par Larry C. Johnson

Vous pensez peut-être que c’est une question stupide ou hors de propos alors que l’on vient d’apprendre que l’Iran a lancé des frappes préventives contre des bases américaines dans le golfe Persique et en Jordanie, mais croyez-moi, c’est une question tout à fait pertinente. (Remarque : j’aborderai les répercussions militaires des nouvelles attaques d’aujourd’hui dans mon article de mercredi.)

La réponse courte à la question que j’ai posée ci-dessus est qu’une raffinerie de brut acide est conçue pour résoudre un problème majeur dont une raffinerie de brut doux est largement épargnée — le soufre — et que presque toutes les différences matérielles en découlent. Mais il y a en réalité deux variables qui entrent en jeu ici, et elles sont généralement confondues : la teneur en soufre (doux vs acide) et la densité (léger vs lourd). Dans la réalité, ces deux variables sont corrélées — la plupart des bruts acides sont également lourds (Arabian Heavy, Urals, dilbit canadien, vénézuélien), tandis que la plupart des bruts doux sont plus légers (WTI, Brent, Bonny Light, schiste américain) — de sorte qu’une « raffinerie de brut acide » est en pratique généralement aussi une « raffinerie de brut lourd », et il est utile de distinguer ces deux axes car ils nécessitent des équipements différents.

Le terme « acide » désigne une teneur élevée en soufre (généralement > 0,5 %, les qualités du Golfe se situant entre 1,5 et 4 %+). Le soufre pose un double problème : c’est un contaminant qu’il faut éliminer pour produire un carburant conforme aux spécifications et commercialisable, et il provoque la corrosion de l’installation elle-même. Une raffinerie « acide » se caractérise donc par quatre systèmes d’hydrotraitement et de traitement du soufre qui ne sont pas présents à la même échelle dans une raffinerie « douce ». Je fais référence aux éléments suivants :

Des unités d’hydrotraitement, et une capacité d’hydrotraitement importante — des unités qui combinent la charge avec de l’hydrogène sur un catalyseur afin de convertir le soufre en sulfure d’hydrogène (H₂S) pour pouvoir l’extraire. Chaque fraction principale (naphta, kérosène, diesel, gazole) nécessite son propre traitement.

Une source d’hydrogène à grande échelle. Tous ces traitements par hydrotraitement (et hydrocraquage) consomment d’énormes volumes d’hydrogène ; c’est pourquoi une raffinerie de pétrole « acide » ou « lourd » exploite généralement un reformeur à vapeur de méthane dédié pour produire de l’hydrogène. Une simple raffinerie de pétrole « doux » peut souvent se contenter de l’hydrogène rejeté comme sous-produit de son reformeur catalytique.

Unités d’amine + unité de récupération du soufre (procédé Claus) + traitement des gaz résiduels. Il s’agit de la partie en aval qui transforme le H₂S que vous avez extrait en soufre élémentaire destiné à la vente. Une raffinerie de pétrole « doux » peut disposer d’une unité de récupération du soufre (SRU) symbolique ; le bloc de traitement du soufre d’une raffinerie de pétrole « acide » constitue quant à lui une partie majeure et à forte intensité capitalistique de l’installation. Une grande raffinerie du Golfe peut produire des milliers de tonnes de soufre par jour en tant que sous-produit.

Métallurgie. Étant donné que le H₂S et les acides organiques attaquent l’acier au carbone — par sulfidation et, en présence d’hydrogène, par fissuration induite par l’hydrogène et par attaque de l’hydrogène à haute température —, les raffineries de brut « acide » sont construites avec des matériaux métallurgiques renforcés : revêtements en acier inoxydable et en alliage chrome-molybdène dans la partie supérieure de l’unité de traitement du brut, dans les circuits de l’unité d’hydrotraitement et dans les sections à haute température. Cette teneur en alliage est l’une des principales raisons pour lesquelles la construction des raffineries de brut « acide » coûte plus cher, avant même de prendre en compte les unités supplémentaires.

Vous me suivez jusqu’ici ? Laissez-moi vous expliquer pourquoi cette asymétrie entre les raffineries de brut « acide » et celles de brut « doux » revêt une importance stratégique : ces deux types d’installations ne sont pas interchangeables, et les coûts de conversion s’exercent principalement dans un seul sens.

Une raffinerie configurée et optimisée pour une charge spécifique de brut acide ou lourd (par exemple, l’Urals, l’Arabian Heavy ou les bruts lourds vénézuéliens/canadiens) ne peut pas passer librement à un autre brut sans subir de pertes de rendement et de pénalités économiques — son cokeur, son bilan d’hydrogène et le dimensionnement de son hydrotraitement ont été adaptés à cette charge. C’est précisément pour cette raison que les réorientations des flux de pétrole brut soumis à des sanctions sont difficiles à mettre en œuvre : les raffineurs indiens et chinois qui ont acheté de l’Urals à prix réduit, ou l’appétit des petits raffineurs du Golfe et chinois pour le brut lourd acide, reflètent des installations construites pour cette composition, et non un opportunisme ponctuel.

