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Sur le papier, les États-Unis seraient censés jouer le rôle de soupape de sécurité mondiale dans cette crise du carburant. Les raffineries américaines produisent bien plus de diesel que les Américains n’en consomment. Mais chacun de ces barils est déjà réservé. Entre une demande intérieure en hausse, d’importants engagements à l’exportation et des raffineries fonctionnant à pleine capacité, les États-Unis puisent dans leurs propres stocks, loin de disposer d’un excédent. Et comme le montre Karl W. Miller dans sa dernière analyse, datée du 29 septembre, le choc provoqué par la crise du Golfe frappe doublement l’approvisionnement mondial en carburant : il prive les raffineries étrangères de pétrole brut et prive les raffineries du Golfe elles-mêmes de carburant fini. Les États-Unis n’ont pas de diesel en réserve à offrir à un monde qui a perdu 1,6 million de barils par jour d’exportations de diesel provenant à la fois du Golfe et de la Russie. Jusqu’à ce que l’offre de carburants finis se rétablisse, ce déficit sera comblé par une hausse des prix, un ralentissement de l’activité économique, voire les deux.
Le double choc 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 relatifs au brut. Le choc du Golfe affecte l’approvisionnement mondial en carburant par deux canaux distincts à la fois.
Le premier concerne les matières premières. Lorsque les exportations de brut du Golfe sont perturbées, les raffineries d’Asie, d’Europe et d’Afrique perdent les barils pour lesquels elles ont été conçues. Des bruts de substitution peuvent faire l’affaire, 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 configurés en fonction de bruts particuliers. Selon la règle empirique de Miller, chaque million de barils de brut par jour non remplacé se traduit par une baisse de 300 000 à 500 000 barils par jour de diesel et de kérosène à l’étranger.
Le deuxième facteur concerne les carburants finis. Le Golfe est une région de raffinage majeure à part entière, et les dégâts, les pénuries de matières premières, les problèmes d’approvisionnement en énergie et les restrictions de transport maritime ont réduit ses exportations de produits finis bien plus fortement que ses exportations de brut. Dans le scénario de M. Miller pour l’ensemble du corridor d’Ormuz, y compris l’Irak, les exportations de 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 chutent 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 l’essentiel de cette perte de produits.
Dans ce scénario, le diesel et le gazole représentent 640 000 barils par jour du déficit en produits pétroliers, tandis que le kérosène et le carburant pour avions en représentent 350 000 barils par jour supplémentaires, dont une grande part est normalement destinée à l’Europe, à l’Afrique et à l’Asie du Sud. Les données chiffrées sont tout aussi frappantes. Les exportations nettes de diesel et de gazole du Golfe sont passées d’un niveau implicite de 1,45 million de barils par jour avant la guerre à 390 000 barils par jour en août, soit un écart de 1,0 à 1,1 million de barils par jour. Cette perte enregistrée par le Golfe représente la plus grande part du déficit combiné de 1,6 million de barils par jour des exportations de diesel du Golfe et de la Russie. Le reste provient de la Russie.
Et les pertes vont bien au-delà du diesel. Le scénario fait état d’une pénurie de 1,32 million de barils par jour de GPL, le combustible utilisé pour la cuisine et le chauffage par des 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 résiduel, dont une grande partie est du fioul de soute, ce qui alimente directement la pénurie de pétroliers évoquée ci-dessous. Les carburants pour avions militaires, tels que le JP-8 et le JP-5, subissent une pression supplémentaire car ils nécessitent un approvisionnement certifié et des additifs.
Miller fait preuve de rigueur dans ses calculs. Les deux flux doivent être cumulés 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 brut conservé sur le territoire national pour les raffineries du Golfe ne doit pas être comptabilisé deux fois comme perdu. Ses chiffres concernant le détroit d’Ormuz constituent un scénario de crise, et non une mesure, et les rapports de septembre faisant état d’une reprise des exportations de pétrole brut indiquent que les flux réels dépassent ce scénario. Mais l’essentiel reste valable. Le choc du Golfe prive les raffineries étrangères de matières premières tout en retirant du marché les carburants finis. C’est pourquoi le monde connaît une pénurie de diesel et de kérosène d’une ampleur que les seuls prix du brut ne permettent pas de rendre compte.
