"Quelle lecture faites-vous de l’évolution récente du prix du baril de pétrole ?
La remontée du prix du baril s’explique par un rééquilibrage de l’offre et de la demande. Nous étions depuis 2014 et jusqu’il y a peu dans une situation d’excès d’offre avec en toile de fond le refus de l’Arabie Saoudite d’apporter un ajustement à sa production.

Comment s’est traduit ce rééquilibrage ?
La consommation a augmenté d’environ 1,2 million de barils par jour.
Les marchés indien et chinois ont été particulièrement dynamiques. De même en a-t-il été du marché américain. Le repli du prix du carburant a incité davantage les Américains à utiliser leur voiture et à acheter plus de gros véhicules. Ainsi au mois d’avril, la consommation aux Etats-Unis a atteint le pic de la « driving season » de 2015.

Parallèlement, un fléchissement a été observé au niveau de l’offre…
Ce fléchissement trouve son origine dans plusieurs facteurs. Le nombre de foreuses en exploitation dans l’industrie pétrolière aux Etats-Unis s’est considérablement amoindri depuis 2014. Nous sommes passés de 1650 foreuses à 316 à la fin du mois de mai. Le pétrole de schiste est un pétrole particulier extrait d’une couche sédimentaire où il est enfermé en une multitude de petites poches, et non regroupé en un réservoir . L’essentiel du pétrole sort rapidement lorsqu’on fracture la roche. Entre 60 et 70% du pétrole est récupéré dans les 12 à 18 premiers mois d’exploitation. Il est ainsi nécessaire de renouveler régulièrement le forage de nouveaux puits. Même si des puits laissés en attente peuvent être activés, cela ne sera pas suffisant pour contrer l’affaiblissement de la production.

Sur l’année 2015 le total des faillites dans l’industrie du pétrole de schiste aux Etats-Unis a représenté un total de dette de 17,5 milliards. Depuis le début de l’année on se rapproche des 30 milliards de dollars. Après la déchéance des petits acteurs est arrivée celle de plus grands opérateurs.

Nous avons pu constater, en outre une augmentation du nombre d’interruptions non prévues de production du fait de considérations exogènes : les problématiques politiques au Nigéria, les incendies au Canada, le marasme économique et électrique au Venezuela.
Le mouvement des rebelles a mis à sac quasiment la moitié de la production au Nigéria qui a perdu son statut de premier pays producteur d’Afrique au profit de l’Angola. Nous sommes passés de 2,2 millions de barils par jour à 1,1 million de baril par jour.
Les incendies au Canada ont fait perdre plus d’1 million de barils par jour.
Le phénomène El Nino a occasionné beaucoup de dégâts au Venezuela. Le niveau de retenue des eaux a substantiellement baissé. Or le pays dépend à 75% de l’énergie hydroélectrique pour sa production d’électricité. Le plus gros barrage vénézuélien qui génère environ un tiers de l’électricité au niveau national s’est retrouvé avec un niveau de retenue d’eau de 242 mètres alors que son niveau minimum de fonctionnement est de 241 mètres.

Si on tient compte, par ailleurs, des perturbations en Libye et en Irak, on estime qu’environ 4 millions de barils par jour de production ont été perdus. Ceci est à comparer avec le fait qu’en début d’année nous avions entre 1 et 1,5 millions de barils par jour de production excédentaire.

La production iranienne n’a-t-elle pas été en mesure de compenser en partie cette baisse ?
Très partiellement. L’Iran est revenu sur le marché au rythme attendu.
Si l’on se fie à la moyenne historique qui prévalait avant les sanctions, l’Iran pourrait représenter 14,5% du total de la production du cartel de l’OPEP, soit un peu plus de 4 millions de barils jour contre 3,5 millions actuellement. Mais pour atteindre un tel niveau, des investissements importants seront nécessaires. Et, pour le moment, le secteur est plutôt en phase de réduction des projets.

De quelle manière envisagez-vous l’évolution de ces différents facteurs du coté de l’offre et de la demande ?
Mis à part la situation au Canada qui a vocation à se résorber, nous ne voyons pas de véritable embellie dans les autres pays mentionnés. Les justiciers du delta du Niger continuent leurs opérations de sabotage régulières. Nous ne sommes pas à l’abri d’autres réductions de production. Le gouvernement nouvellement élu refuse catégoriquement d’acheter la paix sociale.
Les menaces de nouvelles interruptions persistent en Libye et en Irak.

La demande de pétrole dépend étroitement de l’état de l’économie mondiale. Dans son dernier rapport l’Agence internationale à l’énergie a laissé entendre que l’estimation de la demande pouvait encore être révisée à la hausse dans les mois qui viennent. L’Inde est sur une tendance de croissance élevée. Sa forte consommation de pétrole est amenée à perdurer.
De même en est-il de la Chine. La dynamique devrait rester soutenue même si elle ralentit quelque peu. La vigueur de la demande aux Etats-Unis devrait être relativement plus modeste.

