La grande nouvelle de cette semaine est que les contrats à terme du pétrole sont passés en territoire négatifs lundi, alors que le contrat de mai pour l'indice de référence américain, le WTI, était sur le point d'expirer. Ce n'était pas inattendu et reflétait le fait que les prix de stockage ont grimpé trop haut pour les vendeurs coincés avec la livraison de mai.
Les prix pour les livraisons en juin et les mois suivants sont plus élevés mais restent extrêmement volatils. Les querelles sur le marché du pétrole vont-elles se poursuivre ? Trois questions méritent d'être examinées pour déterminer ce qui pourrait se passer ensuite :
1.Le stockage aux États-Unis est important, mais les chiffres de production aussi
La situation pétrolière américaine a été en grande partie axée sur le stockage plutôt que sur la production. Si la capacité de stockage est importante, elle n'est pas le seul paramètre significatif. Il se trouve simplement qu'elle est beaucoup plus facile à mesurer que la production aux États-Unis.
L'administration américaine de l'information sur l'énergie (EIA) a rapporté une augmentation du pétrole brut stocké de 19,2 millions de barils pour la semaine du 10 avril. C'est plus que ce que l'API avait prévu, mais cela ne change pas radicalement l'attente que la capacité de stockage aux États-Unis - qui exclut la réserve stratégique de pétrole ou SPR - atteindra sa capacité maximale en mai.
Une fois que le stockage commercial sera rempli, les entreprises pourront commencer à louer de l'espace dans les installations du SPR appartenant au gouvernement. En fait, le ministère de l'énergie envisage de louer de l'espace dans ses cavernes de stockage de la côte du Golfe à 9 sociétés différentes pour stocker 23 millions de barils de pétrole. Cela laisserait encore au SPR américain 55 millions de barils d'espace.
Ces chiffres ne doivent pas occulter ce que nous apprenons sur les baisses de production. Selon le rapport de l'EIA pour la semaine du 10 avril, la production aux États-Unis a diminué de 100 000 bpj à 12,3 millions de bpj. De plus en plus de producteurs signalent qu'ils arrêtent la production. Un petit producteur offshore a déclaré qu'il avait interrompu 20 000 bpj de production, et ce potentiellement pour deux ans.
Cependant, il est important de se rappeler que les preuves anecdotiques ne reflètent peut-être pas la situation dans son ensemble. Il est difficile de mesurer le déclin de la production américaine car la production américaine est déclarée à l'EIA volontairement et tous les producteurs ne participent pas. Les données hebdomadaires doivent être interprétées comme reflétant une tendance générale.
2.Où va le pétrole saoudien et vont-ils réduire la production au-delà de leur engagement ?
L'Arabie Saoudite a augmenté sa production en avril à son taux maximum de 12 millions de bpj, mais elle s'est engagée à réduire sa production à 8,5 millions de bpj en mai. L'incertitude demeure quant à savoir si l'Arabie saoudite a effectivement signé des contrats pour vendre toute sa production d'avril. Selon le ministre saoudien du pétrole, c'est le cas, mais les responsables d'Aramco (SE:2222) ont indiqué que ce n'est pas le cas et que les pétroliers d'Aramco seront pleins de pétrole et n'auront nulle part où aller. Comme je l'ai écrit au début de ce mois, nous pourrions assister à un autre effondrement des prix s'il est établi de manière concluante que l'Arabie Saoudite ne pourrait pas vendre son pétrole du mois d'avril.
Selon de nouvelles informations, l'Arabie Saoudite a déjà commencé à réduire sa production pour atteindre les 8,5 millions de bpj qu'elle s'est engagée à fournir pour le mois de mai. Mais le marché a décidé que la réduction promise par l'Arabie Saoudite n'est pas suffisante, en particulier compte tenu de sa surproduction massive en avril. La pression monte pour que l'Arabie Saoudite réduise sa production plus rapidement et plus radicalement. Chaque fois que le prix du pétrole baisse de manière significative, des voix s'élèvent pour dire que l'Arabie Saoudite envisage des réductions plus importantes avec l'OPEP+, mais ces mots ne signifient rien pour le marché. Si l'Arabie Saoudite se retrouve avec du pétrole invendu à partir d'avril, cela l'obligera-t-il finalement à procéder à des réductions plus importantes ?
3.Les États américains producteurs de pétrole envisagent des mesures de régulation
Les États américains, dont le Texas, l'Oklahoma et le Dakota du Nord, envisagent de réglementer la production de pétrole. Chacun de ces États a ses propres organismes de réglementation qui pourraient imposer un certain degré de réduction de la production aux producteurs de pétrole relevant de leur juridiction.
Les questions importantes qu'ils envisagent sont les suivantes : (a) si la réglementation de la production nuira à long terme aux investissements dans les infrastructures pétrolières et gazières, (b) si les réglementations des États sont nécessaires lorsque les conditions du marché font baisser la production et (c) si le fait d'imposer des réductions de production nuirait ou aiderait à la viabilité économique des entreprises et de l'industrie pétrolière dans son ensemble.
La semaine dernière, la Commission des chemins de fer du Texas a tenu une audition sur le sujet au cours de laquelle de nombreuses entreprises se sont prononcées en faveur ou contre le calcul au prorata et ont répondu aux questions des trois commissaires élus. En début de semaine, les commissaires ont décidé de reporter au 5 mai la décision d'appliquer le prorata (terme utilisé par les États pour réglementer la production) ou non.
Deux des trois commissaires du Texas s'opposent au calcul au prorata, tandis qu'un des commissaires est favorable à une réduction de 20 % de la production de pétrole pour les entreprises produisant plus de 1 000 barils par jour (sur la base des données de production mensuelles les plus récentes déclarées par une entreprise). Cependant, ce commissaire a fondé son soutien à ces réductions imposées sur le fait que d'autres États producteurs de pétrole acceptent également de réglementer les réductions de production. En d'autres termes, au moins un commissaire du Texas veut voir ce que font l'Oklahoma et le Dakota du Nord.
Les régulateurs de l'Oklahoma ont décidé par un vote de 2 contre 1 que certaines productions pétrolières non rentables peuvent être classées comme des "déchets économiques". Cela pourrait être un premier pas vers la délivrance de limites de production aux entreprises, bien qu'à ce stade, la décision sera utilisée par les producteurs pour maintenir des baux sur des puits qu'ils décident de fermer involontairement. L'Oklahoma tiendra une audience sur le prorationing le 11 mai.
Mardi, la Commission industrielle du Dakota du Nord a décidé de ne pas déclarer comme "déchet" le pétrole produit à perte. Le Dakota du Nord n'envisage pas encore de limiter la production, mais il surveille le Texas et l'Oklahoma et pourrait envisager cette possibilité. Selon le directeur du département des ressources minérales du Dakota du Nord, l'État délivre des dérogations pour les puits qui permettent aux entreprises de les fermer volontairement. Le Dakota du Nord a reçu des demandes de dérogations pour 5 000 puits, ce qui, selon lui, pourrait entraîner une baisse de production de 295 000 à 300 000 bpj.
Bien que les arguments en faveur d'une réglementation de la production de pétrole par les États soient plus forts qu'auparavant, il semble peu probable que l'Oklahoma, le Texas et le Dakota du Nord décident de prendre ce qui est largement considéré comme une mesure drastique. Les autorités de régulation des États pourraient éviter cette décision et laisser les forces du marché faire baisser la production naturellement. Toutefois, si un organisme de réglementation d'État décide de favoriser le prorata, d'autres pourraient suivre.