellement besoin. Par conséquent, dans un tel environnement, les prix au comptant se négocient en dessous des prix à terme.
La forte baisse des stocks de pétrole au cours des deux dernières années a entraîné un bouleversement majeur des écarts entre échéances. Début 2016, la courbe du Brent était en contango prononcé. Les prix du mois le plus proche se négociaient 15 USD en dessous du prix à terme à 5 ans. Aujourd'hui, ils se négocient 15 USD/baril au-dessus du prix à terme à 5 ans (voir graphique 3). Le prix à plus long terme est resté pratiquement inchangé ces deux dernières années. Par conséquent, la totalité du mouvement du prix au comptant s'explique par le déplacement de la courbe, lui-même provoqué par la baisse des stocks. Il est important de noter que la variation des prix au comptant n'implique pas que le marché ait changé d'avis sur le coût de production du pétrole. Les prix à plus long terme, déterminés par le coût marginal de l'offre future, restent inférieurs à 60 USD/baril. Cela signifie que le marché estime toujours qu'un prix de 55 à 60 USD/baril incite suffisamment les producteurs à réaliser les investissements nécessaires pour répondre à la demande future. La hausse des prix au comptant s'explique donc simplement par la baisse des stocks.
ÉQUILIBRER LE MARCHÉ – HIER ET AUJOURD'HUI
La décision de l'OPEP de revenir à une stratégie d'équilibrage a des implications considérables pour les stocks, les prix, la volatilité et la structure par terme. Pour mieux la comprendre, il convient d'examiner la manière dont les producteurs de l'OPEP et hors OPEP ont historiquement opéré, et comment cela a évolué avec le pétrole de schiste.
Par le passé, l'OPEP détenait d'importantes capacités excédentaires, qu'elle pouvait remettre en service en quelques mois, parfois en quelques semaines seulement, en cas de pénurie, par exemple lors de la première guerre du Golfe. À l'inverse, les producteurs hors OPEP ont presque toujours produit à pleine capacité. Les grandes compagnies pétrolières mondiales n'ont aucun intérêt à laisser des capacités inutilisées, sauf si les coûts d'exploitation dépassent le prix du pétrole (ce qui s'est produit, par exemple, en 2008-2009, puis à nouveau en 2014-2015). Cela signifie que, à court et moyen terme (<5 ans), la production hors OPEP suit une trajectoire prédéterminée et est presque totalement inélastique au prix3.
L'arrivée du pétrole de schiste a quelque peu modifié cette situation. Les producteurs de pétrole de schiste produisent toujours à pleine capacité, mais l'élasticité au prix est beaucoup plus marquée. Cependant, même s'ils peuvent augmenter leur production beaucoup plus rapidement que les producteurs conventionnels hors OPEP, il faudrait encore des années pour compenser des déficits importants. Il existe également un décalage considérable entre les variations des prix et celles de la production. Par exemple, lorsque la production américaine de pétrole de schiste a finalement atteint son pic en avril 2015, les cours au comptant baissaient depuis près d'un an. De même, lorsque la production a atteint son point bas en septembre 2016, les prix se redressaient depuis près d'un an également.
Ainsi, dans notre précédente note sur le sujet, nous avions conclu que, si l'OPEP continuait de laisser le marché évoluer librement plutôt que de chercher à l'équilibrer, il faudrait probablement maintenir en permanence des stocks élevés pour amortir les interruptions imprévues de production, puisqu'il n'y aurait plus de capacités excédentaires. Des stocks durablement élevés impliqueraient que la courbe du pétrole brut soit en contango en permanence. Nous avions également avancé que, si l'OPEP cessait d'équilibrer le marché, la volatilité des prix au comptant pourrait augmenter, car, dans un monde où l'OPEP ne détient plus de capacités excédentaires, les pénuries d'approvisionnement entraîneraient de fortes réductions des stocks et le marché devrait s'équilibrer principalement par une contraction de la demande à court terme. Les variations de la structure par terme et des prix seraient alors beaucoup plus marquées.
