Catégorie : énergie fossile

                  Après BP et Conoco-Phillips, voilà Royal Dutch Shell qui publie des résultats de productions trimestriels en retrait. Les productions de liquides du T3, les plus importantes financièrement, à 1874 kbl/j ont baissé de 1,8% par rapport au T2 et de 8,8% par rapport au T3 2006. Les productions de liquides issues des sables bitumineux stagnent à 82 kbl/j. Les productions d’Europe et des USA ont poursuivi leur baisse inexorable (-50 kbl/j) par contre les productions africaines ont progressé (+28 kbl/j)

Les productions de gaz, à 1263 kbl/j, sont en baisse de 0,6% par rapport au T2 et sont en hausse de 5,5% par rapport au T3 2006 qui avait été très mauvais (FIG.I).

Par contre le raffinage à 3887 kbl/j se maintient au niveau de l’an dernier.

Malgré ces résultats opérationnels décevants RDS réalise un profit trimestriel de près de 7 milliards de dollars et génère un cash opérationnel de plus de 9 milliards de dollars. La montée des cours efface les faiblesses opérationnelles.

                    Le pétrole BRENT européen est un indice calculé à partir d’un panier de diverses qualités de pétroles de la Mer du Nord (le Brent Crude, le Brent Sweet Light Crude, le Oseberg et le Forties) il a une teneur en Soufre moyenne légèrement supérieure à celle du WTI américain. Il est coté à Londres sur l’ICE (International Petroleum Exchange). Le WTI est coté sur le NYMEX à New-York, il est physiquement stocké dans une bourgade de l’Oklahoma, située à 250 miles au nord de Dallas, Cushing. Le baril de BRENT présente traditionnellement une décote de un à trois dollars par rapport au baril WTI.

                   Mais dans certaines occasions on peut avoir des changements de signes dans la prime de l’un par rapport à l’autre (spread) qui accentuent les variations de cours. C’est ce qui s’est passé cette année.

               A partir du mois de Mars, en raison d’une panne d’une raffinerie de la région, les stocks de brut à Cushing se sont mis à croître et le nombre de transactions à baisser. En conséquence, les cours du WTI sur le NYMEX se sont stabilisés alors que ceux du BRENT en Europe poursuivaient leur croissance. La différence entre les cours du BRENT et ceux du WTI est alors devenue positive pour atteindre plus de six dollars de différence(FIG.I).

               Cette perte de leadership du WTI a même fait douter les spécialistes , pendant un instant, du rôle international des cours du WTI sur les autres marchés. C’était devenu un marché "régional". Mais les stocks de Cushing se réduisant, durant les mois de Juillet et Août, et la saison des ouragans revenue, le WTI reprit promptement son avantage, pour monter même à plus de six dollars au-dessus du BRENT.

                 On voit par cet exemple la formidable volatilité des cours du pétrole, mais on apprend aussi que l’existence d’un "spread" trop fort entre les deux est le signe d’une extravagance passagère qui sera rapidement corrigée. Le suivi des deux cours, WTI et BRENT, est donc nécessaire pour détecter ces anomalies.

                Pour nous, Européens, il n’est pas simple de regarder la Terre sous l’angle de la Ceinture du Pacifique ("Pacific Rim"). Généralement nos planisphères, centrées sur l’Océan Atlantique, la coupent en deux. Et pourtant il y a, tout autour, ce qui se fait de plus prestigieux . Des USA au Canada et l’Alaska, on passe à la Russie, le Japon, la Corée, la Chine, le Viêt-Nam, la Malaysie, l’Indonésie, l’Australie. Formidable plateforme à quelques encablures de l’Océan Indien et donc de l’Inde et du Moyen-Orient. L’Europe devient alors une contrée isolée, tout en haut à gauche, avec ses peuplades fatiguées et craintives.

Nous allons montrer la logique de certains évènements, dans le secteur de l’énergie, en adoptant cet éclairage géopolitique.

Regardons tout d’abord les conséquences de la fusion, en 2006, dans le japonais Toshiba, de Westinghouse Electric, le grand spécialiste américain des équipements électro-nucléaires à eau sous pression (PWR). Vu de France on se demandait ce que Toshiba voulait faire de cette acquisition de plus de cinq milliards de dollars. Mais quand on connait la boulimie énergétique de la Chine et des pays environnants, on comprend mieux cette alliance et ses succès immédiats, dans la vente de centrales électronucléaires. Toshiba a acheté l’influente carte de visite américaine, il apporte sa caution asiatique. Areva et Siemens sont trop loin, trop exotiques pour pénétrer ces marchés, sinon de façon marginale. Le projet de fusion Areva-Alstom, dont on voit mal la composante géopolitique, doit faire imperceptiblement sourire son concurrent nippon. Hi, hi!

Pour ce qui concerne le marché des produits pétroliers, il y a là une Zone stratégique évidente. C’est par elle que passe une large partie du traffic pétrolier mondial en provenance du Moyen-Orient, du Viêt-Nam  ou de l’Alaska. C’est aussi une grande zone d’échange de gaz naturel liquéfié (GNL) comme on peut le voir sur la carte. Les productions se concentrent en Malaysie, en Russie et en Alaska, les consommations en Corée, au Japon et demain en Chine.

