L'excédent de diesel américain est une illusion (Une mise à jour de Karl Miller)
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En théorie, les États-Unis devraient jouer le rôle de soupape de sécurité mondiale face à cette crise des carburants. Les raffineries américaines produisent bien plus de diesel que les Américains n'en consomment. Mais chaque baril est déjà réservé. Entre la hausse de la demande intérieure, les importants engagements à l'exportation et le fonctionnement quasi-saturé des raffineries, les États-Unis puisent dans leurs propres stocks, au lieu d'en dégager un excédent. Et comme le démontre Karl W. Miller dans sa dernière analyse, datée du 29 septembre, le choc du Golfe frappe l'approvisionnement mondial en carburants à deux reprises : il prive les raffineries étrangères de pétrole brut et absorbe les carburants finis produits par les raffineries du Golfe. L'Amérique n'a aucun surplus de diesel à offrir au monde, qui a perdu 1,6 million de barils par jour d'exportations de diesel en provenance du Golfe et de la Russie réunis. Tant que l'approvisionnement en carburants finis ne se sera pas rétabli, le déficit sera comblé par une hausse des prix, un ralentissement de l'activité économique, ou les deux.
Le double succès du Golfe
L'analyse de Miller du 29 septembre explique pourquoi la pénurie de diesel est plus grave que ne le laissent supposer les seuls chiffres du pétrole brut. La crise du Golfe affecte l'approvisionnement mondial en carburant par deux voies distinctes simultanément.
Le premier facteur est l'approvisionnement. Lorsque les exportations de pétrole brut du Golfe sont perturbées, les raffineries d'Asie, d'Europe et d'Afrique perdent les barils pour lesquels elles ont été conçues. Des pétroles de substitution peuvent être utilisés, mais pas nécessairement avec le même rendement, le même débit ou le même coût, car les unités de raffinage et l'approvisionnement en hydrogène sont adaptés à des pétroles bruts spécifiques. Selon la règle empirique de Miller, chaque million de barils par jour de pétrole brut non remplacé représente une perte de 300 000 à 500 000 barils par jour de gazole et de kérosène à l'étranger.
Le second secteur est celui des produits finis. Le Golfe est une importante région de raffinage à part entière, et les dommages causés aux installations, les pénuries de matières premières, les problèmes d'approvisionnement en énergie et les restrictions de transport maritime ont considérablement réduit ses exportations de produits raffinés, bien plus que ses exportations de pétrole brut. Dans le scénario de Miller pour l'ensemble du corridor d'Ormuz, y compris l'Irak, les exportations de pétrole brut et de condensats chutent de 51 %, passant de 14,95 millions de barils par jour à 7,40 millions. Les produits raffinés et le GPL, quant à eux, diminuent de 78 %, passant de 4,93 millions de barils par jour à 1,10 million. Les Émirats arabes unis, le Koweït, l'Iran et le Qatar représentent la majeure partie de cette perte.
Dans ce scénario, le gazole et le fioul domestique représentent 640 000 barils/jour du déficit d'approvisionnement, et le kérosène et le carburant d'aviation 350 000 barils/jour supplémentaires, principalement des carburants destinés à l'Europe, à l'Afrique et à l'Asie du Sud. Les données mesurées sont tout aussi alarmantes. Les exportations nettes de gazole et de fioul domestique du Golfe ont chuté, passant d'environ 1,45 million de barils/jour avant la guerre à 390 000 barils/jour en août, soit un déficit de 1 à 1,1 million de barils/jour. Ce manque à gagner du Golfe représente la majeure partie du déficit combiné de 1,6 million de barils/jour des exportations de gazole du Golfe et de la Russie ; le reste provient de la Russie.
