Analyse hebdomadaire du marché pétrolier

1. Département Economie et Evaluation Environnementale
Tableau de bord - Marchés pétroliers
Rédacteur : J. Sabathier
22 mai 2019
Semaine 17/5 10/5 Delta % Année -1
Brent ICE 71.6 70.5 1.1 1.6% 78.8
WTI Nymex 62.1 61.8 0.3 0.4% 71.3
Dans un contexte géopolitique tendu, l’OPEP maintient sa stratégie de production
En moyenne hebdomadaire, le prix du Brent augmente cette semaine de +1,6 % à 71,6 $/b sur l'Intercontinental Exchange (ICE) à Londres et le WTI prend +0,4 % à
62,1 $/b sur le Nymex, à New York (Fig. 1).
Après l’attaque de quatre navires, deux pétroliers saoudiens, un norvégien et un cargo émirati, il y a 2 semaines, au large de l’émirat du Foujairah, des stations de
pompage d’un oléoduc en Arabie Saoudite ont été visées par une attaque de drones la semaine dernière. Ces attaques, revendiquées depuis le Yémen par des rebelles
Houthis, soutenus par l’Iran, ont fait monter la tension dans le Golfe et surtout dans la région du détroit d’Ormuz, par lequel transitent près de 19 mb/j de pétrole. Dans ce
contexte tendu, les USA ont ordonné une évacuation partielle de leur ambassade à Bagdad, et ExxonMobil a évacué ce week-end tout son personnel étranger du champ
pétrolier de Qurna, dans l'Ouest de l'Irak, en réponse à ce que l'administration Trump a déclaré être une menace liée à l'Iran.
Si ce climat de tension dans la région du Golfe (en plus des évènements en Libye et au Venezuela) est préoccupant, le marché pétrolier reste « calme », comme le
mentionne l’AIE dans son dernier rapport mensuel. Après avoir pris plus de 2,4 $/b en milieu de semaine, les prix du brut ont baissé en fin de semaine, les analystes
attendant les conclusions d’une réunion du Comité ministériel de suivi de l'OPEP+ qui se tenait ce dimanche en Arabie Saoudite. Cette réunion a finalement conclu à la
nécessité de poursuivre la surveillance du marché, en mettant l'accent sur la gestion des stocks et le maintien d'un équilibre entre l'offre et la demande de pétrole.
La décision de l’OPEP+ est finalement assez logique. Malgré une baisse importante de la production de l’OPEP+ (taux de respect de l’accord de réduction de 151 % en Avril
– Fig. 5), l’objectif visé de réduire sensiblement les stocks pétroliers n’est toujours pas atteint. En effet, si les stocks de pétrole des pays de l’OCDE sont en baisse en
moyenne sur le premier trimestre (-22,5 mb – Fig. 4), ils augmentent dans les autres régions du monde et en particulier en Chine (+69 mb). Autre raison expliquant la
décision de l’OPEP, le prix du brut. Après avoir reculé de -7 % au 1 trimestre, le prix du brut s’est écarté de son prix d’équilibre. En utilisant un simple modèle corrélant le
prix du brut avec le niveau des stocks OCDE, le prix d’équilibre pour le Brent au 1 trimestre est de 71 $/b, pour un prix observé sur le marché de 64 $/b (Fig. 11). La
remontée du prix du brut autour des 70 $/b n’est donc pas inquiétante mais correspond plutôt à un rééquilibrage attendu du marché. En maintenant sa stratégie de
production, l’OPEP s'attend à ce que le marché pétrolier amorce au 2e
trimestre une inflexion avec une balance pétrolière qui deviendrait négative au 2e
trimestre (cf.
Tableau). C’est la vision également de l’EIA et de l’AIE qui entrevoient un déficit entre -0,3 et -0,5 mb/j. Sous cette hypothèse, le prix du brut devrait alors continuer de
monter pour atteindre un prix d’équilibre autour de 75 $/b, hors évènements exceptionnels.
1 2 3 4Prix du Brut sur les 4 dernières semaines Prix du Brent Prix des Produits Pétroliers (Europe) Stocks Pétrole + Produits - OCDE
60
62
64
66
68
70
72
74
76
18-avr. 25-avr. 02-mai 09-mai 16-mai
Brent ICE WTI NYMEX
Brent Spot Panier OPEP
US$/b
45
50
55
60
65
70
75
80
85
90
janv. 17 juil. 17 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
2 800
2 850
2 900
2 950
3 000
3 050
3 100
3 150
janv. avr. juil. oct.
2019 2018 2017
2016 Moyen. Hist.
mb

