Dimanche 22/09/2019

Top Header

Langues

Mouvements des prix pétroliers : moins pour plus ?

Fundamental Equity Buy Side Analyst Technology, Media, Telecom Europe

En bref :

  • Les pays de l'OPEP sont parvenus à un accord visant à réduire la production pétrolière, ce qui accélérera le rééquilibrage offre/demande sur le marché.
  • Cet accord représente un changement fondamental par rapport à la politique suivie précédemment par le cartel, qui consistait à exclure une partie de la concurrence (celle qui supportait des coûts de production plus élevés) en inondant le marché.
  • Les producteurs non-OPEP ont radicalement réduit leurs investissements dans les projets à venir afin de faire face à un environnement de prix pétroliers plus bas, ce qui ne manquera pas d'impacter la production non-OPEP hors USA dans les prochaines années. Nous continuons à penser qu'au vu de ce qui précède, le prix du pétrole va partir à la hausse et que les compagnies pétrolières européennes intégrées seront en mesure de maintenir leurs dividendes.


L'annonce

Fin septembre, à la surprise générale, l'OPEP a annoncé une baisse de la production allant de 0,7 millions de barils par jour (mb/j) à 1,2 mb/j en vue d'accélérer le rééquilibrage de l'industrie pétrolière. Le cartel prend ainsi, sans équivoque, ses distances par rapport à la stratégie de gains de parts de marché qu'il suivait depuis novembre 2014.

Si l'information était clairement positive, de nombreux commentateurs sont restés sceptiques quant aux modalités d'application de cet ambitieux objectif, et à la probabilité de voir les membres du cartel se mettre d'accord sur le partage des coûts.

La semaine dernière, l'OPEP a finalement fourni les détails manquants au sujet de cette baisse de production, surprenant à nouveau les commentateurs en s'entendant sur une réduction de la production correspondant au maximum précédemment annoncé, et en révélant l'engagement des pays non-OPEP à restreindre leur propre production de 0,6 mb/j supplémentaires.

Cette réduction (1,8 mb/j en tout) est considérable, et renverra l'équilibre pétrolier du côté déficitaire (demande supérieure à l'offre) dès le début de l'année prochaine, alors que nos précédentes prévisions tablaient sur un rééquilibrage au cours du second semestre 2017. Les inventaires pétroliers internationaux reprendront donc leur long processus de normalisation pour renouer avec leur moyenne historique.
 

La politique précédente a-t-elle atteint son but ?

Le but ouvertement admis de la précédente politique de l'OPEP consistait à contraindre les producteurs ayant des coûts élevés à juguler leurs investissements et à exclure la production non-économique du marché. En ce qui nous concerne, nous sommes d'avis que la stratégie de parts de marché de l'OPEP (autrement dit, de l'Arabie Saoudite) a parfaitement fonctionné, même si c'est au prix d'intenses souffrances économiques intérieures : l'Arabie Saoudite accuse un déficit budgétaire de plus de 10% depuis sa décision de ne pas freiner sa production en novembre 2014.

Cette stratégie a permis à l'OPEP de transformer une croissance de la production annuelle non-OPEP de 2,6 mb/j en 2014 en déclin annuel de 0,9 mb/j tout en augmentant significativement sa production dans le même temps. Les chiffres indiquent donc clairement que la stratégie de parts de marché de l'OPEP a fonctionné.

Le temps est venu de réinvestir

Ce déclin de la production non-OPEP a surtout résulté d'une impressionnante réduction des investissements - environ -25% en 2015 et 2016 -, correspondant à des tentatives désespérées des compagnies pétrolières pour adapter leur modèle économique à un environnement de prix pétroliers bas (les projets rentables étant moins nombreux quand les prix sont bas, une compagnie investira moins) et pour protéger leur sacro-saint dividende sans trop impacter leur bilan.

Le problème est que pour l'instant, on ne prévoit pour 2017 aucune accélération notable des investissements chez les acteurs conventionnels, qui ne sont disposés à investir que dans des projets offrant un retour de plus de 15% dans un scénario où le pétrole s'afficherait à 50-60 USD par baril. Inutile de préciser que les projets conventionnels offrant ce type de retour sur investissement n'abondent guère à 50-60 USD. Par conséquent, dans l'avenir prévisible, les compagnies pétrolières internationales resteront sélectives dans leurs décisions d'investissement afin d'éviter de reproduire les erreurs du passé en investissant dans des projets moins résilients sur la base d'hypothèses de prix pétroliers peu réalistes (hausse perpétuelle des prix).

Selon nous, cette absence d'investissement dans les projets conventionnels aura d'importantes implications négatives pour le profil de production non-OPEP non-US dans les 5 prochaines années (sachant qu'il faut généralement entre 3 et 5 ans pour développer un nouveau champ pétrolier). Cette absence d'investissements conventionnels devra être compensée par une augmentation significative de la production issue du cycle court (schiste US) et une nouvelle production OPEP afin de maintenir l'équilibre entre offre et demande.

De plus, nous estimons que le pétrole de schiste n'est pas aussi homogène (le break-even n'est pas le même partout) que ce que beaucoup pensent, et que le récent déclin du break-even « schiste » inclut une forte proportion de facteurs cycliques qui devraient s'inverser dès que l'activité reprendra vigueur (poussant le prix du break-even à la hausse).

Ainsi, nous pensons que si pour rendre attrayants les investissements à long terme plus élevés (dans des projets conventionnels et schiste), il faudra que le prix du pétrole continue d'augmenter (ce qui pourrait expliquer en partie le récent changement de stratégie de l'OPEP) ; nous restons donc optimistes quant à l'orientation de ce produit de base pour les années à venir, conformément à l'opinion que nous formulions en début d'année.

Mail