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                             Le Brésil tire une large partie de sa puissance économique de ses ressources naturelles, avec les minerais de fer, la bauxite et le pétrole. L’effondrement des cours des "commodities" constitue pour ce pays  un formidable coup de frein à son développement. C’est l’autre côté de la médaille. Compte tenu des cours actuels du pétrole et du prix des emprunts accordés à la pétrolière d’Etat Petrobras, il est clair qu’il faut couper dans les dépenses d’investissements. Certains des investissements en offshore profond nécessaires au développement des ressources pétrolières ne sont plus opportuns, ils ne sont plus rentables. Il faudra investir des centaines de milliards de dollars pour extraire les larges réserves offshore de ce pays. En attendant des jours meilleurs,  Petrobras voudrait réduire ses investissements pour 2009 de 20%, à 16 milliards de dollars, mais la publication des chiffres du Plan à 5 ans a été reportée faute d’accord avec l’Administration. Le Président Lula da Silva avec son programme "pour l’Accélération de la Croissance" comptait beaucoup sur les dépenses de Petrobras pour supporter son programme, par la construction de raffineries de pétrole dans la région pauvre du Nordeste par exemple. Les discussions entre les dirigeants de Petrobras et son Administration de tutelle se poursuivent.

Le 22 Décembre 2008.

                        Les cours du pétrole à 40 dollars le baril constituent une formidable potion magique pour faire baisser la fièvre de la crise économique mondiale dans les pays les plus développés. La baisse des prix des carburants à la pompe dans les pays consommateurs de pétrole est identique à une baisse d’impôts immédiate à la consommation de plusieurs centaines de milliards de dollars. Pour l’OCDE qui consomme 48 millions de barils par jour, cette baisse de 40$ par rapport à un niveau d’équilibre de 80$/baril correspond à une baisse mensuelle des prix des produits pétroliers de 57 milliards de dollars, soit 57 dollars par habitant. Mais cette baisse est ponctionnée sur les pays producteurs de pétrole et sur les Groupes pétroliers qui vont voir leurs fabuleux profits fondre comme neige au soleil. Un tel niveau de prix conjoncturellement bienvenu pour certains, attribuable à une spéculation jouant la remontée à terme des cours et faisant gonfler les stocks physiques de brut, n’est pas supportable sur une longue période.

Quelles sont les principales raisons de ce manque de pérennité de niveaux de cours très bas?

On peut en citer quatre:

-la reprise conjoncturelle des consommations, inexorablement encouragée par des prix bradés des carburants; elle s’amorce aux Etats-Unis (LIRE),

– la limitation des stocks physiques et leur coût: quand tous les tankers seront pleins de pétrole en attendant des jours meilleurs, il faudra bien que le stockage se ralentisse sous l’impact de la montée des prix des moyens de stockage devenus rares,

-la raréfaction des livraisons de pétrole dues aux restrictions de production de l’OPEP et de ses alliés du moment,

– l’arrêt des investissements ou parfois même des exploitations dans les zones les plus chères et par les pétrolières indépendantes ou les Etats les plus fragiles. La pénurie en capitaux et la baisse des prix du pétrole ont déjà provoqué l’arrêt de nombreux projets. Un classement réalisé par le CERA des cours minimum permettant de financer un nouveau projet dans diverses zones est intéressant à analyser (FIG.). Il tient compte des conditions actuelles de coût de sous-traitances et des taxes ou impôts prélevés par chacun des pays possédant les gisements. Les huiles lourdes du Bassin de l’Orénoque plombées par les taxes de Chavez et la complexité des procédés sont disqualifiées pour longtemps. Il n’est même pas sûr que l’exploitation dégage des marges brutes en ce moment. Les sables bitumineux de l’Alberta attendront une baisse des impôts, une baisse des prix de sous-traitance et des cours vers les 80 dollars. La aussi l’équation de l’Administration de l’Alberta est d’éviter l’arrêt des productions en cours. Les gisements offshore de la Mer du Nord, du Brésil, du Golfe du Mexique, de l’Angola qui concernent de nombreux nouveaux projets ne sont jouables qu’avec un brut à 60 où 70 dollars le baril. Avec les cours actuels seuls les nouveaux projets chinois, saoudiens ou libyens sont abordables. Or on sait que les Saoudiens ont arrêté tous leurs nouveaux projets dans le cadre des restrictions de quotas de production de l’OPEP. Le CERA estime que jusqu’à 40% des projets pourraient être menacés de report ou d’annulation pour des raisons de cash.