Une pénurie physique, pas seulement une flambée des prix
Le résultat, comme l’a fait valoir Miller dans son rapport du 26 septembre intitulé “The Fuel Reckoning”, est une crise liée à des barils manquants, et pas seulement à des barils chers. Il estime que 2 à 3 millions de barils par jour de produits raffinés ont disparu de l’offre mondiale début septembre. Si cette situation persiste, 60 à 90 millions de barils devront être remplacés, rationnés ou prélevés sur les stocks chaque mois.
Le diesel est au cœur de cette crise. La consommation mondiale de diesel et de gazole s’élève à environ 29,4 millions de barils par jour, et c’est le diesel qui fait rouler les camions, les moissonneuses, les mines et les groupes électrogènes de secours de l’économie mondiale. M. Miller calcule qu’en août, les exportations de diesel en provenance du Golfe et de Russie 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 pourraient compenser. Les importateurs ont besoin chaque jour d’une cargaison de remplacement, de la bonne qualité, livrée au bon terminal avant que leurs réservoirs ne se vident.
Les chiffres américains
Cela fait des États-Unis le fournisseur de dernier recours évident. La production de distillats s’est élevée 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 semble indiquer un excédent bien supérieur à un million de barils par jour. Mais ce volume est déjà engagé. Les États-Unis ont exporté environ 1,61 million de barils de distillats par jour au cours de la semaine se terminant le 11 septembre, après un record de 1,935 million atteint début août. Selon l’EIA, cette flambée des exportations fait suite à la perte d’importants volumes d’approvisionnement en distillats en provenance du Moyen-Orient, de la Russie et de la Chine.
Les calculs de M. Miller pour la semaine se terminant le 18 septembre montrent où en se trouve le pays. Les raffineurs ont produit 5,159 millions de barils par jour et les États-Unis en ont importé 85 000. En contrepartie, la consommation intérieure s’est élevée à 3,975 millions, en hausse en raison de la demande saisonnière, et les exportations ont atteint 1,331 million. Il en a résulté un déficit d’environ 62 000 barils par jour, comblé par le prélèvement sur les stocks. Les États-Unis ne disposent pas d’un excédent. Ils affichent un léger déficit tout en exportant un quart de leur production.
La marge de manœuvre a déjà disparu. Le taux d’utilisation des raffineries a atteint 98 % fin août, son plus haut niveau depuis 2018. M. Miller souligne que chaque augmentation de 100 000 barils par jour des exportations nécessite désormais soit une nouvelle production, soit une baisse de la consommation intérieure, soit un prélèvement plus important sur les stocks.
Les stocks sont bas, et mal répartis
Les stocks commerciaux de distillats s’élevaient à 107,9 millions de barils au 11 septembre, soit environ 30 jours de couverture et 12 % de moins que la moyenne sur cinq ans. L’EIA prévoit qu’ils passeront sous la barre des 100 millions de barils en septembre et resteront en dessous de leur plus bas niveau sur cinq ans jusqu’à la fin 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 de la région de l’Atlantique Sud, qui approvisionne le Sud-Est, avaient baissé d’environ 40 %. L’excédent se trouve sur la côte du golfe du Mexique, et les oléoducs vers la côte Est sont presque pleins. La dérogation à la loi Jones, en vigueur depuis mars et prolongée jusqu’au 15 novembre, a porté ses fruits : les expéditions de distillats du golfe de Mexique vers la côte Est ont atteint un niveau record de 220 000 barils par jour en avril. Mais cette dérogation ne modifie en rien l’incitation à l’exportation. Les marges de craquage mondiales étant proches de leurs plus hauts niveaux historiques, les raffineurs du golfe de Mexique gagnent davantage en expédiant du diesel à l’étranger qu’en l’acheminant vers la Floride ou New York.
C’est pourquoi M. Miller met en garde contre toute restriction des exportations américaines de diesel. Une interdiction d’exportation permettrait certes de conserver le carburant sur le territoire national, mais aggraverait la pénurie ailleurs. Elle ne produirait pas un seul baril supplémentaire de diesel à l’échelle mondiale.
La pénurie de pétroliers : plus de carburant pour transporter le carburant
Même les barils de remplacement arrivent plus lentement. M. Miller estime que rediriger un flux de 1,6 million de barils par jour vers des trajets plus longs de dix jours immobilise 16 millions de barils supplémentaires en transit.