Toutefois, comme nous l'avons souligné plus haut, après avoir laissé les forces du marché jouer pendant un temps, l'OPEP a décidé en 2016 de revenir à sa stratégie antérieure et a tenté de réduire les stocks en limitant l'offre. Par conséquent, l'OPEP laisse de nouveau une partie de ses capacités inutilisée, quoique bien moins que par le passé. Si ce retour à la stratégie antérieure pourrait entraîner une moindre volatilité des prix au comptant à l'avenir, il ravive un ancien problème. La dernière fois que l'OPEP a tenté d'équilibrer le marché, dans les années 1980, elle a ensuite disposé d'une quantité massive de capacités excédentaires pendant plus de 15 ans (voir le graphique 5). Si cette situation a été coûteuse pour les membres de l'OPEP eux-mêmes, elle a aussi provoqué une période de sous-investissement sévère de la part des producteurs hors OPEP. Face à des capacités inutilisées apparemment illimitées, les prix du pétrole à échéance lointaine sont restés bloqués sous 20 USD le baril pendant plus de 10 ans4. C'était un signal de prix puissant incitant les grandes compagnies pétrolières mondiales à ne pas investir dans de nouvelles capacités. En conséquence, lorsque les capacités de l'OPEP ont commencé à s'épuiser vers la fin des années 1990, le marché pétrolier a compris trop tard que des investissements considérables seraient nécessaires pour répondre à la demande future.
Au début des années 2000, les prix du pétrole à échéance lointaine ont finalement commencé à progresser, ce qui a donné aux producteurs une incitation économique à investir. Dans un premier temps, les cours au comptant ont davantage augmenté que les prix à plus long terme, signe que le marché estimait que la hausse de ces derniers suffisait à inciter les grandes compagnies à développer de nouvelles capacités à moyen terme, tandis qu'un renchérissement du comptant était nécessaire pour éviter que la demande ne croisse trop vite entre-temps. Ainsi, à la mi-2004, lorsque le monde a été confronté à l'arrêt d'une capacité importante au Venezuela, les prix à terme à 5 ans du Brent avaient progressé de 70 % par rapport à leurs niveaux des années 1990, tandis que les cours au comptant avaient augmenté de 130 %.
Mais il s'est avéré que les gisements les plus faciles d'accès avaient déjà été exploités. Les nouveaux projets présentaient des coûts nettement plus élevés qu'auparavant et des délais de réalisation beaucoup plus longs. Par conséquent, les prix à plus long terme ont poursuivi une hausse implacable de 2004 à 2008, jusqu'à ce que la crise financière mondiale paralyse la croissance économique mondiale et entraîne un recul de la demande de pétrole. À ce moment-là, les prix du pétrole à terme à 5 ans avaient été multipliés par près de sept5.
DE QUELLES CAPACITÉS EXCÉDENTAIRES L'OPEP DISPOSE-T-ELLE ACTUELLEMENT ?
Sur le papier, l’OPEP dispose actuellement d’environ 2,8 millions de b/j de capacités de production excédentaires. Mais le niveau réel de ces capacités dépend de ce que l’on y inclut. La Libye, par exemple, produit actuellement 0,5 million de b/j de moins que sa capacité théorique, en raison du conflit qui oppose différentes factions au sein du pays. Bien qu’il soit possible que la production reprenne un jour pleinement, ce volume ne peut pas être comptabilisé comme capacité excédentaire, car il ne peut pas être mobilisé à volonté pour compenser un déficit inattendu6. Il existe ensuite 0,5 million de b/j supplémentaire de capacité dans la zone neutre située entre l’Arabie saoudite et le Koweït, à l’arrêt depuis 2015. Officiellement, l’Arabie saoudite, qui gère la production de ces champs, a suspendu l’exploitation pour des raisons environnementales, mais le différend entre les deux pays est plus vraisemblablement de nature politique. Les deux pays ont convenu en 2017 de relancer la production, mais ces efforts se sont depuis heurtés à des obstacles et la production demeure nulle. Il est probable que cette capacité serait plus facilement remise en service en cas de déficit mondial, mais pour l’instant elle est hors ligne. De surcroît, la production du Venezuela est en forte baisse, de 0,4 mb/j en glissement annuel en moyenne sur les six derniers mois (et la baisse s’accélère). En raison de ce net recul de la production vénézuélienne, la production de l’OPEP est tombée à 31,8 millions de b/j, soit 0,7 mb/j sous le plafond de production actuel. Bien que cela n’affecte pas directement les capacités excédentaires, puisque le Venezuela n’en a jamais eu, les autres membres de l’OPEP devront à terme compenser ces barils manquants. Au total, les capacités excédentaires de l’OPEP se situent de façon réaliste plus près de 1,5 mb/j (voir Graphique 6).
ASSISTERONS-NOUS À UNE RÉPÉTITION DES ANNÉES 1990 ?