Quelle variation du prix du baril escomptez-vous d’ici la fin de l’année ?
Nous anticipons une légère correction du prix du pétrole à court terme car la hausse du prix a été un peu trop rapide. Les incendies aux Canada et l’interruption de la production au Nigéria ont déséquilibré brutalement le marché.
Le prix pourrait retomber vers les 45 dollars mais pas très en dessous dans les semaines qui viennent, du fait de prises de profits et ne sera pas de nature à durer.
Le cours devrait ensuite s’établir à 60 dollars en fin d’année en raison des besoins accrus de pétrole avec la driving season aux Etats-Unis et la hausse de l’utilisation de la climatisation dans les pays du Moyen Orient. Généralement, au troisième et quatrième trimestre sont consommés entre 1,5 et 2 millions de barils par jour de plus qu’au premier et deuxième trimestre.

Il devrait quelque peu se stabiliser avant de connaitre une plus forte remontée fin 2017 /début 2018. Nous devrions alors retourner d’ici deux ans sur les plus hauts niveaux que l’on a connus en 2008, au-dessus de 120 dollars le baril.

Comment justifiez-vous cette hypothèse ?
Par la baisse de la production des producteurs de pétrole de schiste aux Etats-Unis et la décrue sensible des investissements.
Jusque-là, les producteurs de pétrole de schiste aux Etats-Unis ont fait preuve d’une remarquable résilience du fait de gains de productivité en partie de nature conjoncturelle. Selon le président de la société Schlumberger les deux tiers des gains de productivité proviennent en réalité de la renégociation des contrats de services des compagnies pétrolières. Si l’industrie pétrolière venait à repartir, certainement la demande de services gagnerait en ampleur et les prix de ces services consécutivement.

La perte naturelle de la production des champs de pétrole conventionnel est de 4% à 5% chaque année. Tous les dix ans, les opérateurs doivent trouver le moyen de récupérer 40% à 50% de leur production actuelle. Pour compenser cet effet de diminution, le montant de l’investissement requis a été évalué à 630 milliards d’euros par an par l’Agence Internationale à l’Energie.

Les investissements se sont élevés à un peu moins de 500 milliards de dollars en 2015. Ils devraient descendre en dessous de 450 milliards de dollars cette année et potentiellement poursuivre leur tendance baissière également en 2017. Nous n’avions jamais fait face par le passé à trois années consécutives de contraction des investissements dans l’industrie pétrolière.

Non seulement nous sommes en train de préparer la pénurie de demain mais nous organisons les conditions d’un moins bon entretien des installations.

Doit-on finir par espérer un accord des membres de l’OPEP au cours des semaines à venir ?
Je ne le pense pas. Le point crucial qui laisse penser qu’un accord n’est pas possible n’est pas tant la dissension entre l’Arabie Saoudite et l’Iran même si celle-ci ne facilite pas la tâche. Par le passé les deux pays ont réussi à s’entendre pour leurs intérêts commerciaux.
L’absence d’accord tient davantage au fait qu’au sein de l’OPEP un seul pays est prêt à réduire sa production, l’Arabie Saoudite. En outre, les membres influents de l’OPEP sont conscients que s’ils laissaient le prix du baril s’apprécier massivement, cela aiderait les producteurs américains à récupérer des parts de marché. Il est important que le prix du baril demeure bas tant que tous les producteurs qui ont un cout de production élevé ne sont pas évincés auquel cas tous les efforts effectués jusque-là seront vains. Cette stratégie est en train de porter ses fruits mais n’a pas encore déployé tous ses effets potentiels.
Selon une étude de Deloitte qui se concentre sur la santé de 500 sociétés d’exploration et de production à travers le monde, plus d’un tiers est au bord du dépôt de bilan. Aux USA, plus de 60% des sociétés étudiées avait un rapport dette sur ebitda supérieur à 7. Historiquement ce ratio est autour de 1,52. Dit autrement, si les sociétés devaient exercer leur activité uniquement pour rembourser leur dette, il leur fallait travailler pendant un an et demi. A présent elles sont contraintes à travailler pendant sept ans pour honorer leurs engagements.

De quelle manière vous parait-il pertinent de jouer le secteur pétrolier aujourd’hui ?
Il est difficile de jouer la remontée du pétrole avec des produits ETF spécialisés sur le pétrole . Sont facturés dans ces produits des frais de stockage qui sont aujourd’hui loin d’être négligeables. Les investisseurs pourraient se retrouver avec un prix du pétrole qui remonte à 60 dollars, donc de 20%, tout en devant payer 10 à 15% de frais de stockage en plus des frais habituels liés au produit financier. In fine, le risque est réel de ne quasiment pas gagner d’argent.
Du coté des actions il va falloir être extrêmement sélectif en raison des nombreuses opérations de faillite et de restructuration de dette qui devraient avoir lieu dans l’industrie pétrolière. La restructuration de la dette pourrait se faire par transformation d’une partie de la dette en actions ce qui aurait pour répercussion une dilution des actionnaires existants. Dans ce contexte une société peut voir sa situation se redresser mais son cours de bourse baisser.
Il est préférable d’aller sur des petites sociétés peu endettées ou sur des majors pétrolières, notamment européennes. Ces dernières sont les mieux positionnées pour pouvoir profiter des contrats avec l’Iran notamment.

"