Le secteur énergétique, cible de choix du gouvernement Ayrault

Le gouvernment de Jean-Marc Ayrault vient d’annoncer deux mesures qui ne feront pas les affaires du secteur énergétique, loin de là.

La première est une taxe de 4%  sur la valeur des produits pétroliers stockés en France à la fin 2011. Soit 550 millions d’euros, la marge nette du secteur du raffinage et de la distribution pétrolière en France l’an dernier, d’après l’agence Reuters.

La deuxième est le refus d’augmenter les tarifs du gaz naturel au-delà de l’inflation, alors même que GDF Suez achète une grande partie de son gaz à des prix indexés sur le pétrole, qui a beaucoup augmenté depuis le début de l’année (malgré une baisse récente autour de 100$ le baril).

Si ces décisions peuvent permettre au gouvernement d’équilibrer son budget 2012, on peut se demander si elles n’atteindront pas la confiance des investisseurs dans un secteur qui reste largement sous l’emprise de l’état.

Contrairement à ce qu’affirme le gouvernement, l’augmentation des prix du brut n’a pas bénéficié aux raffineries françaises qui n’ont pas réussi à se refaire sur le prix des produits raffinés.

Les marges de raffinage en 2011 ont été parmi les plus basses historiquement en France et dans le reste de l’Europe.

Il ne faut pas aller plus loin pour expliquer la fermeture des raffineries de Dunkerque et de Reichstadt l’an dernier. Petit-Couronne, qui appartenait au groupe Petroplus, pourrait suivre dans les prochaines semaines.

Quant au maintien des prix de l’électricité et du gaz en-dessous du coût de revient des producteurs, il a peu de chance d’encourager les énergéticiens à investir dans la sortie du nucléaire, l’un des grand objectifs de François Hollande.

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L’embargo pétrolier sur l’Iran prend effet, les prix augmentent

L’embargo pétrolier de l’UE sur l’Iran a pris effet dimanche dernier, interdisant aux pays européens d’importer du brut iranien.

Les raffineurs européens s’y adaptent depuis plusieurs mois et, pour beaucoup, ont déjà trouvé des pétroles de remplacement.

Le brut produit dans l’Oural russe, en Arabie Saoudite et dans les régions de Kirkouk et de Basrah en Irak sont les options de choix de beaucoup d’entre eux pour leurs caractéristiques très similaires à l’iranien, qui est lourd et contient de grosses quantités de sulphure.

L’augmentation prolongée de la production saoudienne et les doutes sur la demande liés à la crise économique avaient fait plonger les prix du brut à leur plus bas niveau depuis 2010 le mois dernier, mais ces derniers ont repris du poil de la bête depuis quelques jours.

Le Brent de Mer du Nord avec échéance août a passé la barre symbolique des 100 $ le baril ce mardi.

Le trop plein de pétrole qui avait soudain envahit le marché en juin a fondu comme neige au soleil à mesure que les marges des raffineurs ont augmenté (de meilleures marges encouragent les raffineurs à augmenter leur production).

Seul le pétrole d’Afrique de l’Ouest, venant de Nigéria et d’Angola, qui est traditionnellement exporté vers l’Asie, les Etats-Unis et l’Europe, semble avoir plus de mal à trouver preneur.

Il faut dire que les Etats-Unis, dont la production nationale a augmenté de manière spectaculaire ces dernières années, ont beaucoup diminué leurs achats.

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Les prix du pétrole continuent de baisser

Bonne nouvelle pour les consommateurs : Les prix du pétrole ont fini par baisser.

Le Brent daté de mer du nord, qui était depuis 16 mois au dessus de $100 par baril, est passé sous cette barre symbolique début juin. Les causes de la baisse du prix ont été bien analysées par les grands médias.

Tout d’abord, le brut est comme les actions des entreprises ou la valeur des bons du Trésor des pays européens : touché par la crise de la dette.

Celle-ci s’est aggravée depuis janvier devant l’incapacité des chefs d’état européens à trouver une solution permanente, ce qui fait planer des doutes sur la consommation dans les prochains mois.

Comme The Economist l’explique très bien cette semaine, les économies européennes sont en grave danger de dépression, ce qui va inévitablement peser sur la croissance mondiale et donc sur la demande de pétrole.

Ensuite, comme je l’écrivais en mars, l’Arabie Saoudite a augmenté sa production depuis l’été dernier, ce qui a engendré un surplus de pétrole disponible pour les raffineurs. La Libye et l’Irak ont aussi augmenté leurs exportations.