On peut estimer que les capacités excédentaires de l’OPEP, de 1,5 à 2,8 millions de b/j, sont difficilement comparables aux 10 millions de b/j du début des années 1990. Ce seul facteur ne dissuaderait donc très probablement pas les grandes compagnies pétrolières mondiales d’investir dans de futures capacités. Mais d’autres forces sont à l’œuvre et maintiennent les prix du pétrole à long terme à un niveau déprimé, ce qui freine à nouveau les investissements des grandes compagnies dans de nouvelles capacités de long terme :
Ainsi, bien que les prix au comptant aient progressé de plus de 100 % depuis leur point bas, les prix à plus long terme restent bloqués dans une fourchette étroite de 50 à 60 USD/baril. Par conséquent, le flux de nouveaux projets conventionnels hors OPEP se tarit assez rapidement. Selon Wood Mackenzie (WoodMac), cabinet de conseil sectoriel très réputé, les dépenses d’investissement mondiales en amont ont atteint un pic en 2014, à environ 700 milliards USD, et sont retombées à seulement 400 milliards USD l’an dernier. WoodMac estime que près de 1 000 milliards USD de dépenses d’investissement en amont ont été supprimés pour la période 2015-2020. Les effets ne se feront sentir que dans quelques années. Tous les nouveaux projets entrés en service ces dernières années, ainsi que tous ceux qui le seront dans les prochaines années, ont été approuvés il y a longtemps, certains même avant la crise financière. Pourtant, malgré les dépenses d’investissement massives antérieures à 2015, les nouveaux projets qui entrent en production ne changent presque rien. En 2017, la croissance de la production hors OPEP, hors schiste, n’a été que de 0,2 mb/j (voir Graphique 7). Et aucune amélioration n’est en vue. 2018 et 2019 seront similaires et, au-delà, la production hors OPEP hors schiste déclinera franchement.
WoodMac a récemment indiqué que les dépenses d’investissement semblent avoir atteint leur point bas et que nous devrions observer une légère hausse l’an prochain. Toutefois, non seulement une partie de cette hausse est due à l’inflation des coûts, mais elle est en outre entièrement consacrée au pétrole de schiste. WoodMac prévoit que les dépenses conventionnelles diminueront de 7 % d’ici 2020.
Au total, nous prévoyons que l'offre hors OPEP progressera de 0,2 mb/j cette année et l'année prochaine, puis que la croissance ralentira pour passer sous 0,1 mb/j d'ici 2020. À partir de 2021, l'offre hors OPEP commencera à reculer nettement (voir Graphique 8). Il importe de souligner que les chances d'une surprise à la hausse par rapport à cette prévision sont extrêmement minces, quelle que soit l'évolution des prix au cours des cinq prochaines années, car tout cela a été mis en mouvement il y a de nombreuses années. Pratiquement aucun des grands projets approuvés aujourd'hui n'entrera en production avant 2022. Mais si aucun nouveau projet n'est approuvé aujourd'hui, la production hors OPEP et hors schiste risque de s'effondrer d'ici cinq ans.
AVEC LE PÉTROLE DE SCHISTE, L'ABSENCE D'INVESTISSEMENT DANS LES GRANDS PROJETS CONVENTIONNELS A-T-ELLE VRAIMENT UNE IMPORTANCE ?
En 2004, les grandes compagnies pétrolières faisaient face à la perspective que toute la croissance future de la production devrait provenir du pétrole conventionnel. Aujourd'hui, le pétrole de schiste existe et nous convenons que la production américaine de pétrole de schiste continuera de croître à un rythme soutenu. Cependant, la production conventionnelle hors OPEP étant en déclin et l'OPEP se montrant prudente en matière d'investissements, la charge d'assurer la croissance de l'offre au cours des cinq, voire dix prochaines années repose presque entièrement sur les producteurs américains de pétrole de schiste.
Les producteurs de schiste ont fait preuve d'une capacité étonnante à accroître leur production et d'une résilience plus étonnante encore face aux prix bas. À son sommet, la production américaine de pétrole a progressé de 1,5 million de b/j, presque entièrement grâce aux producteurs de schiste. Cette croissance rapide a fini par provoquer un effondrement des prix en 2014, de 110 USD/baril à un plus bas de 30 USD/baril. En conséquence, la croissance de la production américaine a ralenti à 1 mb/j en 2015 et a reculé de 0,4 mb/j en 2016. Mais avec des prix désormais supérieurs à 60 USD/baril en 2018, la production américaine progresse de nouveau d'environ 1,2 mb/j sur un an. Bien que la croissance de la production se soit légèrement stabilisée ces derniers mois, nous pensons qu'elle s'accélérera pour atteindre environ 1,5 mb/j pour le reste de l'année.