Les pertes dépassent largement le cadre du diesel. Le scénario prévoit un manque à gagner de 1,32 million de barils par jour de GPL, combustible essentiel pour la cuisson et le chauffage de centaines de millions de foyers en Inde et en Asie du Sud ; de 880 000 barils par jour de naphta pour les usines pétrochimiques asiatiques ; et de 460 000 barils par jour de fioul lourd, principalement du fioul de soute, qui contribue directement à la pénurie de pétroliers décrite ci-dessous. Les carburants d'aviation militaires tels que le JP-8 et le JP-5 subissent une pression accrue car leur approvisionnement nécessite une certification et l'utilisation d'additifs.
Miller est rigoureux dans ses calculs. Les deux flux doivent être additionnés à la même échelle et à la même date ; les pertes de GPL, de naphta et de fioul ne doivent pas être comptabilisées comme des pénuries de diesel ; et le pétrole brut stocké pour les raffineries du Golfe ne doit pas être comptabilisé deux fois comme une double perte. Ses chiffres concernant le bloc d'Ormuz correspondent à un scénario de crise, et non à une mesure, et les rapports de septembre faisant état d'une reprise des exportations de pétrole brut indiquent que les flux réels sont supérieurs aux prévisions. Mais le constat principal demeure. Le choc du Golfe prive les raffineries étrangères de matières premières et retire simultanément du carburant fini du marché. C'est pourquoi le monde connaît une pénurie de diesel et de kérosène, une situation que les seuls prix du pétrole brut ne permettent pas de saisir.
Une pénurie physique, et non une simple flambée des prix.
Comme l'expliquait Miller dans son rapport du 26 septembre, intitulé « Le bilan des carburants », il en résulte une crise liée à la disparition de barils, et non seulement à leur prix élevé. Il estime que début septembre, entre 2 et 3 millions de barils de produits raffinés par jour ont disparu de l'offre mondiale. Si cette situation perdure, il faudra remplacer, rationner ou puiser dans les stocks entre 60 et 90 millions de barils chaque mois.
Le diesel est au cœur du problème. La consommation mondiale de diesel et de gazole s'élève à environ 29,4 millions de barils par jour, et le diesel alimente les camions, les moissonneuses-batteuses, les mines et les groupes électrogènes de secours de l'économie mondiale. Miller estime que les exportations de diesel du Golfe et de Russie en août étaient inférieures de 1,6 million de barils par jour aux niveaux de février. Il ne s'agit pas d'une perte ponctuelle que quelques cargaisons d'urgence peuvent compenser. Les importateurs ont besoin d'une cargaison de remplacement chaque jour, du bon type, livrée au bon terminal avant que leurs réservoirs ne soient vides.
Les chiffres américains
Cela fait des États-Unis le fournisseur de dernier recours par excellence. La production de distillats s'est établie en moyenne à environ 5,2 millions de barils par jour au cours des quatre semaines précédant le 11 septembre, les raffineries fonctionnant à 96,8 % de leur capacité. La consommation intérieure, mesurée par les chiffres de l'EIA relatifs aux produits fournis, s'est généralement située entre 3,4 et 3,7 millions de barils par jour.
Cela représente un excédent de plus d'un million de barils par jour. Mais ces exportations sont déjà engagées. Les États-Unis ont exporté environ 1,61 million de barils par jour de distillat au cours de la semaine se terminant le 11 septembre, après un record de 1,935 million début août. L'EIA indique que cette forte hausse des exportations fait suite à la perte d'importantes quantités d'approvisionnement en distillat en provenance du Moyen-Orient, de Russie et de Chine.
Les calculs de Miller pour la semaine se terminant le 18 septembre montrent la situation du pays. Les raffineries ont produit 5,159 millions de barils par jour et les États-Unis en ont importé 85 000. La consommation intérieure s'est élevée à 3,975 millions de barils, en hausse avec la saisonnalité, et les exportations à 1,331 million de barils. Il en résulte un déficit d'environ 62 000 barils par jour, comblé par le prélèvement sur les stocks. Les États-Unis ne dégagent pas d'excédent, mais un léger déficit, tout en exportant un quart de leur production.