Finalement, les risques d’une guerre entre Israël et l’Iran ont diminué depuis deux mois suite à la reprise des négociations entre les pays occidentaux et l’Iran sur son programme nucléaire.

Il est difficile de savoir exactement quels facteurs ont joué plus que les autres dans la baisse actuelle du prix.

Le menace sur la demande est lancinante depuis la crise de 2008, ce qui n’a pas empêché les prix d’atteindre des quasi-records aux printemps 2011 et 2012. Mais il est vrai que la crise de la dette s’est considérablement aggravée depuis un mois et que la demande de pétrole a donc des chances d’être plus faible que prévue cette année.

De combien ? Difficile à savoir car on ne sait pas encore où la crise actuelle va aboutir et l’impact sur les économies émergentes (le principal moteur de la hausse des prix ces dernières années) est incertain.

Sans compter « l’effet aubaine » de la baisse des prix pour les consommateurs, qui risque d’entraîner une augmentation de la demande de brut cet été, et donc d’annuler partiellement les conséquences du ralentissement économique.

L’Agence internationale de l’énergie prévoit toujours que la consommation de pétrole va s’accélérer après l’été, atteignant 90 millions de barils/jour en 2012, en hausse de 800.000 barils/jour par rapport à 2011.

L’augmentation de la production saoudienne a eu un effet plus visible en créant des surplus sur les marchés physiques européens et asiatiques. Les raffineurs ont largement de quoi alimenter leur activité.

Mais les saoudiens peuvent-ils soutenir un tel niveau de production très longtemps, alors que leur consommation intérieure semble une nouvelle fois vouée à augmenter cet été ? La transparence dans ce domaine est minimale et il est donc difficile de faire des projections.

Une chose est sûre, la hausse du prix a gonflé l’excédent budgétaire saoudien depuis un an et le pays peut largement se permettre un baril en dessous de $100 dans les prochains mois.

Enfin, l’Iran reste la grande inconnue.

Les négociations avec l’Occident en mai n’ont pas apporté grand chose de concret mais le climat général semble plus apaisé qu’au début de l’année. De nouvelles négociations vont débuter ce mois-ci.

L’embargo européen prend vigueur dans maintenant 20 jours, ce qui semble vouer à ralentir la production iranienne, même si les pays asiatiques ont absorbé certains des excédents iraniens ces derniers mois.

Il y a des jours, je suis content de ne pas avoir à prédire les prix.

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L’accord de libre-échange qui coule les raffineries européennes

Les marges des raffineurs ont plutôt augmenté depuis le début de l’année suite à la fermeture de quatre des cinq raffineries Petroplus. Il y a désormais moins de concurrence  parmi les raffineries européennes pour l’achat de pétrole brut et la vente de produits raffinés.

Mais elles sont loin d’être exceptionnelles et ont recommencé à baisser depuis quelques semaines, réactivant la menace de nouvelles fermetures en France et en Europe.

Deux des raffineries Petroplus ont été rachetées  (Anvers et Cressier) et deux autres  (Ingolstadt et Coryton) ont de bonnes chances de trouver un repreneur (je suis moins optimiste pour Petit-Couronne en France), ce qui risque d’annuler complètement « l’effet Petroplus » sur les marges des raffineurs.

La situation est similaire aux Etats-Unis, où l’ont pensait il y a encore un mois que les raffineries de Trainer et de Philadelphie allaient fermer. Mais Delta Airlines a racheté Trainer fin avril et Sunoco pourrait vendre la raffinerie de Philadelphie.

Résultat : Plus de 1,5 million de baril/jour de capacité de raffinage qui pourrait ré-ouvrir à l’été, alors que l’on estime à 4 millions de barils/jour la sur-capacité mondiale après la crise de 2008.

Mais il y a une autre menace qui pèse sur les raffineries européennes…

L’UE a signé avec la Corée du Sud un accord de libre-échange l’an dernier qui annule les tarifs d’importation de pétrole brut. Ce type d’accord, plutôt rare dans le pétrole, a rendu l’exportation de brut de Mer du Nord vers la Corée beaucoup plus attractive qu’auparavant, et favorisé l’envoi de près de 30 millions de barils depuis décembre.

Le brut est chargé sur un pétrolier de deux millions de barils, un supertanker trop gros pour passer par le Canal de Suez, et qui doit donc faire le tour de l’Afrique pour ensuite remonter vers l’Asie. Un voyage de deux mois qui coûte plusieurs millions de dollars.

Le résultat a été l’augmentation de l’indice utilisé partout en Europe pour les prix du brut, le Brent daté, dû à la baisse de la quantité de pétrole de Mer du Nord disponible pour les raffineurs européens.