Le pétrole de schiste américain peut-il croître durablement au rythme maximal de 1,5 million de b/j ? L'un des arguments que nous entendons souvent est que les producteurs de gaz de schiste ont clairement démontré que la technologie leur permet d'augmenter leur production à volonté. Toutefois, le pétrole de schiste et le gaz de schiste diffèrent sur des points essentiels :
Premièrement, la production de pétrole de schiste atteindra un plateau beaucoup plus vite que celle de gaz de schiste : la production de gaz de schiste comme celle de pétrole de schiste se caractérisent par des taux de déclin très élevés. Par conséquent, plus la production de base est importante, plus il faut d'offre supplémentaire simplement pour compenser les déclins naturels. Si cela vaut pour le gaz comme pour le pétrole de schiste, ce dernier présente des taux de déclin bien plus élevés. Dans un rapport récent, Goldman Sachs a constaté que les puits de pétrole de schiste affichent des taux de déclin pouvant atteindre 70 % la première année. Les analystes ont comparé les déclins de la production de base dans l'Eagle Ford (principalement du pétrole) et dans le schiste de Marcellus (principalement du gaz) et ont constaté que la production de base de pétrole de l'Eagle Ford avait diminué de 70 % depuis 2015, contre seulement 40 % pour le gaz du Marcellus. En outre, alors que les foreurs de gaz de schiste ont réussi à faire évoluer au fil des ans leur profil de production vers une production initiale plus faible et des taux de déclin plus lents, nous avons constaté exactement l'inverse pour le pétrole : la production initiale moyenne par puits est passée de moins de 300 b/j en 2010 à 700 b/j en 2017, mais les courbes de production convergent toutes à la troisième année, ce qui implique des taux de déclin bien plus marqués pour les puits les plus récents.
Fin 2017, la production américaine de pétrole de schiste atteignait déjà 5 millions de b/j et, à ce niveau, le déclin annuel de la production de base dépasse 1 million de b/j. Il passe à 1,5 million de b/j en 2018. Nous estimons qu'avec une croissance continue de la production de 1,5 million de b/j par an, le déclin atteindra 4 millions de b/j d'ici 2022. Cela signifie que, pour maintenir une croissance de la production de 1,5 million de b/j en 2022, les foreurs devraient mettre en service 5,5 millions de b/j de nouvelle offre cette année-là, soit plus que la totalité de la production actuelle.
Deuxièmement, l'effondrement des prix du gaz naturel aux États-Unis tient principalement à la taille relativement modeste du marché, plutôt qu'à une croissance incessante de la production : on peut soutenir que l'émergence du gaz de schiste a eu un impact dévastateur et durable sur les prix du gaz américain. En 2008, les prix du Henry Hub atteignaient jusqu'à 15 USD/MMbtu. Au cours des deux dernières années, les prix du gaz naturel américain se sont échangés dans une fourchette de 2 à 4 USD/MMbtu, malgré des hivers record de froid. Cela peut donner l'impression que la production américaine de gaz naturel, portée par le gaz de schiste, a connu une croissance incessante au cours des 10 dernières années. Pourtant, la production américaine de gaz sec n'a progressé en moyenne que de 3,4 % par an depuis 2009 et n'a jamais dépassé 7,5 % sur une seule année. Contrairement au marché pétrolier américain, le marché américain du gaz naturel est un marché national relativement isolé, avec très peu d'importations et d'exportations. De ce fait, cette croissance de la production a suffi à déprimer durablement les prix du gaz américain. À l'inverse, le marché pétrolier américain fait partie d'un marché mondial, avec d'importants flux d'importation et d'exportation. La production américaine de brut ne représente qu'environ 11 % de l'offre mondiale, et le pétrole de schiste environ 6 %. Par conséquent, si l'on attend des producteurs de pétrole américains qu'ils répondent à 100 % de la croissance de la demande mondiale et compensent les déclins ailleurs, la tâche est bien plus considérable. Pour mettre cela en perspective, la production totale de pétrole brut des États-Unis devrait croître de plus de 10 % par an en moyenne au cours des cinq prochaines années, ce qui signifie que la production de pétrole de schiste devrait croître de près de 20 % par an. En tenant compte des taux de déclin, la croissance de la production des nouveaux puits devrait approcher 60 % par an.
Ainsi, une croissance soutenue de la production de 1,5 million de b/j est, à notre avis, très improbable.
La production américaine n'a jamais progressé aussi vite que durant une très brève période en 2015. Il est important de noter que la production américaine se heurtait déjà à des contraintes physiques à l'époque : malgré des milliards de dollars d'investissements dans les infrastructures, les oléoducs, la capacité de stockage ainsi que la capacité de production de sable de fracturation parvenaient à peine à suivre la croissance de la production régionale de pétrole brut, ce qui a conduit à plusieurs reprises à de fortes décotes sur les prix locaux du brut et à une inflation massive des coûts.