                       L’industrie pétrolière que ce soit en amont ou en aval de ses activités risque de souffrir dans les mois à venir d’un formidable coup d’accordéon à la baisse des capitaux investis pour des raisons économiques ou politiques. Ce phénomène entraînera à coup sûr, dans trois à cinq ans, une pénurie de nouvelles mises en production et une possible pénurie de pétrole.

                      Cette problématique du Stop and Go dans cette industrie lourde devrait inciter ceux qui nous gouvernent à se pencher sur les processus d’établissements des cours sur le NYMEX à New York ou sur l’ICE à Londres. Une restriction d’accès aux seuls professionnels, l’obligation de dépôts de garantie importants pour les hedgers, des limitations de volumes échangés, devraient permettre de réduire la variabilité (ratio de l’écart type sur la moyenne), des cours du pétrole et du gaz  qui reflèteraient ainsi un peu mieux l’état du marché physique.

Le 21 Décembre 2008.

Remarque aux auteurs francophones: en parlant de variabilité au lieu de volatilité vous serez statistiquement plus rigoureux et surtout vous  éviterez de commettre l’erreur impardonnable de traduire l’anglais "volatile" par le substantif de basse-cour volatile. Le coq est un volatile, mais l’éther est un liquide volatil. 

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                      Le Cambridge Energy Research Associates qui a toujours affirmé qu’il y avait du pétrole disponible dans le monde et que les cours extrêmes atteints cet été n’avaient aucune base rationnelle, à fait l’objet d’attaques sordides, dignes des procès en sorcellerie d’un autre temps, de la part d’adeptes de théories géologiques schématiques. La crise spéculative à la hausse passée, les affirmations du CERA retrouvent toute  leur crédibilité. Cet organisme vient de présenter ses dernières hypothèses concernant le marché du pétrole mondial à l’horizon 2020 lors d’un Meeting à Londres organisé par le Ministère de l’Energie britannique et le Ministre du Pétrole de l’Arabie Saoudite. Le CERA affirme aujourd’hui que les consommations de pétrole avec une décroissance en 2009 et une légère croissance en 2010, vont rester globalement stables jusque là, puis reprendront leur croissance. Cette stabilité va s’accompagner d’un accroissement des réserves disponibles qui va peser sur les prix (FIG.).

                      Nul ne peut certifier aujourd’hui que les consommations mondiales vont reprendre leur croissance à partir de 2011 ou 2012, puisqu’elles vont essentiellement dépendre du comportement des pays de l’OCDE et de son milliard d’habitants. Le CERA conserve une vision américaine du problème qui associe évolution du PIB et consommation de pétrole, bien qu’il note la nouvelle aversion des américains aux voitures consommatrices en carburants et polluantes. Cette constatation l’amène à prévoir des consommations en carburants aux Etats-Unis en décroissance avec une part des biocarburants en augmentation (FIG.II). Mais le CERA n’explicite pas le comportement de l’ensemble des pays de l’OCDE.

            Les Instituts américains n’ont pas encore totalement intégré et quantifié ce que pourrait-être une vraie politique américaine d’économies d’énergies dans les transports, promue et accompagnée par l’Administration. Il leur faudra encore quelques années pour se convaincre que les voitures américaines pourraient rouler tout autant, avec la même sécurité et le même confort, en ne consommant que 4 ou 5 millions de barils par jour de carburants.

