par Larry C. Johnson

La guerre entre les États-Unis et Israël d’un côté et l’Iran de l’autre a braqué l’attention du monde entier sur le pétrole en raison de la fermeture du détroit d’Ormuz. Lorsque la guerre a éclaté, je pensais que le pétrole n’était que du pétrole. Bon… j’étais ignorant. Mais au cours des quatre derniers mois, j’ai beaucoup appris grâce à plusieurs experts du domaine. Si vous voulez comprendre l’une des principales raisons pour lesquelles Donald Trump a signé le protocole d’accord, vous devez comprendre pourquoi les États-Unis dépendent du pétrole brut acide, qui provient du golfe Persique. Je vais essayer de simplifier les choses : environ 65 % des raffineries américaines sont conçues pour traiter du pétrole brut acide, alors que l’industrie pétrolière américaine produit principalement du pétrole brut doux. Nous avons besoin de pétrole brut acide pour produire du diesel et du kérosène. La fermeture du détroit d’Ormuz signifie que les États-Unis n’auront pas assez de pétrole brut acide pour maintenir les niveaux actuels de production de diesel et de kérosène. Voilà le problème en quelques mots.

Les États-Unis sont le plus grand producteur de pétrole brut au monde, avec une production avoisinant les 13,8 millions de barils par jour. Ils sont aussi, paradoxalement, structurellement dépendants du pétrole brut importé — environ 6 à 8 millions de barils par jour ces dernières années. La guerre avec l’Iran et la fermeture du détroit d’Ormuz pendant plusieurs mois ont mis en évidence ce paradoxe de la manière la plus crue qui soit : un pays qui regorge de son propre pétrole s’est retrouvé à puiser dans sa réserve stratégique de pétrole à un rythme record pour maintenir l’approvisionnement en diesel et en kérosène. L’explication réside dans un décalage entre le type de pétrole que les États-Unis produisent et celui pour lequel leurs raffineries ont été conçues — et le baril qui comble aujourd’hui ce décalage est extrait de cavités salines dont la durée de vie structurelle est limitée.

Tous les bruts ne se valent pas

Le pétrole brut est classé selon deux critères principaux : la densité (gravité API, pour American Petroleum Institute) et la teneur en soufre. Les bruts «légers» ont une densité API élevée (environ 35° et plus) ; les bruts «lourds» sont plus denses. Le brut «doux» contient moins de 0,5 % de soufre en poids ; le brut «acide» en contient davantage — selon les spécifications de la SPR, un brut est considéré comme «acide» lorsqu’il contient entre 0,5 et 2,0 % de soufre.

La révolution du schiste a transformé les États-Unis en premier producteur mondial de pétrole brut presque exclusivement léger et « doux ». Les barils provenant du Permien, du Bakken et d’Eagle Ford affichent généralement une densité API comprise entre 40 et 50°, avec une teneur en soufre minimale. Il s’agit d’un excellent pétrole à bien des égards : facile à traiter, riche en molécules de type essence. Mais ce n’est pas ce pour quoi le complexe de raffinage américain a été conçu.

L’inadéquation des raffineries

De la fin des années 1980 jusqu’aux années 2000, les raffineurs de la côte américaine du golfe du Mexique ont investi des dizaines de milliards de dollars dans des capacités de « conversion profonde » : unités de cokéfaction, hydrocraqueurs, craqueurs catalytiques fluides et unités d’hydrotraitement. Ces investissements ont été réalisés dans la perspective, quasi unanime, que la production nationale continuerait de baisser et que la gamme des importations deviendrait de plus en plus lourde et soufrée — Maya mexicain, Merey vénézuélien, Saudi Arab Medium, mélanges de bitume canadien. La complexité constituait un avantage concurrentiel : une raffinerie capable d’acheter à prix réduit des charges lourdes et acides tout en produisant une gamme complète de produits propres réalisait des marges plus importantes qu’une simple raffinerie fonctionnant au brut doux et coûteux.

Le boom du schiste est survenu alors que ces investissements étaient déjà engagés. Il en résulte que le système de raffinage américain est optimisé pour le brut acide moyen et lourd, dans un pays qui produit pourtant du brut léger non acide. Exploiter une raffinerie à coke avec un régime exclusivement composé de brut léger non acide entraîne une sous-utilisation du four à coke et des unités de valorisation des résidus — détruisant ainsi la marge même que ces unités étaient censées générer — et crée des problèmes opérationnels, car le brut très léger surcharge les installations de traitement du naphta et des fractions légères en amont de l’usine. Les raffineurs ne peuvent pas non plus simplement recourir au mélange pour s’en sortir : mélanger du pétrole de schiste très léger avec des résidus lourds produit des mélanges « en haltère » qui imitent un brut moyen sur le papier mais se comportent mal dans la tour de distillation, car le mélange manque des molécules à point d’ébullition intermédiaire qu’un véritable brut moyen contient.

C’est pourquoi la configuration des échanges commerciaux se présente ainsi. Les États-Unis exportent environ 4 millions de barils par jour de brut léger non acide vers des raffineries en Europe et en Asie conçues pour ce type de brut, tout en important des millions de barils par jour de qualités plus lourdes et plus acides. Le Canada et le Mexique fournissent environ 70 % des importations américaines de brut — le brut lourd acide canadien arrive par oléoduc dans le Midwest et sur la côte du golfe du Mexique, un flux qui a atteint des niveaux records après l’extension du pipeline Trans Mountain —, tandis que l’Arabie saoudite, l’Irak et, depuis l’enlèvement de Maduro par les États-Unis, un Venezuela en pleine renaissance fournissent la majeure partie du reste. Cette situation n’est ni un hasard ni un échec politique au sens habituel du terme ; c’est le résultat rationnel d’un système de raffinage dont la configuration ne peut être modifiée ni rapidement ni à moindre coût. L’Arabie saoudite étant hors jeu, les États-Unis sont contraints de compter sur une réserve stratégique de pétrole (SPR) qui s’amenuise rapidement.


Jusqu’à présent, l’administration Trump a réussi à repousser une crise d’approvisionnement en puisant dans les réserves stratégiques de pétrole (SPR) pour puiser du brut acide. Mais les États-Unis vont bientôt épuiser leurs réserves de brut acide et auront besoin d’une alternative… Cela signifie qu’il faudra que le pétrole du golfe Persique recommence à affluer vers l’Amérique. Certains experts estiment que la pénurie de brut acide entraînera une flambée des prix du diesel et du kérosène dès la mi-juillet. D’autres estiment que les États-Unis pourront tenir jusqu’à la mi-août. Tant que les États-Unis continueront d’attaquer l’Iran, les perspectives d’un retour à la normale resteront sombres.

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