Par-dessus tout cela, l'écart s'accentue entre la qualité du brut et la demande des raffineries. Avant le boom du pétrole de schiste, les raffineries américaines avaient investi des dizaines de milliards de dollars pour moderniser leurs installations afin de traiter du brut lourd et soufré. La production mondiale de brut léger et doux déclinait et la plupart des nouveaux projets en préparation devaient livrer du brut lourd. Tout le nouveau brut en provenance du Canada, censé être le sauveur de l'industrie américaine du raffinage, était du brut lourd issu des sables bitumineux. Or, le pétrole de schiste est généralement extrêmement léger. En fait, une grande partie de la production n'est même pas du brut, mais des LGN (liquides de gaz naturel), traités dans des usines pétrochimiques plutôt que dans des raffineries8. Malgré le boom du pétrole de schiste, aucune extension majeure de raffinerie n'est prévue aux États-Unis qui accroîtrait la demande de brut léger et doux, et encore moins une nouvelle raffinerie. En réalité, la seule façon pour la production américaine de continuer à croître a été de lever l'interdiction d'exporter du brut, en vigueur depuis 40 ans, ce qui est intervenu en 2015. Mais le problème s'est simplement déplacé. En raison de cette loi, la capacité d'exportation était très faible lorsque l'interdiction a été levée. Cette capacité est désormais en expansion, mais la vitesse à laquelle elle peut progresser est limitée. De plus, les producteurs américains seront en concurrence avec les producteurs canadiens, qui dépendront eux aussi de plus en plus des ports américains pour exporter leur brut.
En outre, pratiquement toutes les nouvelles raffineries construites hors des États-Unis sont également conçues pour traiter du brut lourd et soufré. Pour l'instant, la capacité mondiale est suffisante pour absorber les exportations américaines croissantes de brut léger et doux, mais si plus de 100 % de la croissance de la production mondiale doit être constituée de brut léger et doux et de LGN, le problème ne pourra, à un moment donné, plus être résolu par l'exportation.
Dans l'ensemble, plusieurs facteurs limitants poseront de grands défis à la croissance de la production américaine de pétrole brut au cours des deux prochaines années. Nous ne pensons pas que la production américaine puisse croître de 1,5 million de b/j, voire davantage, au-delà de 2019. Nous estimons toutefois que c'est ce qui est actuellement intégré dans les prix des échéances plus lointaines.
SYNTHÈSE : LES 12 À 18 PROCHAINS MOIS
Après trois années de stocks extrêmement élevés, les stocks mondiaux de pétrole sont désormais revenus à des niveaux normaux. Les stocks américains ont baissé davantage que les autres, les inventaires de Cushing passant sous leur niveau de 2014 au début de cette année. Compte tenu de la réduction de production de l'OPEP, nous nous y attendions, mais pas à un rythme aussi rapide. La raison en est que les taux de déclin mondiaux se sont également accélérés. Les producteurs hors OPEP et hors schiste ont clairement réagi à la forte baisse des prix, et cette réaction est intervenue avec un certain retard. En 2017, 1,4 million de b/j issus de nouveaux projets hors OPEP et hors schiste sont entrés en production, mais la production n'a augmenté que de 100 kb/j, ce qui implique un taux de déclin de base proche de 3 % pour l'année. Des données plus proches du temps réel suggèrent que les taux de déclin se sont encore accélérés début 2018. On peut soutenir que les prix se sont nettement redressés par rapport à l'an dernier, et il y a lieu de penser que la tendance à la baisse des taux de déclin s'inversera en partie. Cela permettra à la production hors OPEP et hors schiste de croître de 0,2 mb/j en 2018 et en 2019. La production de schiste américaine a progressé de 0,7 mb/j en 2017 et nous prévoyons qu'elle passera à 1,5 mb/j en 2018 et en 2019. Au total, nous anticipons une croissance de l'offre hors OPEP de 1,7 million de b/j au cours des deux prochaines années.
Cette croissance de l’offre doit faire face à une croissance de la demande de 1,5 million b/j, identique à celle de l’an dernier9. Toutefois, en 2017, le bilan pétrolier mondial a affiché un déficit de 0,5 million b/j. Les stocks commerciaux se situent désormais dans le bas de la fourchette, ce qui signifie qu’ils ne peuvent guère baisser davantage sans que les raffineries ne rencontrent des difficultés. Par conséquent, pour ramener le marché à l’équilibre, l’offre mondiale doit croître de 2 millions b/j en 2018. L’OPEP devra donc augmenter sa production de 0,3 mb/j cette année, ce qui signifie que, plutôt que de constituer davantage de capacités excédentaires, elle devra puiser dans une partie de celles dont elle dispose (voir tableau 1). Nous pensons que le marché n’en a pas conscience actuellement. À notre avis, l’opinion dominante du marché est que l’OPEP doit maintenir au moins ses réductions de production actuelles sur la période 2018-2019 afin d’éviter une nouvelle constitution de stocks.