La marge est déjà épuisée. Le taux d'utilisation des raffineries a atteint 98 % fin août, son plus haut niveau depuis 2018. Miller souligne que chaque tranche supplémentaire de 100 000 barils par jour d'exportations doit désormais provenir d'une nouvelle production, d'une baisse de la consommation intérieure ou d'un prélèvement plus important sur les stocks.
Les stocks sont faibles et mal positionnés.
Les stocks commerciaux de distillats s'élevaient à 107,9 millions de barils le 11 septembre, soit environ 30 jours de consommation et 12 % de moins que la moyenne quinquennale. L'EIA prévoit qu'ils passeront sous la barre des 100 millions de barils en septembre et resteront inférieurs à leur plus bas niveau des cinq dernières années jusqu'à la fin de 2026 et pendant la majeure partie de 2027.
Le chiffre national masque un problème régional. Fin août, les stocks de diesel de la côte Est étaient inférieurs de 33 % à ceux de l'année précédente, et ceux du Bas-Atlantique, qui approvisionne le Sud-Est, étaient en baisse d'environ 40 %. Le surplus se situe sur la côte du Golfe du Mexique, et les oléoducs vers la côte Est sont quasiment saturés. La dérogation à la loi Jones, en vigueur depuis mars et prolongée jusqu'au 15 novembre, a apporté un certain soulagement : les expéditions de distillats du Golfe vers la côte Est ont atteint un niveau record de 220 000 barils par jour en avril. Mais cette dérogation ne modifie pas l'incitation à exporter. Avec des marges de raffinage mondiales proches de leurs plus hauts historiques, les raffineurs du Golfe gagnent davantage en exportant du diesel qu'en l'acheminant en Floride ou à New York.
C’est pourquoi Miller met en garde contre toute restriction des exportations américaines de diesel. Une interdiction d’exporter maintiendrait le carburant sur le marché intérieur, mais aggraverait la pénurie ailleurs. Elle ne permettrait pas d’augmenter la production mondiale de diesel d’un seul baril.
La pénurie de carburant : transporter du carburant coûte plus cher.
Même les barils de remplacement arrivent plus lentement. Miller calcule que le détournement d'un flux de 1,6 million de barils par jour vers des voyages dix jours plus longs immobilise 16 millions de barils supplémentaires en transit. Et si le voyage aller-retour d'un pétrolier passe de 30 à 45 jours, la même flotte ne livre que les deux tiers de la quantité de carburant ; maintenir les livraisons au même niveau nécessiterait 50 % de navires supplémentaires. Une cargaison en mer, écrit-il, n'est pas du diesel à la station de chargement des camions.
C’est sur le marché des pétroliers que ces calculs se traduisent en coûts. Les guerres n’ont pas réduit la flotte mondiale ; elles ont au contraire allongé ses trajets. Le transport de pétrole se mesure en tonnes-milles (barils multipliés par la distance), et chaque détour cette année a ajouté des kilomètres : des pétroliers transbordant leur cargaison au large d’Oman, des navires contournant l’Afrique, des raffineries asiatiques se rendant jusqu’aux Amériques pour s’approvisionner en pétrole brut de remplacement, et une importante flotte parallèle transportant du pétrole russe et iranien sous sanctions par des routes lentes et détournées. Chaque voyage plus long immobilise un navire en mer et le prive de la disponibilité pour tous les autres. La flotte reste de la même taille ; en revanche, le nombre de navires qu’il est possible de louer a chuté de façon spectaculaire.
Les armateurs ajustent leurs tarifs en conséquence. Les superpétroliers transportant du pétrole brut du Golfe vers la Chine gagnent désormais plus d'un million de dollars par jour, soit près de 30 fois leur moyenne des dix dernières années, selon le courtier maritime Gibson. Son directeur de recherche juge ces tarifs insoutenables et prévient qu'ils anéantiront la demande s'ils persistent. Mi-septembre, Clarksons estimait les gains moyens de l'ensemble de la flotte de superpétroliers à un record de 451 000 dollars par jour, les gains des Suezmax atteignant également un record de 343 000 dollars. Environ 15 % des superpétroliers mondiaux étaient immobilisés au large d'Oman. L'économiste en chef de Trafigura a déclaré que le transport de pétrole n'avait jamais été aussi coûteux. Dans certaines régions, les courtiers signalent qu'il ne reste quasiment plus de navires à affréter.
