Analyse du marché pétrolier semaine 22 (27 - 31 mai)

1. Département Economie et Evaluation Environnementale
Tableau de bord - Marchés pétroliers
Rédacteur : J. Sabathier
3 juin 2019
Semaine 31/5 24/5 Delta % Année -1
Brent ICE 68.2 70.3 -2.1 -3.0% 76.5
WTI Nymex 57.0 60.8 -3.8 -6.2% 67.0
Les USA et leur arme commerciale contre le Mexique font baisser les prix du brut
Les cours du brut ont fortement baissé la semaine dernière. L’escalade et la multiplication des tensions commerciales compromettent les perspectives de croissance
économique et remettent en question la stabilité du marché pétrolier. En moyenne hebdomadaire, le prix du Brent perd cette semaine -3 % à 68,2 $/b sur
l'Intercontinental Exchange (ICE) à Londres et le WTI -6,2 % à 57,0 $/b sur le Nymex, à New York (Fig. 1). Dans ce contexte, les investisseurs revoient leurs positions sur les
marchés à terme, jouant le pétrole à la baisse et amplifiant de fait le mouvement baissier. Les positions nettes-longues sont en recul de 10 % sur le Brent et de plus de 15
% sur le WTI (Fig. 9).
Entre la Chine et les États-Unis, l'heure est à nouveau à l'affrontement commercial. Après l’échec des dernières négociations, l’escalade tarifaire reprend, avec de
nouvelles hausses de taxes décidées par la Chine à partir du 1er juin visant 60 milliards de produits américains importés. Alors que cette guerre commerciale avec la Chine
commence à peser lourdement sur la croissance mondiale, récemment révisée à la baisse par l’OCDE (3,2 % en 2019 et 3,4 % en 2020), les Etats-Unis resserrent leurs
positions, cette fois encore avec des armes commerciales, contre le Mexique. A compter du 10 juin, les Etats-Unis appliqueront des droits de douane (de 5% et jusqu'à 25%
dans les prochains mois) sur toutes les importations mexicaines tant que des mesures importantes pour endiguer l’immigration illégale n’auront pas été prises par le
Mexique.
Si les dispositions douanières devaient s’appliquer au pétrole, l’impact économique pourrait être très négatif pour les raffineurs américains dans le Golfe du Mexique. L’an
dernier, les États-Unis ont importé 665 kb/j de pétrole brut du Mexique (Fig. 11), ce qui représente 11 % des importations américaines de pétrole brut. Mais au-delà des
volumes, c’est surtout la qualité du brut qui importe. Le Mexique est en effet un fournisseur clé de brut lourd (le Maya) pour les raffineurs américains, particulièrement
depuis l’embargo américain sur le pétrole vénézuélien. Les sanctions imposées à l'Iran, les réductions de production de l'OPEP et les quotas de production au Canada ont
considérablement réduit la disponibilité du pétrole brut lourd dans le monde et augmenté ses prix. Du fait de ses qualités (densité et soufre), le Maya se négocie
habituellement avec une décote d'environ 5 $/b par rapport à la référence WTI. Cependant, depuis la fin 2018, il est vendu avec une prime moyenne de plus de 4 $/b (Fig.
12), ce qui explique, entre autres, la baisse de la marge de raffinage (Maya coking USGC) à 7 $/b, contre plus de 15 $/b en 2018 (Fig. 6). Cette mesure ouvre également la
porte à des représailles commerciales de la part du Mexique, ce qui pourrait affecter les exportations de produits pétroliers américains puisque le Mexique est devenu le
principal marché pour les raffineurs US. Depuis 2013, les exportations américaines d'essence vers le Mexique ont été multipliées par 2,7, passant de 185 kb/j à 507 kb/j,
tandis que les exportations de distillats sont passées de 115 kb/j à 300 kb/j (Fig. 11). Globalement, le Mexique absorbe près d'un tiers des exportations américaines de
produits légers.