À notre avis, le problème est aggravé par le fait que certains producteurs de l’OPEP sont en déclin franc. La production du Venezuela, par exemple, recule de 0,4 mb/j en glissement annuel depuis six mois, et ces baisses s’accélèrent et se rapprochent actuellement de 0,6 mb/j. Cela signifie que les principaux producteurs de l’OPEP (Arabie saoudite, Koweït, Qatar, EAU) devront remobiliser une part substantielle de leurs capacités excédentaires, simplement pour compenser le Venezuela.
À cela s’ajoutent les perspectives incertaines des exportations iraniennes. Le président Trump a annoncé le mardi 8 mai 2018 que les États-Unis se retireraient de l’accord nucléaire de 2015, qu’il a qualifié de « défectueux à la base ». Les sanctions en vigueur avant l’accord seront rétablies progressivement. Bien que les sanctions visant les entités importatrices de pétrole brut ne doivent entrer en vigueur que le 2 novembre 2018, le Département du Trésor a publié un avis indiquant que les entités souhaitant obtenir une dérogation (pratique courante sous l’ancien régime de sanctions) devraient dès maintenant réduire leurs importations afin de démontrer leur bonne foi. Les exportations iraniennes risquent donc de reculer immédiatement. Si le président Trump a laissé la porte ouverte à un nouvel accord, ce recul des exportations iraniennes (et donc de la production) pèsera sur la production de l’OPEP dans les mois à venir. Cependant, la dernière fois que les États-Unis et leurs alliés ont imposé des sanctions aux exportations iraniennes, celles-ci ont été immédiatement suivies d’une libération coordonnée de pétrole des réserves stratégiques (SPR), à laquelle les États-Unis ont apporté la plus grande part.
Toutefois, historiquement, la libération mondiale de réserves stratégiques destinée à compenser la perte de production causée par les sanctions contre l’Iran a été bien inférieure à l’offre perdue. La production iranienne a été réduite de 1 million b/j de la mi-2012 au début de 2016, soit une perte totale de plus d’un milliard de barils de production iranienne. En revanche, seuls 60 millions de barils issus des réserves stratégiques ont été autorisés à la vente sur le marché, et environ la moitié seulement a finalement été prélevée. On peut soutenir qu’à l’époque, le monde n’avait pas besoin de davantage de pétrole issu des réserves stratégiques. Les principaux membres de l’OPEP ont accru leur production presque instantanément, compensant la perte. On ignore donc quelle quantité supplémentaire de brut aurait été libérée si cela avait été nécessaire. Surtout, le problème serait bien plus grave aujourd’hui si le monde devait compter sur les capacités excédentaires de l’OPEP pour compenser une perte d’exportations iraniennes de même ampleur. Néanmoins, nous estimons que les États-Unis seraient probablement prêts à libérer davantage de brut de leurs réserves stratégiques cette fois-ci. La croissance rapide de la production américaine et l’augmentation des stocks commerciaux nationaux qui en a résulté ont considérablement réduit le besoin de réserves stratégiques ces dernières années, ce qui a conduit, sous l’administration Obama, à la décision stratégique de vendre une partie des stocks détenus par l’État. L’administration Trump a poursuivi cette stratégie, et d’autres barils sont déjà programmés pour être libérés plus tard cette année. De plus, en 2017, l’administration Trump a proposé de vendre 270 millions de barils sur une période de 10 ans, sans aucun lien avec la situation iranienne. L’administration actuelle n’est donc clairement pas opposée à la libération de réserves stratégiques si nécessaire. À notre avis, toute perte à court terme de production de brut iranien, du fait de la réduction des importations par les raffineurs dans le monde afin d’obtenir des dérogations, peut être compensée, et le sera très probablement, par une libération des réserves stratégiques américaines. Cela suppose toutefois qu’un nouvel accord soit conclu relativement rapidement. Un retour à l’intégralité des sanctions, qui réduirait les exportations de 1 million b/j, ne pourrait pas être compensé par une libération de réserves stratégiques et entraînerait un recours aux capacités excédentaires de l’OPEP, nettement inférieures à celles de 2012.
Par conséquent, d’un point de vue fondamental, nous nous attendons à ce que les stocks restent à ces niveaux bas tout au long de 2018 et 2019. Cela implique que le marché restera en backwardation. Nous pensons également que le potentiel de baisse des prix à plus longue échéance est très limité à partir de maintenant. En fait, nous pensons que le prochain mouvement du pétrole sera une hausse des prix à plus longue échéance, comme nous l’expliquons plus en détail ci-dessous. Avec un plancher à l’extrémité longue de la courbe et des écarts calendaires élevés, nous ne pensons donc pas que les prix au comptant (Brent) aient beaucoup de marge de baisse, et le risque est orienté à la hausse.