2. Département Economie et Evaluation Environnementale
Tableau de bord - Marchés pétroliers
Rédacteur : J. Sabathier
22 mai 2019
Semaine 17/5 10/5 Delta % Année -1
Brent ICE 71.6 70.5 1.1 1.6% 78.8
WTI Nymex 62.1 61.8 0.3 0.4% 71.3
Reste cependant une grande incertitude concernant la demande. En effet, toute nouvelle révision à la baisse de la croissance de la demande pourrait obliger le groupe
OPEP+ à revoir sa politique et réduire encore plus sa production. Les différends commerciaux entre les États-Unis et la Chine sont considérés aujourd’hui comme la
principale menace pour la croissance économique mondiale et la demande de pétrole. L'OCDE estime que les mesures commerciales initiales mises en œuvre en juillet et
septembre 2018 ont réduit le PIB chinois et américain d'un quart de point de pourcentage. La dernière hausse tarifaire annoncée le 10 mai pourrait doubler l’impact pour
atteindre un demi-point de pourcentage d'ici 2020. En outre, si toutes les exportations chinoises étaient soumises à des droits de douane de 25 %, ce qui pourrait se
produire en juillet, l'impact sur le PIB serait une baisse de trois quarts de point d'ici 2020. Les derniers indices macroéconomiques sur le commerce international, la
production industrielle et l’indice de confiance PMI manufacturier confirment d’ailleurs bien le ralentissement économique depuis le deuxième semestre 2018 (Fig. 12). Il
va sans dire qu'une telle révision à la baisse du PIB aurait des répercussions négatives sur la demande de pétrole, même si l’impact reste difficile à estimer. L’AIE a
cependant commencé ce mois-ci à réduire ses prévisions concernant la croissance de la demande de pétrole pour cette année de -90 kb/j à 1,3 mb/j. La baisse annuelle
reste modeste, en moyenne, mais s’explique surtout par une forte baisse de -440 kb/j au 1e
trimestre. L'aggravation du différend commercial entre les États-Unis et la
Chine pourrait donc amener l’AIE à revoir davantage encore à la baisse ses estimations au cours des trimestres suivants.
Les prix des produits pétroliers en Europe sont en forte augmentation cette semaine (+5,7% pour l’essence, +3 % pour le diesel, +3,2 % pour le jet - Fig. 3). Le marché
essence européen reste soutenu en particulier par la demande sur la côte Est des USA. Les raffineurs américains du Golfe du Mexique préfèrent, en effet, exporter leur
production en Amérique latine, où les raffineries locales ne sont plus en mesure de répondre à la demande intérieure (comme au Mexique) et laisser la région de New York
approvisionnée par des cargaisons en provenance de l'Est du Canada et de l'Europe. Dans ce contexte, la marge de raffinage européenne (Brent – cracking) gagne +5,1 % à
5,4 $/b (Fig. 6). Le marché des distillats est lui beaucoup plus calme. La demande de distillats aux USA est en baisse, sous la moyenne historique (Fig. 9), en lien avec la
révision des indices de la production industrielle et des activités liées au fret. Cependant, les cracks diesel restent stables, portés par la demande en Asie et l’impact
attendu des nouvelles normes sur les carburants marins (IMO2020) qui doivent rentrer en application début 2020.
Production OPEP 5 6 7 8Stocks Pétrole USA Stocks Essence USAMarge Raffinage
0
2
4
6
8
10
12
14
16
janv. 18 avr. 18 juil. 18 oct. 18 janv. 19 avr. 19
NWE Brent FCC USGC LLS FCC
USGC Maya Coking SIN Dubai HCK
US$/b
25 000
26 000
27 000
28 000
29 000
30 000
31 000
32 000
33 000
34 000
35 000
2014 2015 2016 2017 2018 2019
OPEC OPEC 11 Quota
kb/d
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

3. Département Economie et Evaluation Environnementale
Tableau de bord - Marchés pétroliers
Rédacteur : J. Sabathier
22 mai 2019
Semaine 17/5 10/5 Delta % Année -1
Brent ICE 71.6 70.5 1.1 1.6% 78.8
WTI Nymex 62.1 61.8 0.3 0.4% 71.3
Sources : AIE, EIA, OPEC, Reuters, Bloomberg, Argus
9 10 11 12US - Demande Distillats Moyens Production US Prix du Brent vs. Stocks OCDE Indices Macroéconomiques Mondiaux
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
- 2
- 1
0
1
2
3
4
5
6
2016 2017 2018 2019
World Trade Volume Manufacturing PMI
Industrial Production
percent percent change; difference from 50 for PMI
R² = 0.8183
30
40
50
60
70
80
90
100
110
120
130
2500 2600 2700 2800 2900 3000 3100 3200
BrentUS$/b
OCDE Stocks mb
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
1T19
2T19
3
3.2
3.4
3.6
3.8
4
4.2
4.4
jan fev mars avr mai jun jul aut sep oct nov dec
max 2019 2018 Moyenne
mb/j
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