Les prix du pétrole pourraient-ils s'effondrer au quatrième trimestre ?

Bien que la bande à terme ne le reflète pas, beaucoup anticipent un marché pétrolier beaucoup plus serré au quatrième trimestre. Jeff Currie de Goldman Sachs a prédit que les prix atteindront 110 dollars d'ici le troisième trimestre, conformément aux attentes de l'AIE selon lesquelles le marché se resserrera considérablement à ce moment-là, comme le montre la figure ci-dessous. Essentiellement, le monde devra soit réduire les stocks de 1.6 mb/j au second semestre de cette année, soit l'OPEP+ doit augmenter la production d'autant, ou les prix augmenteront si les attentes de l'AIE se révèlent.

Oui, voilà le hic, comme l'a dit Hamlet en faisant un barbecue. L'AIE, comme tous ceux qui font des prévisions à court terme, doit faire de nombreuses hypothèses sur le comportement des différents gouvernements, ce qui multiplie considérablement l'incertitude sur l'équilibre du marché. Le tableau ci-dessous montre les changements projetés pour les principales variables. Le plus notable : anticipation d'une baisse de 1 mb/j du pétrole russe, qui repose sur l'hypothèse que les sanctions et le plafonnement des prix réduiront leurs ventes. Jusqu'à présent, cela semble discutable, auquel cas l'équilibre serait beaucoup moins serré.

Un développement peu remarqué est le changement de forage dans des pays comme l'Angola et le Nigeria. Leur production en janvier était inférieure de 840 tb/j à leur quota alloué, ce qui a été un facteur de soutien des prix l'année dernière. Cela est entièrement dû au faible forage pendant la pandémie, en particulier au Nigéria où le forage est passé de quinze années de forage en 2019 à sept en 2021. En janvier, le nombre de plates-formes était passé à treize tandis que l'Angola, où le nombre de plates-formes avait quatre en moyenne au cours des dernières années, en compte maintenant neuf en exploitation.

Cette activité accrue devrait restaurer une partie de la production perdue depuis la pandémie ; Les niveaux de production de 2019 étaient essentiellement les mêmes que le quota actuel. Naturellement, une production plus élevée ne se produira pas du jour au lendemain et la perte totale ne sera pas complètement récupérée à court terme, mais d'ici la fin de 2023, les deux pourraient voir une production supérieure de 300 à 400 tb/j à ce qu'elle est actuellement.

Ajoutez à cela une production accrue du Venezuela, où Chevron a déjà augmenté sa production de 40 tb/j à 90 tb/j, soit environ la moitié de sa capacité. Conoco, ENI et Repsol, d'autres opérateurs historiques au Venezuela, ont tous pris des mesures susceptibles de rétablir certaines de leurs opérations. L'impact ultime pourrait être une augmentation de la production vénézuélienne de 200 à 300 tb/j supplémentaires d'ici la fin de l'année, bien que cela puisse être optimiste. Si le pays peut augmenter l'entretien, il pourrait produire encore plus, mais la situation politique et juridique n'augure rien de bon pour que cela se produise, du moins pas rapidement.

Enfin, le secteur pétrolier russe sera la clé de l'équilibre du marché fin 2023. Si la production russe ne baisse « que » de 400 tb/j, les autres membres de l'OPEP+ n'auront guère besoin d'augmenter leur production. Ce qui est bien, car il n'est pas clair s'ils sont prêts à le faire. Si le Brent augmente de 10 $/baril, les producteurs du Golfe augmenteront-ils leur production ? Cela nécessiterait vraisemblablement un accord de l'OPEP+, ce qui pourrait être difficile à obtenir, mais si les Saoudiens le veulent particulièrement, il serait difficile pour les autres de l'empêcher. Les Saoudiens sont la force irrésistible, et les autres sont plus un objet têtu qu'immuable.

Faire une hypothèse modérément optimiste sur la production de l'Angola, de l'Iran, du Nigeria et du Venezuela, où la production en fin d'année a augmenté de 600 tb/j, signifie des stocks supplémentaires de près de 100 millions de barils. Et si l'offre russe au troisième trimestre est supposée supérieure de 500 tb/j à l'hypothèse de l'AIE pour le troisième trimestre et de 750 tb/b au quatrième trimestre, cela ajoute 120 millions de barils supplémentaires aux stocks, et la figure ci-dessous montre cet ajustement.

Cependant, cela suppose également que toute l'offre supplémentaire va aux pays de l'OCDE, et comme ils consomment moins de la moitié du total mondial, il ne serait pas déraisonnable d'ajuster les chiffres en conséquence. Dans ce cas, les stocks de l'OCDE diminueraient d'environ 100 millions de barils d'ici la fin de l'année. Cela réduit considérablement le resserrement du marché observé dans les hypothèses de l'AIE, mais ne se traduit pas par une surabondance.

Pourtant, il y a énormément de place pour des surprises tant du côté de la demande que de l'offre, ce qui pourrait modifier les résultats de manière assez substantielle. La priorité pour les observateurs du marché devrait être : les approvisionnements russes, la demande chinoise et la production américaine de pétrole de schiste, dans cet ordre, pour savoir où le marché du pétrole se termine. En l'absence d'une forte demande ou de surprises du côté de l'offre, le marché ne semble pas susceptible d'être exceptionnellement tendu d'ici la fin de l'année.