par Larry C. Johnson

Permettez-moi de vous présenter mon ami, Karl Miller. Karl Miller est une figure du secteur énergétique américain, connu avant tout comme trader, investisseur et spécialiste des actifs en difficulté, plutôt que comme « analyste » au sens strict du terme, qu’il s’agisse du côté vendeur ou d’un groupe de réflexion. D’après ses propres documents professionnels et son profil sur Risk.net, sa carrière a débuté à Wall Street en 1989 chez Dean Witter Reynolds, puis il s’est orienté vers le négoce de contrats à terme et d’options chez Copia à New York ; il a ensuite travaillé au sein de la branche énergie d’Électricité de France (EDF) avant de devenir associé chez NEAH Energy (parfois désignée sous les noms de NEAH Power ou Global Energy).

Karl a joué un rôle clé en m’aidant à comprendre la complexité de l’industrie pétrolière et il a formulé quelques commentaires sur mon dernier article. Voici donc son point de vue :

Larry,

J’ai beaucoup apprécié la lecture de ton article sur le raffinage du brut acide, car il met en lumière un aspect souvent négligé dans les débats sur la sécurité énergétique : tous les bruts ne sont pas interchangeables, et toutes les raffineries ne sont pas capables de traiter toutes les qualités de brut. Trop de commentateurs réduisent les marchés pétroliers à un simple nombre de barils par jour, en ignorant la teneur en soufre, la densité, la complexité des raffineries et leur capacité de conversion. Votre explication des raisons pour lesquelles le brut lourd acide nécessite un hydrotraitement poussé, une production d’hydrogène, une récupération du soufre, une métallurgie améliorée et des équipements de conversion profonde est techniquement solide et fournit un contexte utile pour comprendre pourquoi la configuration des raffineries est aussi importante que l’approvisionnement en brut.

Votre thèse centrale — selon laquelle la configuration des raffineries limite la capacité mondiale à absorber la perte de brut lourd acide du Golfe — est fondamentalement correcte.

C’est au niveau des conclusions stratégiques que l’analyse me semble moins convaincante, notamment en ce qui concerne la mesure dans laquelle la côte américaine du golfe du Mexique serait à l’abri d’une perturbation prolongée des approvisionnements en brut lourd acide du Moyen-Orient.

Cette distinction est importante.

Votre article assimile largement la résilience de l’approvisionnement physique à l’immunité économique. Or, ce ne sont pas les mêmes choses.

La côte américaine du golfe du Mexique est incontestablement moins dépendante du brut du golfe Persique que l’Asie du Nord-Est. Une grande partie de sa matière première lourde et acide provient du Canada, du Mexique, de la Colombie, du Brésil et d’autres producteurs de l’hémisphère occidental. Cette base diversifiée de matières premières confère aux raffineurs américains une plus grande résilience opérationnelle que celle des raffineurs dont l’approvisionnement en brut dépend presque entièrement du détroit d’Ormuz.

Mais il ne faut pas confondre résilience et isolation.

Le pétrole brut lourd et acide s’échange sur un marché mondial des matières premières. Le « Western Canadian Select » canadien, le « Maya » mexicain, le « Castilla » colombien, les qualités lourdes brésiliennes, le « Basrah Heavy » irakien, le « Saudi Arab Heavy », le « Kuwaiti Export Crude » et les mélanges vénézuéliens se font en fin de compte concurrence au sein du même système international de fixation des prix. Si l’on retire plusieurs millions de barils par jour de pétrole brut lourd et acide du Moyen-Orient du commerce mondial, chaque substitut restant prend de la valeur.

La côte du golfe du Mexique ne serait donc pas épargnée par cette perturbation. Elle y serait confrontée sous la forme de coûts d’acquisition plus élevés, d’une offre plus restreinte et d’une concurrence internationale accrue pour les barils de remplacement.

L’hypothèse selon laquelle le pétrole brut lourd canadien continuerait d’affluer vers les États-Unis sans changement notable est également sujette à caution.

Le Canada n’est plus un fournisseur captif des raffineries américaines. L’expansion des infrastructures d’exportation sur la côte pacifique du Canada a créé de plus en plus d’opportunités d’atteindre directement les acheteurs asiatiques. Si les raffineurs chinois, sud-coréens, japonais ou indiens devaient soudainement faire face à des perturbations simultanées dans le détroit d’Ormuz et en mer Rouge, ils pourraient offrir des primes suffisamment élevées pour compenser les coûts de transport supplémentaires liés à l’acheminement du brut canadien à travers le Pacifique.

Les producteurs de matières premières optimisent la valeur nette, et non la proximité géographique.

Si l’Asie devient la destination la plus rémunératrice, les incitations commerciales réorienteront autant de barils exportables que le permettent les infrastructures.

Il ne serait d’ailleurs pas nécessaire de procéder à un détournement massif pour affecter les raffineurs américains.

Les prix du pétrole sont déterminés par le baril marginal. Même des réorientations relativement modestes des exportations canadiennes vers les marchés asiatiques réduiraient l’offre disponible pour les raffineurs de la côte du Golfe et augmenteraient le coût d’acquisition de chaque baril de brut lourd restant. Les réseaux d’oléoducs existants offrent certes des avantages logistiques aux raffineurs américains, mais les oléoducs ne suspendent pas les lois de la formation des prix mondiaux.

