Implications For Upstream Supply
Toute hausse supplémentaire de l’offre venant des États-Unis devrait être tardive et limitée. Il faudrait au moins six mois pour que des volumes additionnels arrivent sur le marché, et ils ne représenteraient qu’une petite partie des pertes actuelles. La capacité inutilisée de l’OPEP (volumes qu’elle pourrait produire en plus, mais qu’elle ne produit pas) est décrite comme peu utile en pratique si le pétrole ne peut pas passer par le détroit. La plupart de cette capacité se trouve dans le golfe Persique. Un scénario suppose que les flux d’énergie restent presque à l’arrêt jusqu’à fin mai. Il suppose ensuite une reprise progressive entre juin et août, avec des prix atteignant des niveaux records et restant élevés pour équilibrer le marché en réduisant la demande (les prix élevés poussent consommateurs et entreprises à acheter moins).Market Balance And Demand
Le marché physique (achat et vente de barils livrés réellement, pas seulement des contrats financiers) est très tendu, avec environ 8 millions de barils par jour de production toujours à l’arrêt. La plupart de la capacité inutilisée de l’OPEP se situe dans le golfe Persique, ce qui la rend inutilisable tant que le détroit ne rouvre pas. La situation est plus grave que le choc d’offre de 2022, car les moyens pour l’atténuer sont limités. Une réponse de l’offre américaine n’arrivera pas assez vite pour changer la situation dans les prochains mois. Les données de Baker Hughes (une société qui publie un comptage des installations de forage actives) de vendredi dernier ont montré seulement 5 plateformes de forage pétrolier (oil rigs, équipements qui forent de nouveaux puits) supplémentaires, une réaction faible alors que les prix sont au-dessus de 100 dollars depuis des semaines. Contrairement à la forte croissance du pétrole de schiste (shale, pétrole extrait de roches compactes grâce à des techniques de forage et de stimulation) après 2011, la discipline d’investissement (les sociétés limitent leurs dépenses) et les contraintes de chaîne d’approvisionnement (retards et manque de matériel) empêchent une hausse rapide cette fois. Le marché des contrats à terme (futures, contrats pour acheter/vendre plus tard à un prix fixé) reflète cette rareté, avec le contrat du mois le plus proche (front-month, échéance la plus proche) qui se traite avec une prime (prix plus élevé) de 5 dollars par rapport au contrat à six mois. Cette « backwardation » (prix des contrats proches plus élevés que ceux plus lointains) indique que les opérateurs paient très cher pour obtenir des barils immédiatement, situation renforcée par la libération plus faible que prévu de 15 millions de barils de la Réserve stratégique de pétrole (Strategic Petroleum Reserve, stocks d’urgence détenus par l’État). Cela montre que les gouvernements cherchent maintenant à préserver leurs stocks d’urgence. Au final, le marché devra être équilibré en réduisant la demande, ce qui exige que les prix restent élevés. Le dernier rapport de l’AIE a montré une baisse provisoire de 1,5 million de barils par jour de la demande mondiale en février, mais c’est faible par rapport aux pertes d’offre en cours. Donc, toute baisse des prix doit être vue comme une occasion d’achat, car le déficit d’offre (manque de pétrole disponible par rapport à la demande) est loin d’être résolu.
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