Une raffinerie complexe spécialisée dans le brut acide peut traiter du brut doux (elle est surdimensionnée pour cela, ce qui signifie qu’elle fait simplement fonctionner ses unités coûteuses à capacité réduite — ce qui est inefficace mais faisable). Une raffinerie simple spécialisée dans le brut doux ne peut généralement pas traiter de brut acide — elle ne dispose pas des installations d’hydrotraitement, d’hydrogène, de récupération du soufre et de la métallurgie nécessaires pour le traiter. Cette flexibilité à sens unique explique pourquoi la capacité mondiale de conversion du brut acide et lourd constitue la véritable contrainte, et pourquoi la perte d’une raffinerie complexe spécifique (ou d’un approvisionnement spécifique en brut lourd pour lequel elle a été conçue) ne peut pas être rapidement compensée ailleurs.

Ainsi, lorsque les États-Unis ou l’Iran frappent une raffinerie spécifique, ou qu’une catégorie de brut est retirée du marché, la question qui détermine l’impact réel sur l’offre ne se résume pas à un simple remplacement « baril pour baril » : il s’agit de savoir quelle configuration a été touchée et si le brut déplacé a un autre endroit où aller qui soit réellement conçu pour le traiter. Un million de barils de brut lourd arabe bloqués en raison d’une perturbation dans le détroit d’Ormuz ne peuvent pas être absorbés par de simples raffineries de brut doux inactives situées dans une autre région ; cela nécessite spécifiquement une capacité de conversion profonde, et cette capacité est concentrée, coûteuse et longue à mettre en place.

L’asymétrie fondamentale réside dans le fait que le pétrole brut provenant du Golfe est en grande majorité lourd et acide, et que seules quatre concentrations géographiques de raffineries ont été construites pour le traiter. Il s’agit de :

Jamnagar de Reliance (Gujarat, environ 1,4 mbpd répartis sur deux raffineries) est le nœud le plus important — c’est l’une des raffineries les plus complexes au monde, spécialement conçue pour traiter du pétrole lourd et acide bon marché provenant de n’importe où et pour craquer les résidus en produits propres.

Les méga-raffineries chinoises et les « teapots » du Shandong constituent le deuxième grand débouché. Ces complexes à la pointe de la technologie (Rongsheng/ZPC à Zhoushan, Hengli à Dalian), ainsi que le regroupement de raffineries indépendantes du Shandong, sont conçus pour traiter le pétrole lourd et acide et constituent la destination attitrée des barils soumis à des sanctions — le pétrole lourd iranien, le Merey vénézuélien, ainsi que les ESPO et Urals russes vendus à prix réduit. C’est cette destination qui rend les exportations de brut iranien viables, mais elle est exposée aux risques liés aux détroits d’Ormuz et de Malacca.

L’Asie du Nord-Est — la Corée du Sud (SK, GS Caltex, S-Oil) et, dans une moindre mesure, le Japon — exploite des usines à haute complexité alimentées en permanence par du brut acide du Golfe (historiquement, du brut lourd saoudien, koweïtien et iranien d’avant les sanctions). Ces raffineries comptent parmi les plus dépendantes d’Ormuz au monde, ne disposant pratiquement pas de pétrole brut national et ayant une capacité limitée à changer rapidement de matière première.

La côte américaine du golfe du Mexique constitue l’exception qui compte dans le tableau stratégique : elle dispose d’une énorme capacité de conversion profonde de bruts lourds et acides (Valero, Port Arthur de Motiva, Beaumont d’ExxonMobil, la « ceinture de cokéfaction »), mais elle n’est pas principalement alimentée par le golfe du Persique. Elle a été reconstruite dans les années 2000 autour du pétrole vénézuélien et du Maya mexicain, et s’appuie désormais fortement sur le pétrole lourd canadien acheminé par oléoduc. La côte américaine du golfe du Mexique est donc avide de pétrole lourd et acide, mais largement à l’abri d’un incident à Ormuz — ce qui explique précisément pourquoi elle ne peut pas facilement compenser les barils du golfe bloqués destinés à l’Asie : ses cuves de cokéfaction tournent déjà à plein régime avec du pétrole lourd de l’hémisphère occidental.

La vulnérabilité ne se mesure donc pas en barils en mer, mais en capacité de cokéfaction et d’hydrocraquage qui a perdu son approvisionnement prévu, et cette capacité est concentrée en quatre endroits (Jamnagar, la côte chinoise, la Corée et la côte américaine du golfe du Mexique, déjà saturée de pétrole canadien). C’est cette concentration qu’il convient de surveiller : un incident prolongé touchant deux points d’étranglement n’a pas des répercussions uniformes sur l’ensemble du secteur du raffinage, mais frappe presque exclusivement ces pôles asiatiques de conversion profonde et le marché du diesel dont ils constituent le pilier.

Ce que j’ai esquissé et analysé ci-dessus n’est qu’un aperçu des énormes enjeux économiques qui seraient menacés si le détroit d’Ormuz restait fermé pendant une période prolongée. Outre la pénurie de brut acide et de soufre, il existe également des déficits importants en urée, en GNL et en hélium. Il est concevable que les dommages économiques causés par la guerre des États-Unis contre l’Iran dépassent les dégâts matériels infligés par les missiles et les bombes.

SONAR21