Le même principe s’applique à tous les autres producteurs de brut lourd acide.

La production mexicaine reste limitée. Les exportations colombiennes sont limitées. Les qualités lourdes brésiliennes sont de plus en plus recherchées. La production vénézuélienne reste soumise à des contraintes politiques et infrastructurelles. Aucune de ces sources ne dispose d’une capacité de réserve suffisante pour remplacer les exportations du golfe du Mexique dans un délai très court.

Il en résulterait une concurrence sur les prix plutôt qu’une substitution sans heurts.

Je pense également que l’article sous-estime les conséquences plus larges d’une perturbation simultanée du détroit d’Ormuz et de la mer Rouge.

Un tel événement ne se limiterait pas à interrompre les flux de pétrole brut.

Il redéfinirait la dynamique économique du système mondial de raffinage.

Les raffineries asiatiques à conversion profonde connaîtraient de graves pénuries de matières premières. La demande en diesel, en kérosène, en essence et en autres produits raffinés provenant de fournisseurs alternatifs augmenterait considérablement. Les raffineries américaines de la côte du Golfe continueraient probablement à fonctionner, car elles conserveraient l’accès au pétrole brut de l’hémisphère occidental. Cependant, elles seraient simultanément confrontées à une hausse des coûts des matières premières et à une demande internationale plus forte pour leurs produits raffinés.

Les marges de raffinage pourraient s’améliorer.

Les prix intérieurs des carburants augmenteraient presque à coup sûr.

Les consommateurs américains subiraient donc les effets de cette perturbation même si les raffineries américaines ne perdaient jamais l’accès physique au pétrole brut.

Cette distinction est cruciale.

La question pertinente n’est pas simplement de savoir si les raffineries de la côte du Golfe peuvent continuer à fonctionner.

La question pertinente est de savoir dans quelles conditions économiques elles continuent à fonctionner.

Une raffinerie qui continue d’être approvisionnée tout en payant des prix nettement plus élevés pour ses matières premières et en exportant vers un marché mondial en situation de pénurie n’est pas à l’abri de la perturbation. Elle opère au cœur même de celle-ci.

Il y a un autre aspect qui mérite d’être souligné.

La configuration d’une raffinerie détermine ce qui peut être traité efficacement.

Elle ne détermine pas la manière dont les marchés réagissent.

Les contraintes techniques ne constituent qu’un élément d’un système beaucoup plus vaste qui inclut les capacités de transport maritime, les marchés de l’assurance, le marché à terme, les réserves stratégiques de pétrole, la gestion des stocks, les réponses diplomatiques, la substitution entre différentes qualités de brut, l’optimisation des raffineries et l’évolution de la demande des consommateurs. Les marchés pétroliers modernes ont démontré à maintes reprises une remarquable capacité d’adaptation face aux sanctions, aux guerres, aux ouragans et aux interruptions de production. Ces ajustements sont rarement indolores, mais ils sont rarement aussi rigides que les schémas techniques pourraient le laisser supposer à eux seuls.

Votre article parvient à expliquer pourquoi la capacité de raffinage du brut lourd acide revêt une valeur stratégique.

Là où il va trop loin, c’est en laissant entendre que les États-Unis occupent une position largement à l’abri des conséquences d’une perte de brut lourd du Golfe.

L’avantage stratégique de la côte du Golfe réside dans sa résilience relative, et non dans son immunité. Elle est moins vulnérable que l’Asie du Nord-Est à une interruption physique immédiate de l’approvisionnement en brut lourd acide grâce à la diversification de ses matières premières nord-américaines. Elle reste toutefois pleinement exposée aux conséquences économiques de la perte de la plus grande concentration mondiale de brut lourd acide exportable. La hausse des coûts des matières premières, l’intensification de la concurrence pour les qualités canadiennes et autres qualités non originaires du Moyen-Orient, la réorientation des flux commerciaux, le resserrement des marchés des produits raffinés et la hausse des prix intérieurs des carburants répercuteraient tous directement sur le secteur américain du raffinage les effets d’un embargo du Moyen-Orient ou d’une fermeture prolongée du détroit d’Ormuz.

En fin de compte, je pense que votre argument le plus solide — à savoir que la configuration des raffineries limite la capacité mondiale à absorber la perte de brut lourd acide du Golfe — est bien étayé. L’argument le plus faible est l’idée sous-jacente selon laquelle les États-Unis échapperaient d’une manière ou d’une autre à ces contraintes. En réalité, la côte américaine du golfe du Mexique est mieux placée que la plupart des régions pour faire face à un tel choc, car elle dispose de capacités de raffinage à conversion profonde de classe mondiale et d’un accès à des approvisionnements diversifiés en brut lourd. Ces avantages la rendent plus résiliente que bon nombre de ses concurrents, mais ils ne la soustraient pas aux réalités économiques d’un marché mondial intégré des matières premières.

En cas de perturbation majeure, le défi auquel seraient confrontés les raffineurs de la côte du Golfe ne serait pas l’incapacité à traiter le pétrole brut lourd et acide. Ce serait plutôt la hausse des coûts d’acquisition de ce pétrole brut lourd et acide dont dépend ce système de raffinage.

Sur le plan technique, votre analyse est correcte.

Sur le plan économique, la situation est nettement plus complexe.

Sonar21