             Un grand projet de gazoduc entre les gisements au Nord de l’Alaska (North Slopes) et le Canada pour déservir les réseaux de gaz des USA est en cours d’appel d’offre. Ce projet ne plait pas aux autochtones parce qu’il n’apporte que bien peu de valeur ajoutée à l’Alaska. Une contre proposition a été réalisée par BG Group, société cotée à Londres, pour liquéfier le gaz en Alaska et pouvoir ainsi desservir toutes les Nations de la Ceinture du Pacifique. Cette alternative, bien accueillie, a fait un certain bruit dans le Landernau de l’Alaska.

L’agence Bloomberg, jouant a son jeu de prévisionniste, à l’aide de 16 réponses d’experts avait prévu un accroissement hebdomadaire des stocks de brut de 963000 barils et d’essence de 475000 barils, à partir de la médiane des réponses. Ces prévisions, associées à des accroissement de production de l’OPEP, expliqueraient le retrait de cours par rapport à un plus haut de la semaine dernière. Les résultats sont "as usual" totalement faux.

Les stocks de brut ont baissé de 5,3 millions de barils.

Les stocks d’essence ont baissé de 2 millions de barils.

La raison essentielle de ces baisses est le faible niveau des importations et de brut et d’essence.

La prévision des variation hebdomadaires des stocks de produits pétroliers US relève de la divination… ou du charlatanisme. Mais elle influe sur l’orientation des cours.

Le prix du pétrole comprend une part spéculative, ou de risque marché, qui s’ajoute à un prix de base théorique. Pour connaître l’une de ces deux composantes, il faut connaître l’autre. La part spéculative est éminemment variable, fonction des humeurs de Marché et des évènements géopolitiques. Il est donc préférable d’essayer de chiffrer le prix de base théorique du baril de pétrole. Ce prix marginal peut être déduit des productions les plus chères qui, si elles venaient à manquer, entraîneraient une pénurie sur le Marché.

Nous allons examiner le cas du Marché nord américain.

Sur ce Marché,  on peut penser que ce prix est fixé par le coût complet du baril de pétrole extrait des sables bitumineux de l’Alberta. Un groupe canadien spécialisé dans ces productions, EnCana, a publié en 2006, la structure de coût de ce produit. Pour un baril de produit fini, obtenu avec du bitume dilué par un solvant et acheminé à la raffinerie, il se décompose comme suit:

Extraction du bitume ———-5$

Diluant ————————–22$

Transport à la raffinerie ——-3$

Raffinage ————————-4$

Marge —————————-20$

Soit un total de 54$ par baril en 2006. Une actualisation du prix du diluant, venant du pétrole, conduit à un prix plancher actualisé de l’ordre de 60$ par baril.

Avec un cours au plus haut en Octobre à 90$/bl la prime de risque à donc atteint 30$/bl. Pour un prix moyen actualisé à 75$/bl la prime de risque est de 15$. On retrouve ainsi la plage de fluctuation des cours de + ou – 15$ autour de la moyenne.

          Les cours du pétrole ont un caractère cyclothymique parfois destabilisant pour le non initié. Il faut dire qu’ils viennent de très loin, depuis Janvier 2002, quand le baril de WTI valait vingt dollars.

          Alors ces cours progressent par poussées de fièvre parfois logiques, lors du passage du cyclone Katrina par exemple, mais parfois inattendues comme celle que nous venons de subir avec un pétrole brut franchissant un nouveau plus haut à 90$ le baril, alors qu’il venait d’un plus bas de 20 mois, à 50$ le baril, en Janvier 2007.

Pour mieux analyser le phénomène des variations de cours il est préférable de les décomposer en plusieurs termes. C’est ce que nous allons faire.

Tout d’abord les cours croissent en moyenne, depuis plus de quatre ans, d’un peu plus de 8$ par an (FIG.I). 

Pour analyser les fluctuations des cours de courtes périodes il est pratique d’enlever cette composante linéaire en étudiant la différence entre le cours réel et le cours moyen théorique. Par exemple, en ce moment, le cours de la droite de régression moyenne est de 74,5$ on va donc étudier la différence entre cette valeur et la valeur réelle. On obtient ainsi la FIG.II, où il est possible de représenter les variations relatives de cours par rapport à la moyenne mobile, mais ramenées sur un axe horizontal.

On remarque que les cours varient dans des limites de + ou – 15$ par rapport à la moyenne mobile linéaire. Il existe une fluctuation de longue période (deux ans) de type sinusoïdal au cours de laquelle les cours passent alternativement d’un côté de la moyenne à l’autre tous les ans. Ce phénomène traduit l’humeur globale du marché. Il est passé cette année d’une phase optimiste à une phase haussière au mois de Septembre avec l’arrivée des cyclones aux USA.