Et si la durée d’un aller-retour de pétrolier augmente de 30 à 45 jours, la même flotte ne livre plus que les deux tiers de la quantité de carburant habituelle. Pour maintenir le niveau des livraisons, il faudrait 50 % de navires en plus. Une cargaison en mer, écrit-il, ce n’est pas du diesel à la pompe des camions.
C’est sur le marché des pétroliers que ce calcul se traduit en coûts. Les guerres n’ont pas réduit la flotte mondiale. Elles ont allongé ses trajets. Le transport maritime de pétrole se mesure en tonnes-milles, soit le nombre de barils multiplié par la distance, et chaque détour effectué cette année a ajouté des kilomètres : des pétroliers échangeant leurs cargaisons au large d’Oman, des navires contournant l’Afrique, des raffineries asiatiques s’approvisionnant jusqu’aux Amériques pour trouver du brut de remplacement, et une importante flotte fantôme transportant du pétrole russe et iranien soumis à sanction sur des itinéraires lents et détournés.
Chaque voyage plus long retient un navire en mer et le soustrait au parc de navires disponible pour tous les autres. La flotte reste de taille identique. Le nombre de navires que quiconque peut réellement affréter s’est effondré.
Les armateurs facturent en conséquence. Les superpétroliers transportant du brut du Golfe vers la Chine gagnent désormais plus d’un million de dollars par jour, soit près de 30 fois leur moyenne sur dix ans, selon le courtier maritime Gibson, dont le directeur de recherche qualifie ces tarifs d’insoutenables et prévient qu’ils détruiront la demande s’ils persistent. À la mi-septembre, Clarksons a estimé les revenus moyens de l’ensemble de la flotte de superpétroliers à un niveau record de 451 000 dollars par jour, ceux des Suezmax atteignant également un record de 343 000 dollars. Environ 15 % des superpétroliers mondiaux patientaient au large d’Oman, inactifs. L’économiste en chef de Trafigura a déclaré qu’il n’a jamais été aussi coûteux de transporter du pétrole. Dans certaines régions, les courtiers signalent qu’il ne reste pratiquement plus aucun navire à affréter.
Ces tarifs majorés aggravent la pénurie, et ne se contentent pas de la rendre plus coûteuse, et ce de quatre manières.
Premièrement, des frais de transport s’ajoutent à chaque baril de remplacement. Le transport maritime, qui ne représentait historiquement qu’une petite fraction du coût de livraison d’une cargaison, représente désormais une part plus importante que jamais, selon Vortexa. Mi-septembre, le fret d’un superpétrolier transportant du 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 même que le pétrole ne soit raffiné. Un importateur qui remplace du diesel du golfe du Mexique ou de Russie perdu doit payer le prix pratiqué sur la côte du golfe du Mexique, majoré d’un fret équivalent. C’est pourquoi M. Miller prévient que les coûts liés à la destination constituent une charge supplémentaire qui s’ajoute à ses fourchettes de prix de gros. Les pays importateurs les plus pauvres atteignent en premier lieu la limite de ce qu’ils peuvent financer.
Deuxièmement, les barils disponibles cessent de circuler. Lorsque les frais de transport grignotent la marge, les échanges longue distance deviennent non rentables et ne s’effectuent plus. Cela concerne surtout le brut. Les qualités de brut acides moyennes et lourdes du golfe du Mexique étant indisponibles, les raffineurs d’Asie et d’Europe se sont tournés vers des substituts légers et non acides provenant des Amériques, de la mer du Nord et de l’Afrique de l’Ouest, qui se trouvent loin des lieux où ils font défaut. Lorsque les frais de transport font qu’une cargaison lointaine n’est plus rentable, la raffinerie ne l’achète pas, traite moins de brut et produit moins de diesel et de kérosène. Parallèlement, les raffineurs font grimper les prix de tout brut non acide disponible à proximité, augmentant ainsi le coût des matières premières du diesel qui est tout de même produit.