Le principal risque pesant sur ces perspectives est la croissance économique. On peut considérer que les données de croissance américaines ont été globalement solides ces derniers mois. Mais, à l'échelle mondiale, des fissures apparaissent, et même aux États-Unis, les dernières données du PMI de Chicago ne sont guère brillantes. Nous anticipons actuellement une croissance économique mondiale de 4,1 % en 2018, contre 3,8 % en 2017. En raison des vents contraires liés à la hausse des prix du pétrole, cela se traduit par une croissance de la demande de seulement 1,5 million de b/j, soit autant que l'an dernier. Une variation de 1 % de la croissance économique mondiale correspond approximativement à 850 000 b/j de croissance de la demande. Un ralentissement modeste de la croissance ne ferait donc que repousser l'échéance à laquelle les capacités excédentaires de l'OPEP devraient être remises en service. À notre avis, il faudrait un choc économique mondial plus sévère, comparable à celui de 2008, pour modifier sensiblement ces perspectives.
Le second risque pesant sur les prix tient au positionnement. La position nette longue spéculative combinée sur le Brent et le WTI est proche de ses niveaux record. Sur le Brent, elle se situe à peine en dessous du record de janvier. Plusieurs raisons l'expliquent. Premièrement, les stratégies CTA de suivi de tendance ont acheté un marché en hausse, les cours au comptant du pétrole progressant depuis deux années consécutives et les fondamentaux restant extrêmement solides. Deuxièmement, les positions sur contrats à terme constituent un jeu à somme nulle. Toute position vendeuse d'un producteur nécessite une position acheteuse équivalente d'un non-producteur. Avec l'accélération rapide de la production américaine sous l'effet de la hausse des prix, les producteurs doivent vendre davantage de production à terme, et ce n'est pas parce qu'ils doivent vendre plus que les consommateurs souhaitent acheter plus : c'est là qu'interviennent les spéculateurs. Toutefois, cela concernerait surtout le WTI, alors que nous observons une position nette longue spéculative plus élevée encore sur le Brent. Troisièmement, la menace d'un rétablissement des sanctions sur les exportations iraniennes a manifestement contribué à porter les positions spéculatives à ces niveaux. Fait intéressant, les cours du brut ont fortement chuté à l'annonce par le président Trump du retrait des États-Unis de l'accord nucléaire iranien. À notre avis, cette annonce, et en particulier la note du Trésor américain recommandant aux importateurs de réduire dès maintenant leurs achats de pétrole iranien afin d'obtenir des dérogations ultérieurement, était plus dure que ce que le marché attendait. Le consensus voulait que l'accord soit d'une manière ou d'une autre suspendu, tout en laissant la porte ouverte à des renégociations. Mais très peu d'acteurs s'attendaient à un impact immédiat sur les exportations. Le fait que les prix aient immédiatement chuté malgré une issue clairement haussière suggère donc que la position longue actuelle du marché est instable et pourrait être de nouveau mise à l'épreuve lors de l'annonce d'une libération de la SPR. Quelle qu'en soit la cause, une réduction de la position nette longue spéculative aurait un impact significatif sur la structure par terme. Notre modèle d'écart temporel indique qu'environ la moitié de l'écart de 1 à 60 mois sur le Brent est imputable à la position spéculative extrême. Autrement dit, avec une position spéculative neutre, notre modèle prévoirait des cours du Brent au comptant inférieurs d'environ 10 %. Nous pensons qu'une baisse résultant du dénouement de cette position nette longue record offrirait une excellente opportunité d'entrée, car les fondamentaux du marché apparaissent solides pour les 18 prochains mois.
SYNTHÈSE : LES CINQ PROCHAINES ANNÉES ET AU-DELÀ
La période 2020-2022 sera marquée par un déclin de la production hors OPEP et hors pétrole de schiste, ainsi que par un ralentissement de la production américaine de pétrole de schiste. Cela signifie que l'OPEP devra non seulement remettre en service toutes ses capacités excédentaires, mais aussi construire de nouvelles capacités, et le faire rapidement. Nous pensons que ce sera difficile et qu'il existe un risque très élevé que, dans quelques années, l'équilibre du marché doive de nouveau être rétabli par une destruction de la demande, obtenue par une hausse des cours au comptant.
