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                        Le ministre iranien du pétrole, Nozari, vient d’informer le Marché que l’Iran venait de dépasser son record de production de pétrole brut, depuis l’évènement de la révolution islamique iranienne. La production s’est élevée hier, à 4.184 millions de barils  pour un quota OPEP de 3.82 millions de barils par jour, dont tout le monde se moque. D’après Nozari la production devrait atteindre 4.2 millions de barils avant la fin du mois de Mars.

          Le grand jeu du moment à l’OPEP c’est à celui qui produira le plus.

                                Les très fortes importations US de pétrole brut et de produits raffinés ont entraîné les stocks, la semaine dernière à la hausse. Les importations se sont élevées à 14.7 millions de barils par jour pour une valeur moyenne de 13.5 millions bl/jour. Cet accroissement de stock se retrouve dans les stocks de pétrole brut (+7.1 millions de barils) et dans les stocks d’essence (+3.6 millions de barils). Les stocks de fuel restent stables, ceux de propane baissent de 3.9 millions de barils.

           La forte montée des stocks de brut s’explique par une faible activité du raffinage.

            Ces résultats de stocks devraient tirer un peu plus les cours du brut WTI et Brent vers le bas.

Le Brent:

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Le WTI:

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                   Les profits des entreprises n’ont rien de méprisables. Elles sont condamnées à en faire, dans une économie de Marché, sous peine de disparaître. Le niveau de profit n’a non plus aucune pertinence pour juger de la qualité de telle ou telle entreprise. Les Groupes miniers internationaux du charbon, du fer ou des non ferreux, autrefois à la dérive, ne savent plus quoi faire de leurs profits, au point de se manger entre eux. Quel est le bon ratio de profitabilité? La question qui doit être posée me semble être plutôt la suivante: que fait telle entreprise de son cash?  Comment l’utilise-t-elle?

                        Elle a plusieurs options essentielles:

• mieux rémunérer son personnel et en accroître le nombre,
• investir dans la recherche, le marketing, la qualité, la production ou réaliser des acquisitions,
• mieux rémunérer ses actionnaires,
• jouer avec sa capitalisation boursière, par le rachat d’actions par exemple.

                             Qu’en est-il des Sociétés pétrolières internationales que sont Exxon-Mobil, Royal-Dutch Shell et BP sur la base de ces critères?

                      Je n’examinerai pas le bonheur ni le niveau de vie des employés qui doivent être corrects dans ces entreprises riches et en pénurie de main d’oeuvre qualifiée.

                        Par contre il est possible d’examiner la répartition du cash dégagé sur les trois autres postes. L’industrie pétrolière, si elle veut assurer sa mission première qui est de mettre à disposition du public des dérivés du gaz et du pétrole pour sa consommation énergétique, doit investir massivement, sous peine de pénurie imminente et cruelle. On constate que Shell avec plus de 70% de son cash investi en capital a bien pris conscience de cet impératif et que BP avec 65% se réveille et suit le même exemple. Par contre Exxon-Mobil, le chouchou des boursiers new yorkais, se prélasse à 37% de capital investi. Par contre il réalise des rachats d’actions colossaux, 28 milliards de dollars en 2007. Son approche industrielle est basée sur la qualité de ses investissements et non sur la quantité. Jusqu’à présent cela lui a bien réussi, mais il n’est pas sûr que par ces temps plus âpres, cette politique soit la bonne. L’avenir nous le dira.

                        Il est possible d’apporter ensuite ses propres jugements de valeur sur telle ou telle démarche industrielle. Pour un Américain moyen c’est Exxon-Mobil le modèle à suivre, pour un Français elles sont toutes condamnables, elles s’en mettent plein les poches alors on invente un nouveau poste d’utilisation du cash que j’avais volontairement omis de la liste:

• payer des taxes et des impôts exceptionnels "pour mieux défendre le consommateur" (sic. UFCQC)

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                           BP a su présenter des résultats opérationnels acceptables durant ces dernières années malgré une succession d’accidents perturbant fortement ses opérations. Citons l’explosion de la raffinerie de Texas City, la détérioration de la plateforme Thunder Horse par un ouragan, les fuites de pétrole de Prudhoé Bay en Alaska.   Les productions globales de liquides (pétrole + condensats) ont progressé entre 2002 et 2005 puis ont décru en 2006 et 2007. Le tableau est totalement différent si les productions de liquides de la filiale russe TNK-BP sont déduites. On obtient alors une production de liquides en régression continue depuis cinq ans.

               Pour juger de la performance de BP il faut donc examiner ses résultats opérationnels sans TNK – BP puis ajouter la participation financière de cette filiale, dont la pérennité dans les comptes de BP est loin d’être assurée. Il est alors simple de constater que tous les volumes de production régressent sur les cinq ans examinés. Les volumes raffinés perdent 23%, les productions de liquides hors TNK-BP perdent 19% et celles de gaz chutent de près de 12% durant cette période.

Ces résultats médiocres ont plusieurs causes parmi lesquelles il est possible de retenir:

• la déplétion des volumes de liquides (FIG.) et de gaz en Europe (Mer du Nord) et aux USA
• les investissements passés insuffisants (46% du cash flow des opérations en 2005)
• la non maîtrise des délais, parfois accidentelle. (Thunder Horse, Atlantis)
• la non maîtrise des opérations de raffinage et de la sécurité (Atlantic City).

                  La part de TNK-BP consolidée dans les résultats de BP correspond à 35% des volumes de liquides et 5% des volumes de gaz. Ces volumes interviennent au quatrième trimestre 2004 pour 752 millions de dollars dans le résultat de BP soit 17% du total de 4399 millions de dollars. Avant impôts et intérêts cette contribution est de 22%. La part de cette filiale russe est donc un élément important de la stature économique de BP. Quel que soit l’avenir incertain de cette participation de BP, il apparaît que le plus important concerne les autres actions du Groupe et plus particulièrement les mises en production de nouveaux champs dans le Golfe du Mexique et en Angola en particulier. 

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                       Il existe entre l’Arabie Saoudite et le Koweit une zone dite "Neutral zone" définie en 1965 par les deux pays. Elle s’étend sur terre sur 5800 km2 et se poursuit dans le Golfe persique. Cette zone produit 574 mille barils par jour d’huile lourde dont 300 mille en offshore. Le patron de la Kuwait Gulf Oil Company a déclaré que la capacité de production de cette zone allait être accrue de 50 mille barils par jour dans la partie onshore grâce à des injections de vapeur conduites par Chevron. Le taux de récupération des huiles lourdes pourrait ainsi passer de 5% à 40% a-t-il déclaré. Il a annoncé d’autre part que le Koweit était en discussions avec l’Iran pour trouver un accord d’exploitation de l’immense champ gazier de Dorra avant la fin de l’année, ce champ est sur une zone du Golfe où les trois nations ont des droits. Le Koweit a des besoins immenses en énergie pour produire l’électricité qui lui fait défaut.