Ces primes aggravent la pénurie, et pas seulement la rendent plus coûteuse, de quatre manières.
Tout d'abord, le fret est ajouté au prix de chaque baril de remplacement. Le transport maritime, qui représentait historiquement une faible part du coût total d'une cargaison livrée, en représente désormais une part plus importante que jamais, selon Vortexa. Mi-septembre, le fret d'un superpétrolier transportant du pétrole brut du Golfe du Mexique vers la Chine a atteint le montant record de 37,5 millions de dollars, soit environ 19 dollars le baril avant raffinage. Un importateur qui remplace du diesel du Golfe ou de Russie perdu paie le prix pratiqué sur la côte du Golfe, majoré du fret, ce qui explique pourquoi Miller prévient que les coûts à destination constituent une charge supplémentaire par rapport à ses fourchettes de prix de gros. Les pays importateurs les plus pauvres atteignent en premier la limite de leurs capacités de financement.
Deuxièmement, les barils existants cessent d'être expédiés. Lorsque le transport de marchandises absorbe la marge, les échanges longue distance deviennent non rentables et sont tout simplement abandonnés. Ce phénomène est particulièrement préoccupant pour le pétrole brut. L'approvisionnement en pétrole brut moyen et lourd du Golfe du Mexique étant interrompu, les raffineurs d'Asie et d'Europe se sont tournés vers des pétroles de substitution légers et doux provenant des Amériques, de la mer du Nord et d'Afrique de l'Ouest, situés loin des zones de consommation. Lorsque le coût du transport rend une cargaison lointaine non rentable, la raffinerie renonce à l'acheter, réduit sa production de pétrole brut et, par conséquent, celle de gazole et de kérosène. Parallèlement, les raffineurs font grimper les prix du pétrole brut doux disponible localement, ce qui augmente le coût des matières premières nécessaires à la production de gazole.
Troisièmement, ces solutions de contournement mobilisent encore plus de navires, et le marché du pétrole brut détourne les navires du diesel. Les raffineurs asiatiques affrètent des pétroliers Aframax plus petits au lieu de superpétroliers pour importer le pétrole brut américain, et les cargaisons transatlantiques sont désormais réparties entre deux Suezmax là où un seul superpétrolier suffisait auparavant. L'augmentation du nombre de navires par baril accentue la tension sur le marché. Pire encore, les pétroliers transportant du diesel se convertissent au pétrole brut. Le LR2, le plus grand pétrolier de produits raffinés, est un Aframax à cuves revêtues : il peut transporter aussi bien du diesel que du pétrole brut, contrairement à un Aframax classique. Le 11 septembre, le Baltic Exchange estimait le prix d'une cargaison de 80 000 tonnes de pétrole brut en Méditerranée à environ 115 000 $ par jour, soit trois fois plus que les 38 000 $ d'une cargaison équivalente de produits raffinés. Les armateurs ont suivi la tendance : fin avril, plus de la moitié de la flotte de LR2 à cuves revêtues transportait du pétrole brut. TORM, un important armateur de pétroliers, indique que sa capacité utile de transport de produits raffinés a diminué d'environ 5 %, malgré l'augmentation de sa flotte. Le monde perd ainsi des capacités de transport de diesel en pleine pénurie de ce carburant.
Quatrièmement, le carburant nécessaire au fonctionnement des navires se raréfie. Les raffineries, sous pression, transforment davantage de fioul lourd en diesel et en kérosène, des carburants plus rentables, ce qui réduit les quantités de carburant de soute disponibles pour les pétroliers et fait à nouveau grimper les tarifs de transport maritime. Le transport du carburant coûte donc plus cher.