Et la réduction mécanique des profits des raffineurs (plus le prix du brut est élevé par rapport aux produits qu’il vend, moins un raffineur gagne de l’argent).

Les accords de libre-échange sont en général une bonne chose, mais force est de constater quand dans ce cas précis l’accord biaise les règles du jeux en rendant le pétrole de Mer du Nord plus attractif pour les raffineurs coréens que des pétroles bruts plus proches géographiquement, comme le brut de Russie ou du Moyen-Orient.

Le conflit politique entre l’Iran et l’Occident a aussi joué un rôle en rendant les pétroles du Moyen-Orient plus chers et donc moins intéressants pour les raffineurs coréens.

Combien de temps avant que d’autres raffineries européennes mettent la clé sous la porte ?

J’ai enregistré un podcast en anglais avec un collègue sur la question et rédigé un article.

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La France peut-elle se permettre la TIPP flottante ?

François Hollande avait dit pendant la campagne vouloir bloquer les prix de l’essence en France pendant trois mois et mettre en place une TIPP flottante.

Mais l’entourage du président élu a déclaré cette semaine vouloir revenir sur le blocage suite à la baisse récente des prix du brut (baisse qui, au passage, a commencé avant le premier tour des présidentielles), même si l’adoption d’une TIPP flottante est toujours au programme.

La taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques – ou TIPP – est un impôt fixe sur chaque unité d’essence vendue à la pompe en France.

Contrairement à la TVA, les recettes provenant de la TIPP ne dépendent donc pas du prix des produits pétroliers qui sont fixés à Amsterdam, Rotterdam et Anvers, mais des quantités de pétrole vendues.

Les taxes (TIPP et TVA) représentent en France comme ailleurs en Europe la majeure partie du prix de l’essence à la pompe.

Une TIPP flottante verrait l’impôt évoluer en fonction des prix du pétrole, à partir d’un niveau de prix voulu. On pourrait également imaginer un mécanisme par palier qui  s’enclenche dès que les prix dépassent un certain niveau.

Dans les deux cas le principe est le même : Une augmentation du prix du brut = Une baisse de la TIPP, et vice-versa.

Pourtant, une taxe flottante a de grandes chances d’échouer en 2012 pour les mêmes raisons qu’elle avait été abandonnée par Thierry Breton en 2002 :

Les prix du brut sont structurellement pointés vers le haut, alors que les capacités de production ont du mal à suivre l’augmentation de la demande mondiale.

Une TIPP flottante ne fait rien pour enrayer cet état de fait et, en cas de hausse permanente du prix du brut, irait dans la mauvaise direction en subventionnant la consommation d’essence. Et par la même voie, les émissions de CO2.

Un prix de l’essence élevé se suffit à lui même, en incitant les français à rationner leur consommation. Ce n’est pas leur faire un cadeau que de brouiller les pistes, et cela contribuerait à augmenter les déficits déjà colossaux de notre pays (la TIPP est l’un des principaux revenus de l’état).

Le prix nominal du Brent de mer du nord a été multiplié par plus de cinq depuis 2000, quand le gouvernement Jospin mis en place le mécanisme pour moins de deux ans.

Cette fois-ci, qui peut croire qu’une TIPP flottante durerait plus de quelques mois ?

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Les raffineries appartiennent de moins en moins aux pétroliers

Le rachat cette semaine par la compagnie aérienne Delta Airlines de la raffinerie de Trainer près de Philadelphie, dans le nord-est des Etats-Unis, est une première dans une industrie traditionnellement dominée par les compagnies pétrolières et l’industrie chimique.

La vente de la raffinerie par ConocoPhillips n’est que la dernière marque de la sortie des majors d’un secteur déprimé par la crise et dépassé par l’essor de raffineries plus modernes en Asie.

Shell, BP et Total ont toutes débuté il y a plusieurs années la vente de leurs raffineries en Europe et dans le reste du monde développé. Elles ont fermé les usines les moins rentables : Dunkerque et Berre-l’Étang en France, pour ne citer que deux exemples.

Pourtant, certains entrepreneurs ont vu dans la vente de ces vieilles raffineries l’opportunité de gagner de l’argent en les combinant à des opérations de trading de pétrole.

Pétroplus est l’une des premières entreprises à s’être lancée sur le filon, avant d’échouer fin 2011. Mais d’autres (Klesch, Gunvor, Vitol) souhaitent aujourd’hui rééditer l’expérience.