Du côté des fondamentaux, la situation se dégrade légèrement. Selon le dernier rapport de l’EIA, les stocks américains de pétrole brut ont très légèrement diminué de -
280 kb cette semaine (Fig. 7), tandis que les stocks d’essence ont augmenté de +2,2 mb (Fig. 8) et que la production de pétrole brut, après deux semaines de baisse, repart
à la hausse (+ 100 kb/j) à 12,3 mb/j (Fig. 10). Les premières estimations de l’Agence Reuters sur la production du cartel en mai montrent une légère remontée de la
production OPEP11 (+290 kb/j) qui s’explique surtout par l’augmentation de la production en Arabie saoudite (+200 kb/j), laquelle repasse la barre des 10 mb/j. Au global,
le taux de respect de l’accord de réduction de la production des pays de l’OPEP11 redescend à 96% (contre 123% le mois dernier).
En Europe, les prix des produits pétroliers ont suivi le mouvement baissier du brut (Fig. 3). L’essence perd 5%, le diesel et le jet 4 % (Fig. 3). Le marché essence reste
cependant toujours tendu avec des stocks en forte baisse dans la zone ARA (-10% - Fig. 4), du fait de la baisse d'activité des raffineries européennes suite aux problèmes de
contamination du pétrole russe. Dans ce contexte, la marge de raffinage européenne (Brent – cracking) perd 2 $/b à 4,8 $/b (Fig. 6).
Les tensions sur le marché essence Européen devraient s'apaiser progressivement avec la fin du problème de qualité du brut russe, la fermeture de l’arbitrage de prix avec
la côte Est des Etats-Unis qui avait incité les raffineurs européens à exporter leur production ces dernières semaines outre-Atlantique, et le redémarrage de la raffinerie de
Vohburg en Allemagne (120 kb/j), fermée depuis septembre dernier, suite à un incendie.

2. Département Economie et Evaluation Environnementale
Tableau de bord - Marchés pétroliers
Rédacteur : J. Sabathier
3 juin 2019
Semaine 31/5 24/5 Delta % Année -1
Brent ICE 68.2 70.3 -2.1 -3.0% 76.5
WTI Nymex 57.0 60.8 -3.8 -6.2% 67.0
1 2 3
4 5 6Stocks Essence Zone ARA Production OPEP Marge Raffinage
Prix du Brut sur les 4 dernières semaines Prix du Brent Prix des Produits Pétroliers (Europe)
50
55
60
65
70
75
29-avr. 06-mai 13-mai 20-mai 27-mai
Brent ICE WTI NYMEX
Brent Spot Panier OPEP
US$/b
45
50
55
60
65
70
75
80
85
90
janv. 18 juil. 18 janv. 19
Brent ICE Moyenne 200j Moyenne 50j
US$/b
50
55
60
65
70
75
80
400
500
600
700
800
900
01-janv. 01-févr. 01-mars 01-avr. 01-mai
Essence (Ebob) Diesel
Naphtha Jet
Brent (rs.)
US$/bUS$/ton
0
2
4
6
8
10
12
14
16
janv. 18 avr. 18 juil. 18 oct. 18 janv. 19 avr. 19
NWE Brent FCC USGC LLS FCC
USGC Maya Coking SIN Dubai HCK
US$/b
24 000
26 000
28 000
30 000
32 000
34 000
36 000
2014 2015 2016 2017 2018 2019
OPEC OPEC 11 Quota
kb/d
0.6
0.7
0.8
0.9
1.0
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
2018 2018 2018 2018 2018 2018 2019 2019 2019
ARA Gasoline Moy. Hist. 5 ans
mt

3. Département Economie et Evaluation Environnementale
Tableau de bord - Marchés pétroliers
Rédacteur : J. Sabathier
3 juin 2019
Semaine 31/5 24/5 Delta % Année -1
Brent ICE 68.2 70.3 -2.1 -3.0% 76.5
WTI Nymex 57.0 60.8 -3.8 -6.2% 67.0
7 8 9
10 11 12
Stocks Pétrole USA Stocks Essence USA Pétrole - Positions Marchés Futurs
Production US Echanges Pétroliers - USA - Mexique Maya-WTI Différentiel de Prix
650
700
750
800
850
900
950
9 000
9 500
10 000
10 500
11 000
11 500
12 000
12 500
janv.-18 avr.-18 juil.-18 oct.-18 janv.-19 avr.-19
US Oil production US Rigs
kb/d RIGs
0k
200k
400k
600k
800k
1 000k
1 200k
40
45
50
55
60
65
70
75
80
85
90
janv.-18 avr.-18 juil.-18 oct.-18 janv.-19 avr.-19
Brent $/b Brent + WTI Net long
$/b Contracts
200
210
220
230
240
250
260
janv. avr. juil. oct.