Le transport de marchandises détermine également la destination des exportations américaines de pétrole. Le diesel de la côte du Golfe du Mexique est vendu à l'acheteur qui propose le prix le plus élevé après expédition, ce qui explique en partie pourquoi les cargaisons partent pour l'Europe et l'Amérique latine tandis que la côte Est américaine reste en pénurie. La pénurie de pétroliers n'a pas provoqué la crise du carburant, mais elle transforme un marché tendu en un marché dysfonctionnel.
Le kérosène est confronté à un problème similaire. L'Europe produit environ 1,1 million de barils par jour de kérosène, mais en consomme 1,6 million, important le reste. Une baisse de 200 000 barils par jour de ces importations laisse un déficit de 6 millions de barils par mois. Les aéroports peuvent être contraints de réduire leurs vols bien avant que les stocks mondiaux de kérosène ne soient épuisés.
Les prix du diesel ne suivront pas la baisse du prix du pétrole brut.
Le 22 septembre, le diesel de la côte du Golfe s'échangeait à 209,66 dollars le baril, soit 4,99 dollars le gallon, contre 96,41 dollars pour le pétrole brut WTI. Cet écart d'environ 113 dollars le baril indique que la pénurie se situe au niveau du raffinage et de la distribution, et non au niveau du pétrole brut lui-même. Selon les prévisions de Miller pour les 90 prochains jours, si la tension persiste, le prix du diesel de la côte du Golfe se situe entre 190 et 240 dollars le baril, et celui du kérosène entre 165 et 215 dollars. Un nouveau choc d'approvisionnement majeur ferait grimper le prix du diesel entre 230 et 300 dollars. Seule une réelle reprise de l'offre permettrait de le ramener entre 125 et 165 dollars.
Il met également en garde contre une interprétation trop hâtive de la baisse des prix. Celle-ci peut être due à une reprise de l'offre ou à une réduction de la production des transporteurs routiers, des agriculteurs et des compagnies aériennes. Dans ce dernier cas, il s'agit d'une destruction de la demande, et non d'une reprise.
La réouverture d'Ormuz n'y mettra pas fin.
Le risque à long terme est que l'on présume que la crise prendra fin avec la réouverture du détroit d'Ormuz. Miller soutient qu'un détroit ouvert ne permettra ni de réparer un puits, ni de redémarrer un compresseur, ni de payer un entrepreneur. Dans son scénario de crise technique, même après le rétablissement d'un accès sécurisé, environ 11,8 millions de barils par jour de capacité d'exportation du Golfe resteront indisponibles au bout d'un an, et les coûts de remise en état s'élèveront entre 380 et 870 milliards de dollars sur cinq ans. Le rythme des travaux est déterminé par l'état des puits endommagés, le partage des usines de traitement, les équipes spécialisées et les liquidités, et non par les annonces de reprise du transport maritime.
Même lorsque l'offre et la demande s'équilibrent à nouveau, les stocks doivent encore être reconstitués. Avec un excédent soutenu d'un demi-million de barils par jour, il faut encore deux mois pour reconstituer 30 millions de barils de stocks.
Ce que vous devez savoir
Les États-Unis produisent bien plus de diesel qu'ils n'en consomment, et ils en utilisent déjà la totalité. Entre la demande intérieure, les engagements d'exportation et le fonctionnement quasi-saturé des raffineries, les États-Unis n'ont plus de surplus à offrir au monde, qui a perdu 1,6 million de barils par jour d'exportations de diesel en provenance du Golfe et de la Russie réunis. Tant que l'offre de carburants finis ne se sera pas rétablie, l'ajustement se traduira par une hausse des prix, un ralentissement de l'activité économique, ou les deux.
Je suis de retour avec Jelena et Ryan… Nous parlons de la Russie et de l'Ukraine : https://www.youtube.com/watch?v=CzJZHEKZTTs
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