Puis on peut distinguer des variations de périodes plus brèves qui correspondent à des évènements plus ou moins marquants. On peut distinguer les cyclones de l’été 2005, dont Katrina, le conflit libanais, l’hiver doux et tardif de 2006/2007, ainsi que l’impact éphémère de la crise du "subprime".

La poussée des cours des mois de Septembre et Octobre n’est donc pas inhabituelle en amplitude, mais ce qui intrigue le plus c’est l’absence de cause bien identifiée. Il semble que le Marché se saisisse de n’importe quel prétexte pour faire flamber les cours. Peut-être a-t-il acquit la conviction que les premières pénuries réelles en ressources pétrolières sont attendues, pour dans quelques années.

             BP vient de publier ses résultats opérationnels et financiers du troisième trimestre. Ils sont globalement très décevants, avec une baisse des résultats de près de 3 milliards de dollars par rapport au T2.

             Les volumes de production de "liquides" sont en baisse de 6,4% par rapport à ceux du trimestre précédent à 2292 kbl/j avec une baisse des productions journalières de 157 kbl. Les productions en UK et aux USA sont en particulier en fort retrait ( -67 et -57 kbl/j respectivement). Les volumes de productions de gaz sont stables à 1359 kbl/j et ne rattrapent donc pas une partie des pertes réalisées sur les liquides.

           Le raffinage ne s’est pas rétabli en volume (2148 kbl/j) en raison de désinvestissements, et les marges de raffinage  se sont écroulées en passant de 16 $/bl à 8 $/bl.

         Toutes ces données opérationnelles montrent un groupe qui perd inexorablement des parts de marché, sûrement en raison d’une politique d’investissements en exploration et production timorée, durant les années précédentes.

          Cela pose le problème global de l’évolution de l’industrie pétrolière indépendante qui devra reprendre, tôt ou tard, le chemin des fusions acquisitions. BP devrait être un des premiers concernés.

               La consommation d’essence des Etats-Unis, qui s’élève à 9,5 millions de barils par jour, représente 45% de la demande globale US en produits raffinés. C’est une part importante (9,5/84,4 soit 11%) de la consommation mondiale de produits pétroliers. En raison de capacités de raffinage limitées les USA importent 12% de cette essence (un million de barils par jour). Nous allons examiner plus en détail la croissance de la consommation US depuis huit ans et essayer de dégager un indicateur avancé du mode de vie des citoyens américains.

                La variation annuelle de la consommation US d’essence est donc un paramètre du premier ordre pour déterminer l’évolution du marché, la formation des cours des produits raffinés et de ceux du pétrole brut. Mais c’est aussi un indicateur du mode de vie des Américains, puisque cette consommation dépend pour une grande part du nombre de véhicules en circulation, de leur consommation moyenne et de la longueur du parcours moyen annuel de l’automobiliste américain.

                Le Department of Energy (DOE) publie les consommations hebdomadaires et mensuelles d’essence sur le territoire américain. Les valeurs mensuelles depuis Janvier 2000 sont représentées (FIG. I).

Il est difficile en cours d’année de comparer la consommation d’essence à celle des années précédentes en raison de la variabilité des données d’une semaine à l’autre ou d’un mois à l’autre.

                On remarque que la courbe historique présente chaque année un pic de consommation vers les mois de Juillet et Août. Il correspond à la « driving season », période durant laquelle les familles US (et Canadiennes)  peuvent parcourir plusieurs centaines ou milliers de miles pour aller rendre visite à leur famille ou prendre du bon temps en Floride ou en Californie. C’est la ruée vers les rivages de la « Sun Belt ».

                Sur la FIG. II, sont représentées les consommations moyennes journalières durant les seuls mois de Juillet et Août entre 2000 et 2007.

                Cet indicateur avancé montre que, durant l’été 2007, les Citoyens Américains automobilistes n’ont pas fondamentalement modifié leur mode de vie.

                Leur nombre s’accroît de 1% l’an, en partie en raison de l’immigration et le nombre de voitures suit cette tendance. La réduction de consommation par véhicule semble donc pour l’instant très faible.

                Cet indicateur avancé qu’est la consommation estivale d’essence, semble être, apparemment, en contradiction avec l’annonce de la baisse de génération de CO₂ par les USA en 2006. En fait, la raison majeure de cette baisse est imputable à l’arrivée tardive de l’hiver  qui a repoussé les fortes consommations de gasoil, de propane et de gaz naturel en début 2007. En contrepartie, les statistiques 2007 devraient montrer une très forte croissance de la production de CO₂ aux USA, surtout si l’hiver 2007 est précoce.

                En conclusion, la consommation estivale (Juillet et Août) des automobilistes américains, mesurée depuis 2000, est toujours croissante. Le rythme de croissance semble cependant s’infléchir légèrement. La croissance du parc automobile de 1% par an environ n’est pas totalement compensée par la réduction des consommations individuelles. Certains citoyens US ont pris conscience des problèmes posés par les émissions de Carbone, mais ils n’ont pas encore mis leur mode de vie en accord avec leurs convictions, sur ce sujet.

                Certains économistes français annoncent trop vite que la consommation de produits pétroliers décroît aux USA. C’est faux, elle croît.