2019 min/max Moyen. Hist.
mb
300
350
400
450
500
550
janv. avr. juil. oct.
2019 min/max Moyen. Hist.
mb
0
200
400
600
800
1 000
1 200
1 400
2013 2014 2015 2016 2017 2018
kb/j
US Importation Pétrole du Mexique US Exportation Produits vers Mexique
US Exportation Essence vers Mexique US Exportation Distillats vers Mexique
-12
-10
-8
-6
-4
-2
0
2
4
6
8
10
2014 2015 2016 2017 2018 2019
US$/b
Maya-WTI ($/b)

4. Département Economie et Evaluation Environnementale
Tableau de bord - Marchés pétroliers
Rédacteur : J. Sabathier
3 juin 2019
Semaine 31/5 24/5 Delta % Année -1
Brent ICE 68.2 70.3 -2.1 -3.0% 76.5
WTI Nymex 57.0 60.8 -3.8 -6.2% 67.0
Sources : AIE, EIA, OPEC, Reuters, Bloomberg, Argus
AIE Mai 2019 2018 1Q19 2Q19 3Q19 4Q19 2019 18-17 19-18
OCDE 47.7 47.6 47.6 48.4 48.2 47.9 0.3 0.2
non-OCDE 51.4 51.5 52.7 52.8 52.9 52.5 0.9 1.1
Dont Chine 13.0 12.9 13.5 13.7 13.7 13.5 0.4 0.4
Demande totale (mb/j) 99.1 99.1 100.3 101.2 101.1 100.4 1.2 1.3
Offre non-OPEP 62.7 63.7 63.9 65.1 65.6 64.6 2.8 1.9
Offre OPEP (NGLs) 5.5 5.6 5.6 5.6 5.6 5.6 0.0 0.0
Offre OPEP (Brut) 31.9 30.6 30.6 30.6 30.6 30.6 -0.1 -1.3
Offre totale (mb/j) 100.1 99.8 100.1 101.3 101.8 100.8 2.7 0.6
Differences (+/-) 1.0 0.7 -0.3 0.1 0.7 0.3 1.5 -0.7
EIA -STEO Mai 2019 2018 1Q19 2Q19 3Q19 4Q19 2019 18-17 19-18
OCDE 47.5 47.5 46.9 48.1 48.2 47.7 0.3 0.2
non-OCDE 52.5 53.0 53.9 53.9 54.0 53.7 1.2 1.2
Dont Chine 13.9 14.3 14.5 14.2 14.4 14.3 0.5 0.5
Demande totale (mb/j) 100.0 100.5 100.8 102.1 102.2 101.4 1.5 1.4
Offre non-OPEP 63.4 64.2 65.3 66.3 67.0 65.7 2.6 2.3
Offre OPEP (NGLs) 5.3 5.4 5.1 5.0 5.0 5.1 0.0 -0.2
Offre OPEP (Brut) 32.0 30.4 29.9 30.6 30.3 30.3 -0.1 -1.7
Offre totale (mb/j) 100.7 100.0 100.2 101.8 102.3 101.1 2.5 0.4
Differences (+/-) 0.7 -0.4 -0.5 -0.2 0.1 -0.3 1.0 -0.9
OPEP Mai 2019 2018 1Q19 2Q19 3Q19 4Q19 2019 18-17 19-18
OCDE 47.8 47.9 47.4 48.4 48.4 48.0 0.4 0.2
non-OCDE 50.9 51.1 51.8 52.2 52.5 51.9 1.0 1.0
Dont Chine 12.7 12.6 13.2 13.0 13.4 13.1 0.4 0.4
Demande totale (mb/j) 98.7 99.1 99.2 100.6 100.9 99.9 1.4 1.2
Offre non-OPEP 62.4 63.8 63.4 64.6 66.3 64.5 2.9 2.2
Offre OPEP (NGLs) 4.8 4.8 4.8 4.9 4.9 4.8 0.1 0.1
Offre OPEP (Brut) 31.9 30.5 30.5 30.5 30.5 30.5 -0.1 -1.4
Offre totale (mb/j) 99.0 99.1 98.7 99.9 101.6 99.8 2.9 0.8
Differences (+/-) 0.3 0.0 -0.5 -0.7 0.7 -0.1 1.5 -0.4