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Le marché pétrolier souffre d’un déséquilibre historique entre l’offre et la demande déclenché par la pandémie.
Nous vivons avec le concept de taux d'intérêt négatifs depuis la grande crise financière de 2008/2009. La semaine dernière, la crise de COVID-19 a brièvement introduit l'idée d’un baril de pétrole brut en dessous de zéro, certains acheteurs étant payés pour la première fois pour accepter des livraisons. Le confinement dû à la pandémie a réduit la demande de pétrole et la production n'a pas suivi, remplissant rapidement les installations de stockage disponibles et créant un excédent spectaculaire.
La semaine dernière, seul le prix du pétrole américain West Texas Intermediate (WTI) était en territoire négatif. Sur le marché pétrolier, le baril de WTI et le baril de Brent constituent les deux références principales. Le Brent de la mer du Nord représente l’indice de référence pour environ deux tiers de la production mondiale. Il présente l'avantage de coûts de transport peu élevés, car son extraction en mer facilite son expédition. Quant au WTI, dont le prix est fixé à Cushing, en Oklahoma, il provient principalement du Texas, du Dakota du Nord et de la Louisiane, et constitue la référence pour la production américaine. Les deux bruts possèdent des propriétés similaires, à savoir une faible densité et une faible teneur en soufre, ce qui les rend bien adaptés au raffinage en essence. Avant l'explosion de la production américaine de schiste depuis 2010, qui a propulsé les États-Unis au rang du premier producteur mondial en 2018, le brut de Brent se négociait avec une légère décote par rapport au WTI. Alors que le Brent est historiquement plus exposé aux tensions géopolitiques, le WTI a souffert d'un manque d'investissement dans les infrastructures de transport et des goulots d'étranglement qui en découlent.
Jusqu’à la semaine dernière, les deux indices de référence évoluaient souvent en tandem (voir graphique 1). En théorie, les prix du Brent devraient bénéficier d'un certain effet d’amortissement par rapport aux baisses subies par le WTI, car les contrats à terme sont réglés à des dates légèrement différentes et au comptant. Par ailleurs, ils n’ont pas les mêmes contraintes d'infrastructure et de stockage physique. Cependant, cela ne suffit pas à les mettre à l'abri des effets de contagion.
Si l'effondrement historique des cours est sans doute dû à une convergence inédite de plusieurs facteurs – quasi-saturation des capacités de stockage à Cushing, échéance des contrats à terme et effondrement de la demande déclenché par le coronavirus – nous ne pouvons ignorer les implications plus larges pour l'industrie pétrolière.
Le baril de WTI pour livraison en mai s'est négocié pour la première fois en dessous de zéro le 20 avril, la veille du dernier jour de négociation des contrats à terme pour livraison en mai. Les contrats se sont ensuite effondrés jusqu'à -40,32 USD le baril, car les spéculateurs, incapables d’exécuter une livraison physique, ont dû payer d'autres opérateurs pour acheter leurs contrats. Le contrat WTI pour livraison en juin a également chuté et le Brent s'est négocié à un plus bas de 15,98 dollars le baril.
Les économies mondiales étant largement paralysées depuis la mi-mars, le marché du pétrole manque de capacité de stockage. Si la demande ne rebondit pas en mai et juin, les limites physiques de stockage pourraient être atteintes d'ici la fin du trimestre. Les réservoirs de Cushing, qui stockent une grande partie du brut WTI, détiennent maintenant près de 60 millions de barils, soit l'équivalent des quatre cinquièmes de leur capacité. Compte tenu du déséquilibre actuel du marché pétrolier, ils pourraient être saturés avant la mi-mai. Le stockage maritime a atteint un record de 160 millions de barils la semaine dernière, avec des taux journaliers records.
Les producteurs de pétrole ont essayé de soutenir les cours. L'Organisation des pays exportateurs de pétrole (OPEP) et la Russie se sont engagés le 12 avril à une réduction de la production de 9,7 millions de barils par jour en mai et juin, un record. Dans l'ensemble, les plus grands producteurs mondiaux ont maintenant accepté de réduire leur production d'environ 13 millions de barils par jour à partir du 1er mai. Ce chiffre comprend une réduction de 3 millions de barils par jour par les États-Unis. En outre, le gouvernement américain s'est engagé à acheter jusqu'à 75 millions de barils pour alimenter la réserve stratégique du pays.
Force est toutefois de constater que l’on est loin des montants nécessaires pour équilibrer l’offre et la demande. En effet, l’Agence Internationale de l’Energie (AIE) a estimé que l’effondrement de la demande représente un tiers de la production globale, soit près de 30 mn de barils par jour en avril.
