Chute du prix du baril : quel impact pour l’empire pétrolier?

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Depuis le début de l’année 2020 et encore plus depuis le confinement des populations à l’échelle mondiale, vous entendez beaucoup parler des prix du pétrole et de leur chute. Un baril à moins de 20$/bbl pour la première fois depuis presque 20 ans, des prix négatifs aux Etats-Unis, WTI / Brent, de quoi parle-t-on ? Quels sont les facteurs expliquant des changements si abrupts et quelles pourraient en être les conséquences ?

Comment déchiffrer la carte du pétrole dans le Monde ?

Du pétrole est produit sur les 5 continents, il est en volume la première commodité échangée dans le monde et bien évidemment il est consommé partout. Les principaux producteurs sont les Etats-Unis (14,5 Mbbl/j), l’Arabie saoudite (12 Mbbl/j) et la Russie (11 Mbbl/j). La région du Golfe arabo-persique est la première zone productrice (30 Mbbl/j). Trois types d’acteurs produisent des hydrocarbures : des compagnies nationales (NOC) des Majors intégrées sur toute la chaine de valeur (des puits à la pompe) et des pure players d’Exploration/Production. Les plus importantes entreprises pétrolières sont pour la majorité des NOC, se concentrant sur les champs les plus faciles d’exploitation et donc plus rentables. Les majors et pure players, elles, apportent de la technologie et du savoir-faire, permettant l’exploitation de champs plus complexes et difficiles d’accès.

 

Majors intégrées National Oil Companies (NOC) Pure players
Company ExxonMobil BP Shell Chevron Total Saudi Aramco Gazprom CNPC ADNOC ConocoPhillips Occidental Perenco Tullow
Country US UK UK/NL US FR SA Russie Chine EAU US US FR UK
Production (Mbbl/j) 4 3,8 3,6 3,1 3 11,5 9 3 3 2,6 1,3 0,5 0,1

 

Par ailleurs, le pétrole brut n’est pas un produit uniforme et la qualité varie énormément. La qualité du pétrole est essentiellement définie par sa légèreté (ou densité) et sa teneur en soufre.

Plus un pétrole est léger, meilleur il est. On quantifie la densité en °API. Un pétrole de densité de 45 °API (brut algérien) est plus léger qu’un pétrole de densité 5 °API (Orénoque) et donc considéré de meilleure qualité. Enfin, les huiles pauvres en soufre étant plus facile à raffiner, elles sont jugées de meilleure qualité.

De ce fait, différents « bruts de référence » ont été définis pour guider les acheteurs et aider à mieux appréhender les niveaux de prix. Les principales références sur les marchés mondiaux sont :

  • Le Brent: mélange de 15 champs de Mer du Nord. Référence pour l’Europe et le monde (38 °API ; 0,37%wS)
  • Le West Texas Intermediate, ou WTI : Référence pour le marché américain (40 °API ; 0,24%wS).
  • Le Dubai Crude: Référence pour les bruts du Moyen-Orient vers les marchés asiatiques (31 °API ; 2%wS)
  • OPEC basket, mélange de 13 bruts provenant des 13 pays membres. Référence pour les marchés mondiaux (33 °API, 1,8%wS)

Un marché volatile dangereux pour les petits producteurs

Deux principaux facteurs influent sur les prix du pétrole, l’équilibre entre l’offre et la demande sur les différents marchés et sa qualité.

L’offre de l’or noir est directement liée à la volonté des « gros » d’ouvrir ou de fermer les vannes, en toute connaissance de l’impact que cela peut avoir sur les prix. Si ces actions sont conjointes ou par des effets d’annonce sur une augmentation de l’offre, les effets de cette fluctuation des prix peuvent s’avérer d’une dangerosité fatale pour les petits producteurs tant leur cash in est directement indexé sur les cours du marché. La demande, elle, est d’usage relativement stable et relative à l’activité économique mondiale.

Concernant la qualité du pétrole, un brut de haute qualité (haute densité API, faible teneur en soufre) se paiera avec un premium comparé à un brut de plus faible qualité. En Europe, on se basera alors sur le cours du Brent et ajustera le prix en fonction de la qualité spécifique du brut acheté.

Le pétrole s’échange soit de gré-à-gré, soit via des « futures ». Ces futures sont des contrats à terme standardisés définissant la quantité, le règlement et l’échéance entre des parties qui ne se connaissent pas. Ces conditions varient d’un brut de référence à un autre et le gros des transactions correspond à des livraisons dans les trois mois suivants. Dans le cas du WTI, la plupart des transactions se concluent par une livraison physique qui se fait à Cushing dans l’Oklahoma. Pour le Brent, le règlement à échéance est toujours uniquement financier.

Une cascade des prix en 2020 initiée par l’offre, amplifiée par la demande

2015 a vu les exploitations de gaz et pétrole de schiste renaître de leurs cendres grâce à un certains nombres d’améliorations techniques et technologiques, abaissant fortement les coûts de revient. Cette très forte remontée en puissance du schiste américain a permis au pays de devenir le premier producteur de pétrole au monde avec un très grand nombre de petits acteurs privés. Ces acteurs indépendants très agiles, a contrario des Majors, inondent les marchés et les prix ne se sont maintenus autour des 40$/bbl du fait des réductions de production consenties par les pays de l’OPEP.

