Les marchés du pétrole ont revu les prix pour tenir compte d’une interruption plus longue des livraisons qui passent par le détroit d’Ormuz. L’Agence internationale de l’énergie (AIE, une organisation qui suit et analyse l’énergie dans le monde) estime que les arrêts actuels sont d’environ 8 millions de barils par jour (b/j) de production de pétrole brut (pétrole non raffiné). Une interruption longue pourrait pousser les producteurs à réduire encore la production en amont (extraction de pétrole, avant le transport et le raffinage) pour éviter de dépasser les limites de stockage (capacité maximale des réservoirs). De nouveaux arrêts pourraient retarder un retour à la normale même si le détroit rouvre, car la production met du temps à redémarrer et à revenir à son niveau habituel.

Conséquences pour la production en amont

Toute hausse supplémentaire de l’offre des États-Unis devrait être tardive et limitée. Il pourrait falloir au moins six mois pour que du pétrole supplémentaire arrive sur le marché, et les volumes resteraient bien inférieurs aux pertes actuelles. La capacité disponible de l’OPEP (pays producteurs qui peuvent augmenter leur production rapidement) est jugée peu utile en pratique si le pétrole ne peut pas traverser le détroit. La plupart de cette capacité se trouve dans le golfe Persique. Un scénario suppose que les flux d’énergie (pétrole et autres produits) restent presque à l’arrêt jusqu’à fin mai. Il prévoit ensuite une reprise progressive entre juin et août, avec des prix atteignant des niveaux record puis restant très élevés afin d’équilibrer le marché grâce à une baisse de la demande due aux prix (les consommateurs achètent moins parce que c’est trop cher).

Équilibre du marché et demande

Le marché physique (achat et vente de pétrole livré 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 disponible de l’OPEP se situe dans le golfe Persique, donc elle ne sert à rien tant que le détroit n’a pas rouvert. La situation est plus grave que le choc d’offre de 2022, car les moyens pour limiter les dégâts sont faibles. La hausse de production des États-Unis n’arrivera pas assez vite pour compter dans les prochains mois. Les données de Baker Hughes (entreprise qui publie un comptage des plateformes de forage) de vendredi dernier montrent seulement 5 plateformes pétrolières de plus, 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 après 2011 (pétrole extrait de roches, souvent appelé « shale »), la prudence sur les dépenses et les limites de la chaîne d’approvisionnement (difficultés à obtenir matériel, main-d’œuvre, équipements) empêchent une hausse rapide cette fois. Le marché des contrats à terme (accords pour acheter/vendre plus tard à un prix fixé) reflète cette rareté, avec le contrat du mois en cours à environ 5 dollars au-dessus du contrat livré dans six mois. Cette situation, appelée backwardation (prix plus élevé aujourd’hui que plus tard), montre que les acteurs paient très cher pour obtenir des barils immédiatement. Elle est renforcée par la libération plus faible que prévu de 15 millions de barils de la Réserve stratégique de pétrole (stocks d’urgence d’un pays, en général les États-Unis). Cela indique que les gouvernements cherchent à économiser leurs stocks d’urgence. Au final, le marché devra s’équilibrer par une baisse de la demande, ce qui demande des prix durablement élevés. Le dernier rapport de l’AIE indique une baisse provisoire de 1,5 million de barils par jour de la demande mondiale en février, mais cela reste bien inférieur à la perte d’offre en cours. Par conséquent, toute baisse des prix doit être vue comme une occasion d’achat, car le manque d’offre de fond est loin d’être résolu. Créez votre compte VT Markets en direct et commencez à trader maintenant.

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