Les États-Unis ont également tenté de faire monter les prix. Le président Donald Trump prépare un blocage des importations ou des droits de douane, et a menacé d'«abattre» les navires iraniens qui s'approcheraient des navires américains dans le Golfe. Le sénateur texan Ted Cruz s'est joint à l'opération, en adressant un tweet en lettres majuscules «FAITES REPARTIR CES TANKERS D’OU ILS VIENNENT», destiné au brut saoudien qui s'approchait des côtes américaines.
Les États-Unis sont le premier producteur mondial de pétrole depuis 2018, un statut si récent que les hypothèses remontant aux années 1970 selon lesquelles les prix bas représentent un soutien pour l'économie américaine sont encore largement répandues; il s’agit là d’une idée fausse. Pas plus tard que le 9 mars, M. Trump a qualifié la décision de la Russie d’abandonner ses engagements d’alignement de production sur celle de l’OPEP de «bonne pour le consommateur». Une décision suivie par un effondrement des prix du pétrole.
Lorsque l'impact sur la demande de la pandémie de COVID-19 s’atténuera, l'alliance OPEP+ pourrait retirer son soutien aux prix et gérer la production. Sur un horizon de douze mois, nous tablons sur un baril de Brent à 40 dollars, car les prix devraient finalement être déterminés par les coûts marginaux de production. Les contrats à 12 mois se négocient à 35 dollars le baril, avec un potentiel de hausse limité et un profil risque/rendement peu attrayant. À très court terme, les perspectives dépendent entièrement du rythme de reprise de la demande (voir graphique 2). Il va sans dire que cette dernière dépend à son tour de la rapidité avec laquelle les mesures de confinement seront levées, de la demande industrielle et du redressement des transports.
La pandémie de COVID-19 a souligné la fragilité des compagnies pétrolières et les vulnérabilités des États dépendants de la manne pétrolière. L'industrie fait désormais face à un avenir incertain en raison des inquiétudes sur la demande, alors que le monde se remet des mesures de confinement. Si la cause immédiate de la chute de la demande n'est que de nature temporaire, un changement profond reste probable. Pourrait-elle renouer avec ses niveaux d’avant la pandémie dans un avenir proche? L'expérience du confinement encouragera-t-elle les consommateurs à voyager moins, à travailler à domicile et à favoriser les énergies alternatives pour que leurs villes restent plus propres? Au sein de l'industrie, une telle volatilité va certainement peser sur l'appétit pour les dépenses d'investissement, qui avaient déjà reculé d'environ un quart cette année. Les investissements américains dans le pétrole de schiste, qui ont aidé les États-Unis à se hisser au premier rang des producteurs de pétrole, s'en trouveront réduits.
En plus de la menace d’une seconde vague d’infections, nous avons aussi tenu compte de la faiblesse des prix du pétrole dans le cadre de nos efforts visant à réduire le risque de portefeuille. Ainsi, nos portefeuilles n'ont pas été pénalisés par l’effondrement des cours pétroliers.
À moyen terme, un prix du pétrole bas constitue un soutien pour les consommateurs et pour la plupart des marchés développés. Du côté des perdants, la volatilité des cours pèse à la fois sur les actifs des pays émergents et sur le crédit à haut rendement américain. Ce raisonnement sous-tend notre sous-pondération du haut rendement et de la dette émergente, à la fois en monnaies locales et fortes. Nous avons également recentré nos investissements dans les actions émergentes pour favoriser les pays émergents en Asie, une région qui bénéficiera des cours pétroliers bas en tant qu'importateur net, et qui a de surcroît une longueur d'avance en termes de contrôle du virus et de normalisation de l'activité économique.
Notre exposition aux devises, notamment les positions longues en yen et en renminbi par rapport au dollar américain, reflète également la recherche d’un équilibre entre les opportunités pour les pays importateurs de pétrole, tels que le Japon et la Chine, et les défis pour les producteurs, tels que les États-Unis.
Le mois dernier, nous avions souligné que tout signe de saturation des capacités de stockage de pétrole entraînerait une chute brutale, quoique temporaire, des cours pétroliers. L'effondrement historique des prix en terrain négatif montre une fois de plus que tant que le déséquilibre sous-jacent entre l'offre et la demande ne sera pas résolu, les prix resteront bas et volatils. En janvier 2019, nous avons substitué l’exposition directe au pétrole par une allocation à l'or. Cette chute historique des prix du pétrole ne constitue pas une opportunité d'investissement à ce stade.