Nous estimons toutefois qu'avant d'en arriver là, les prix à plus longue échéance devront commencer à augmenter afin de déclencher des investissements à grande échelle dans la future production conventionnelle hors OPEP. À 55 USD/baril, ce n'est manifestement pas le cas. Un prix à long terme de 55 USD/baril signale que le marché estime que les producteurs de pétrole de schiste assureront toute la croissance future de la production. Comme nous l'avons souligné plus haut, cela n'est tout simplement pas possible. Nous avons besoin d'investissements majeurs dans des projets conventionnels, ainsi que de nouveaux investissements de l'OPEP pour 2022 et au-delà.
Par conséquent, quelle que soit l'évolution des cours au comptant à court terme, nous pensons que le prochain mouvement majeur devra se produire sur les prix à plus longue échéance. Nous estimons qu'une hausse de prix d'au moins 35 % est nécessaire pour susciter suffisamment d'investissements afin de rattraper à terme la demande. Et ce, sans inflation des coûts. Plus la partie longue de la courbe restera déprimée, plus le problème s'aggravera dans quelques années. Point important : contrairement à la hausse des cours au comptant, qui n'a eu aucun effet sur le prix de l'or, une hausse des prix du pétrole à plus longue échéance devrait pousser l'or nettement à la hausse. Nous examinerons cette question plus en détail dans un prochain rapport, dans les semaines à venir.
1. La backwardation désigne un marché où le prix au comptant et les contrats à terme proches se négocient au-dessus des contrats à plus longue échéance. La structure par terme est alors décroissante. Une structure par terme croissante est appelée contango. Parfois, une partie de la courbe se négocie en contango et une autre en backwardation. Lorsque les stocks sont faibles, le marché se négocie généralement en backwardation, et inversement.
2. Le contango désigne une courbe de prix des matières premières sur laquelle les prix au comptant et les contrats à terme à échéance rapprochée se négocient en dessous des contrats à terme à échéance plus éloignée. Le phénomène inverse est appelé backwardation : les prix au comptant et les contrats à terme à échéance rapprochée se négocient alors au-dessus des contrats à terme à échéance plus éloignée. Le graphique 4 présente une structure par terme en contango (courbe noire) et une structure par terme en backwardation (courbe dorée).
3. Tant que les prix restent supérieurs aux coûts d'exploitation. Il n'existe aucune élasticité-prix à la hausse. La production ne réagit que dans les cas extrêmes de baisse des prix.
4. En moyenne, les prix au comptant comme les prix à terme à 5 ans se sont établis autour de 17 USD le baril de 1992 à 2000. À la fin de 1998, les cours du pétrole brut Brent ont atteint leur plus bas niveau. Les prix au comptant s'échangeaient à 10 USD le baril et les prix à terme à 5 ans à 15 USD le baril.
6. Point important, comme nous l'avons déjà montré, cette forte hausse des prix de l'énergie à plus longue échéance a été le principal moteur de la hausse du cours de l'or sur cette période.
7. Le risque est tout aussi élevé que la production libyenne s'effondre à nouveau en cas de reprise des conflits.
8. Même si, pour des raisons historiques, les liquides de gaz naturel (LGN) sont comptabilisés comme du pétrole brut dans les bilans pétroliers (parce que les usines pétrochimiques alternaient entre produits pétroliers et LGN comme matières premières), les LGN ne peuvent pas, à ce stade, être transformés en essence et en diesel, mais uniquement en plastiques. S'il est techniquement possible de transformer presque toute source d'hydrocarbures en carburant de transport (par exemple dans les usines de conversion du gaz en liquides), cela représente non seulement un défi technique, mais toutes les tentatives menées jusqu'à présent se sont révélées extrêmement coûteuses. À notre connaissance, aucun projet de taille commerciale n'est en préparation pour utiliser les LGN comme matière première dans la production de carburants de transport.
Les points de vue et opinions exprimés dans cet article sont ceux de son ou de ses auteurs et ne reflètent pas ceux de Goldmoney, sauf mention expresse contraire. Cet article est fourni à titre d'information générale uniquement et ne constitue en aucun cas la fourniture, par Goldmoney ou par son ou ses auteurs, d'un conseil juridique, financier, fiscal, d'investissement ou comptable. Vous ne devez pas agir ni vous appuyer sur les informations contenues dans cet article sans avoir préalablement sollicité l'avis d'un professionnel indépendant. Le plus grand soin a été apporté pour s'assurer que les informations de cet article sont fiables ; toutefois, Goldmoney ne garantit pas qu'elles soient exactes, complètes ou à jour, ni qu'elles doivent être considérées comme une indication de résultats futurs, et elles ne doivent pas être utilisées comme telles. Goldmoney ne saurait être tenue responsable de toute réclamation, perte, dommage ou désagrément résultant d'une information ou d'une opinion contenue dans cet article, et toute action entreprise à la suite des opinions et informations qu'il contient l'est à vos propres risques.