A partir de janvier 2020 la situation commence à radicalement changer : un hiver globalement assez doux et des premiers signes de ralentissement économiques en Chine entraînent une tendance baissière sur les marchés pétroliers. Cette tendance s’accentue très fortement avec le confinement des populations en Chine et une mise à l’arrêt de l’économie. Le Brent passe de 65$/bbl au 1er janvier à 55$/bbl au 31 janvier.

L’OPEP et d’autres pays producteurs interviennent en mars pour tenter d’enrayer la baisse des prix via un accord de baisse globalisée de la production. Les compagnies nationales refusent d’avoir à supporter seules des fermetures de puits, tandis que les entreprises privées bénéficieraient à plein d’une remontée des prix. Aucun accord n’est ratifié à Vienne le 06 mars 2020 ;

L’Arabie saoudite et la Russie décident alors d’engager une guerre des prix afin de conquérir des parts de marché et d’étouffer les producteurs indépendants américains du schiste déjà très fortement endettés.  Les prix chutent de 40% en une semaine, à environ 30$/bbl. Un vent de panique commence à souffler sur l’industrie pétrolière américaine sous pression financière et qui trouve de moins en moins de débouchés pour son pétrole. Les confinements de population se généralisent, les économies tournent au ralenti. Les stocks à terre de pétrole sont au plus haut (80% de la capacité utile aux Etats-Unis) et les prix du stockage flottant explosent. Fin mars, environ 60 Mbbl sont stockés dans des tankers à travers le monde ; fin avril ce stockage passe la barre des 120 Mbbl tandis que les prix des tankers ont augmenté de 150%.

L’OPEC + finit par trouver un accord pour des réductions des volumes de production d’environ 10Mbbl/j (environ 10% de la production mondiale), pour mai et juin. Pour le restant de l’année 2020, les baisses de production seront de l’ordre de 8Mbbl/j. Le pacte accordé concernera, pour la première fois, des acteurs indépendants. Cependant, ces baisses sont jugées insuffisantes par les marchés pour compenser la baisse de consommation à l’échelle mondiale et les prix continuent de chuter. L’ensemble des Majors annoncent des réductions drastiques sur leurs CAPEX et OPEX via des stratégies similaires à celles suivies pour répondre à la crise de 2014. Total annonce une baisse des CAPEX de 3G$ (20% des investissements prévus) et va chercher 800M$ d’économie sur les OPEX. Certaines entreprises, telles ConocoPhillips et Continental, vont plus loin que des mesures financières et annoncent des fermetures de puits sur leurs assets de schiste américains. Il sera intéressant de voir si l’industrie pétrolière sera à nouveau capable de sensiblement baisser son point mort, après les cures d’amaigrissement sévère de 2014-2015 et si cela est suffisant alors que cette crise est avant tout une crise de la demande en produits pétroliers.

Le 20 avril 2020, à l’approche de l’échéance des futures pour livraison en mai, du fait du manque de capacité de stockage à Cushing et dans tout le pays, les prix du WTI s’effondrent jusqu’à -40$/bbl. La cotation pour livraison en juin se stabilise autour de 11$/bbl. Cette situation exceptionnelle s’explique en majeure partie par des facteurs endogènes aux Etats-Unis, à commencer par le manque de capacité de stockage. La surabondance de l’offre devient très claire et les conséquences sur l’économie réelle également. Des milliers d’emplois en Mer du Nord sont menacés chez les petits opérateurs et les sous-traitants ; des entreprises de forage se déclarent en faillite. D’autre part, les devises de pays en développement dont l’économie dépend essentiellement des exportations pétrolières dévissent et pourraient avoir de graves conséquences économiques.

Cours du Brent et WTI à clôture depuis janvier 2020

La crise actuelle, bien que mondiale, semble être plus aiguë aux Etats-Unis, où les conséquences d’un excès d’offre sont exacerbées par un marché physique contraint. L’ensemble des baisses de production des entreprises américaines concernent exclusivement des assets de schiste aux Etats-Unis. Il sera donc intéressant de voir si des acteurs européens, moins exposés sur ce marché sont capables de tirer leur épingle du jeu.  Cela pourrait se faire soit par la réalisation d’acquisitions opportunistes, soit en se servant de cette crise comme d’un catalyseur des stratégies de diversification des investissements (Shell a adopté une nouvelle stratégie visant à la neutralité carbone d’ici 2050 ; sur Q3 2020, Total a investi dans un important programme éolien au large du Pays de Galles, dans l’éolien onshore en France et vient d’y remporter un appel d’offre portant sur 135 MW d’électricité solaire).

Les entreprises parapétrolières, en particulier les sociétés de forage ou encore les EPC qui construisent les assets pétroliers, vont voir leur portefeuille de projets et les marges rediscutées poussant sans doute à une plus grande standardisation des constructions et des procédés, mais aussi à des risques de faillite pour les plus fragiles.

Les Majors américaines ne sont pas encore à la diversification. Elles continuent de miser essentiellement sur leurs actifs considérés comme à forte croissance et haute flexibilité dans le Permien et le Bakken sur leur territoire, alors qu’elles désinvestissent les champs de Mer du Nord, jugés trop matures et peu rentables.

On peut donc s’attendre au second semestre à une restructuration du secteur aux dépens des compagnies indépendantes les plus fragiles et endettées, tandis qu’en Mer du Nord de petits acteurs soutenus par des fonds d’investissement pourraient continuer leur expansion, animant un marché déjà en pleine effervescence.

Auteur

Younes Zinoun

Senior Consultant

Co-auteurs

Moise Tignon

Vice President

Hubert Clément

Principal

Emmanuel Ragon

Managing Consultant

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