Troisièmement, ces solutions de contournement mobilisent encore plus de navires, et le marché du brut détourne les navires du diesel. Les raffineurs asiatiques affrètent des pétroliers Aframax plus petits au lieu de superpétroliers pour importer du brut américain, et les cargaisons en provenance de l’Atlantique sont réparties entre deux navires Suezmax là où un seul superpétrolier suffisait auparavant. Un plus grand nombre de navires par baril resserre encore davantage le marché. Pire encore, les pétroliers qui transportent du diesel se tournent vers le brut. Le LR2, le plus grand pétrolier de produits propres, est un Aframax doté de citernes revêtues : il peut transporter aussi bien du diesel que du brut, alors qu’un Aframax ordinaire ne peut pas transporter de diesel. Le 11 septembre, le Baltic Exchange a évalué une cargaison de 80 000 tonnes de brut en Méditerranée à environ 115 000 dollars par jour, soit trois fois les 38 000 dollars d’une cargaison équivalente de produits propres. Les armateurs ont suivi l’argent : fin avril, plus de la moitié de la flotte de LR2 à cuves revêtues transportait du brut. TORM, un important armateur de pétroliers de produits, indique que la capacité utile pour les produits propres a baissé d’environ 5 % alors même que la flotte s’est agrandie. Le monde perd de la capacité de transport de diesel alors même qu’il est en pleine pénurie.
Quatrièmement, le carburant qui fait fonctionner les navires vient lui-même à manquer. Les raffineurs, sous pression, transforment davantage de fioul lourd en diesel et en kérosène à plus forte valeur ajoutée, réduisant ainsi la quantité de combustible de soute disponible pour la flotte de pétroliers et faisant à nouveau grimper les taux de fret. Il faut davantage de carburant pour transporter le carburant.
Le fret détermine également la destination des barils exportés par les États-Unis. Le diesel de la côte américaine du golfe du Mexique est acheminé vers l’acheteur le plus offrant après le transport, une raison supplémentaire à l’expédition des cargaisons vers l’Europe et l’Amérique latine, tandis que la côte est des États-Unis connaît une pénurie. La pénurie de pétroliers n’est pas à l’origine de la crise du carburant. Mais elle transforme un marché déjà tendu en marché défaillant.
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, et importe le reste. La perte de 200 000 barils par jour sur ces importations laisse un déficit de 6 millions de barils à combler chaque mois. Les aéroports pourraient être contraints de réduire le nombre de vols bien avant que les stocks mondiaux de kérosène ne s’épuisent.
Les prix du diesel ne suivront pas la baisse du 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 un brut WTI à 96,41 dollars. Cela représente un écart d’environ 113 dollars par baril, ce qui montre que la pénurie concerne le raffinage et la livraison, et non le brut. Les prévisions de M. Miller pour les 90 prochains jours, en supposant que la tension persiste, s’établissent entre 190 et 240 dollars le baril pour le diesel de la côte du Golfe et entre 165 et 215 dollars pour le kérosène. Un nouveau choc majeur sur l’offre ferait grimper le diesel à 230-300 dollars. Seule une véritable reprise de l’offre permettrait de ramener les prix à 125-165 dollars.
Il met également en garde contre une interprétation excessive de la baisse des prix. Les prix peuvent baisser soit parce que l’offre se rétablit, soit parce que les transporteurs routiers, les agriculteurs et les compagnies aériennes réduisent leur consommation. Dans ce second 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 plus long terme est que l’on suppose que la crise prendra fin avec la réouverture du détroit d’Ormuz. M. Miller fait valoir qu’un détroit ouvert ne permettra pas de réparer un puits, de redémarrer un compresseur ou de payer un sous-traitant. Dans son scénario d’ingénierie de crise central, même après le rétablissement d’un accès sûr, environ 11,8 millions de barils par jour de capacité d’exportation du Golfe restent indisponibles au bout d’un an, et la remise en état coûte entre 380 et 870 milliards de dollars sur cinq ans. Le rythme est dicté par les puits endommagés, les usines de traitement communes, les équipes spécialisées et les liquidités, et non par les annonces concernant le transport maritime.
Même lorsque l’équilibre entre l’offre et la demande sera rétabli, les stocks devront 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 qu’il faut retenir
Les États-Unis produisent bien plus de diesel qu’ils n’en consomment, et ils utilisent déjà la totalité de leur production. Entre la demande intérieure, les engagements à l’exportation et des raffineries fonctionnant à pleine capacité, les États-Unis n’ont pas de barils disponibles à offrir à un monde qui a perdu 1,6 million de barils par jour d’exportations de diesel provenant du golfe et de la Russie réunis. Tant que l’approvisionnement en carburant fini ne se sera pas rétabli, l’ajustement se fera par une hausse des prix, un ralentissement de l’activité économique, voire les deux.