Le 21 Décembre 2008.

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                   E-On le géant allemand du gaz et de l’électricité doit désinvestir 5000 MW de capacité de production en Allemagne, comme le lui a ordonné la Commission Européenne, en raison d’une trop forte position dominante dans ce pays. Ceci explique la prise de décision par GDF -Suez et par E-On de vouloir échanger des actifs et des droits de tirages d’énergies sur leurs centrales électriques respectives. Le swap va porter de part et d’autre sur une puissance de l’ordre de 1700 MW. Par cette opération E-On va entrer sur le Marché belge de l’électricité avec 12% de part de marché et désinvestir en Allemagne comme la Commission Européenne le lui a demandé. De façon symétrique GDF-Suez déjà présent en Allemagne va renforcer sa position sur cet important marché et Gérard Mestrallet montre à l’Administration belge qu’il joue le jeu de la concurrence.

                       Mais en analysant les échanges entre les deux Groupes, ont s’aperçoit que certains droits de tirages de puissance sont accordés sur des centrales nucléaires dont la fermeture est théoriquement très proche. Les réacteurs de Doel 1 et 2 en Belgique ont des licences d’exploitation de 40 ans, jusqu’en 2014 et 2015; la centrale allemande d’Unterweser doit fermer en 2012 et celles de Krummel et de Gundremmingen doivent s’arrêter en 2015 après 32 ans de bons et loyaux services. Ces accords seraient-ils, en plus, une astuce pour mettre un peu plus la pression, le moment venu, pour porter la durée de vie de ces centrales belges et allemandes au standard international qui est de 60 ans?  De toutes les façons ni la Belgique, ni l’Allemagne ne sont en train de préparer la relève de ces unités. Le choix se fera donc, le moment venu, entre  la poursuite de l’exploitation des centrales nucléaires ou la nuit. Devinez ce que choisiront les sympathiques citoyens belges et allemands concernés!

                    D’autre part, toujours dans le cadre de la cession de parts de marché par E-On, cet électricien et son homologue EnBW, proche d’EDF, sont semble-t-il tombés d’accord pour la cession à EnBW de deux centrales au lignite Lippendorf (446 MW) et au charbon Bexbach (79 MW) qui devrait avoir lieu en 2009.

                   Dans tout cela, une chose certaine: les échanges de centrales polluantes au lignite ou au charbon entre électriciens ne feront pas réduire les émissions de CO2  de l’Allemagne qui s’élevaient à 860 millions de tonnes en 2007.

Le 20 Décembre 2008

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                        Après bien des vicissitudes, cette plateforme offshore du Golfe du Mexique, fortement abimée par l’ouragan Dennis en 2005, est en train de monter en production nous informe le pétrolier BP. Elle en serait à 200 mille barils équivalents par jour de production de pétrole et de gaz. Son objectif est d’atteindre 250 mille barils par jour de pétrole associé à du gaz. Cette performance tant attendue par BP et son comparse Exxon qui possède 25% des droits, doit être mise en perspective avec la montée en production des gisements offshore du Golfe du Mexique. Pour 2010, l’Energy Information administration prévoit qu’avec la montée en production des trois grandes plateformes offshore Thunder Horse (250 mille bl/jour), Atlantis (200 mille bl/jour) et Tahiti (125 mille bl/jour) les productions de ces trois plateformes seront sensiblement équivalentes à celles de la Californie (FIG.). Les Etats-Unis voient ainsi arriver en production des investissements décidés il y a cinq ans. Les décisions d »arrêt des dépenses d’aujourd’hui ne verront leurs conséquences que d’ici plusieurs années. C’est le cycle de 5 ans chers aux économistes mais qui ne provient que des modes délirants d’établissement des cours des matières premières dont ceux du pétrole et du gaz, manipulés par la spéculation et incompatibles avec des politiques industrielles constantes et de long terme.

Le 20 Décembre 2008.