Dans le cas de Delta Airlines, la compagnie a investi dans une raffinerie pour approvisionner ses avions de kérosène dans le nord-est des Etats-Unis.

Delta compte augmenter la production de kérosène de Trainer et a passé un accord avec BP pour échanger les autres produits pétroliers de la raffinerie (essence, gazole, mazout) avec du kérosène. Au total, la compagnie pense couvrir 80% de ses besoins de kérosène aux Etats-Unis de cette manière.

Le pétrole a coûté 12 milliards de dollars à Delta Airlines l’an dernier, soit plus d’un tiers de ses dépenses opérationnelles.

Si l’investissement peut paraître intelligent, aucune compagnie aérienne n’a jamais investi dans le raffinage. Delta va devoir apprendre à opérer une raffinerie et prendre en charge tous les risques qui y sont associés (risques environnementaux, pannes mécaniques, baisse du prix du kérosène, etc).

L’achat permet à la compagnie de se protéger en partie contre une augmentation des prix du kérosène vis-à-vis des autres produits pétroliers, mais elle ne l’isole pas du risque d’une augmentation des prix du pétrole brut.

La raffinerie de Grangemouth en Ecosse (crédits photo : Bloomberg)

Avant son rachat, la raffinerie de Trainer consommait principalement du brut nigérian et angolais, lié au benchmark de Brent de mer du nord qui s’échange encore à un niveau très élevé malgré une baisse ces dernières semaines.

Il semble que Delta souhaite utiliser davantage de brut américain (provenant des schistes de Bakken dans le Dakota), mais il n’existe pas d’oléoduc entre le nord et le nord-est des Etats-Unis, obligeant la compagnie à utiliser la voie ferroviaire pour transporter le pétrole, ce qui coûte cher.

En Europe, la compagnie de courtage russe Gunvor a récemment annoncé le rachat de la raffinerie Pétroplus d’Anvers en Belgique, la compagnie Vitol celle de Cressier en Suisse et Gary Klesch est toujours en lice pour racheter Petit-Couronne en France.

Mais ces compagnies semblent avant tout intéressées par la possibilité de stocker du brut et des produits pétroliers sur les sites pour supporter leurs opérations de trading, que par la valeur intrinsèque de raffineries qui ont beaucoup perdu d’argent ces dernières années.

Petit-Couronne, qui avait été déclarée « sauvée » par le gouvernement de Nicolas Sarkozy avant sa défaite électorale dimanche, est en réalité en grand risque de fermeture.

La date limite pour déposer une offre de rachat a été repoussée trois fois faute de candidat sérieux et les syndicats m’ont dit craindre une fermeture de l’usine dès juillet, une fois l’accord de processing avec Shell terminé.

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Les prix du pétrole s’essoufflent… pour combien de temps ?

Le prix du baril de pétrole de mer du Nord est passé sous la barre des 120 $ cette semaine, marquant la fin d’une période haussière commencée en octobre dernier.

La raison principale est saisonnière :  Les raffineries situées dans l’hémisphère nord commandent traditionnellement moins de brut au printemps, en préparation du pic de consommation estival.

Mais ceux qui voient dans la baisse actuelle un phénomène plus durable pointent du doigt la décélération de la consommation chinoise – peut-être lié à un ralentissement économique en Orient – ainsi que le réchauffement tout relatif des relations diplomatiques entre l’Iran et l’Occident, qui pourrait à terme endiguer la baisse de la production iranienne débutée en février.

Les saoudiens continuent de pomper le brut à un niveau inégalé depuis 30 ans et la Libye a presque atteint sa production d’avant-guerre. Alors que les raffineries ont baissé leur consommation de brut pour quelques mois, cela augmente le niveau des réserves à travers le monde et pèse sur les cours.

La question principale, comme toujours, est de savoir si la baisse actuelle va durer, voire s’accentuer. Ce qui donnerait un petit coup de pouce supplémentaire à l’économie mondiale.

C’est pourtant loin d’être acquis, comme plusieurs traders et analystes me l’ont expliqué cette semaine. Les prix du pétrole avec pour échéance l’été prochain restent très élevés, laissant craindre une hausse des « prix spots » dans les prochaines semaines.

Sauf retournement incroyable de la situation politique, l’embargo européen sur l’Iran a toutes les chances d’entrer en vigueur au 1er juillet, et combiné aux sanctions américaines sur les transactions avec la banque centrale iranienne, pourrait couper jusqu’à 1 million de barils/jours de production iranienne.

Il faudrait alors que l’Arabie Saoudite augmente davantage sa propre production pour stopper la flambée des cours.

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