Les producteurs non membres de l’OPEP peuvent-ils combler le déficit d’approvisionnement ?

La hausse des prix du pétrole semble se calmer, les prix du pétrole reculant mais toujours bloqués à des sommets pluriannuels de 114,52 $ le baril pour le Brent et de 112,27 $ pour le WTI lors des échanges intrajournaliers de vendredi. Récemment, nous avons signalé que les prix du pétrole avaient bondi après les raffineurs internationaux ont adopté un embargo auto-imposé, avec de nombreuses réticences à acheter du pétrole russe et des banques refusant de financer les expéditions de matières premières russes selon un rapport d’Energy Intelligence. Les raffineurs et les banques ont vraisemblablement été réticents à faire des affaires avec la Russie en raison du risque de tomber sous le coup de restrictions complexes dans différentes juridictions, avec la BBC rapportant que près de 70% des exportations de pétrole brut russe n’ont pas d’acheteur. Les acteurs du marché craignent de plus en plus que des mesures ciblant directement les exportations de pétrole puissent bientôt arriver alors que les combats en Ukraine s’intensifient. La situation est devenue désespérée pour le secteur pétrolier russe, les exportations de pétrole chutant fortement malgré des ventes à rabais massifs. Selon Energy Intelligence, Les flux d’exportation de pétrole russe ont échoué d’au moins un tiers– soit quelque 2,5 millions de barils par jour – malgré une remise de 11 dollars le baril par rapport au Brent daté offert pour les cargaisons en difficulté de l’Oural russe.

« Cela va rendre le commerce avec la Russie très complexe. Ces sanctions contre la Russie auront un effet incroyable sur le commerce mondial et le financement du commerce », Sarah Hunt, associée du cabinet d’avocats HFW qui travaille avec des négociants en matières premières, hcomme l’a dit le Wall Street Journal. La Russie exporte normalement 4,7 millions de b/j de brut et 2,8 millions de b/j de produits, selon les données du gouvernement. Mais Energy Intelligence estime maintenant qu’environ 1,5 million de b/j de brut et 1 million de b/j de produits raffinés n’arrivent pas sur le marché.

Cependant, la réalité est un peu plus nuancée, l’Agence internationale de l’énergie rapportant maintenant que Les exportations russes de pétrole et de gaz vers l’Europe sont, jusqu’à présent, largement épargnées.

Selon l’AIE, les livraisons de pétrole par pipeline vers l’Europe, dont la plupart sont régies par des accords à terme, n’ont pas encore été affectées. Cependant, il existe des preuves d’une perturbation des marchés au comptant par voie navigable, plusieurs acheteurs de pétrole brut étant apparemment incapables d’obtenir des lignes de crédit en raison des inquiétudes suscitées par les sanctions financières. Les considérations d’expédition et d’assurance, ainsi que la réticence des acheteurs à échanger des barils russes, affectent également les chargements, tout comme les inquiétudes concernant les actions militaires affectant le transport maritime.

En outre, l’AIE affirme que l’invasion russe de l’Ukraine n’a pas encore eu de perturbation notable sur l’approvisionnement en gaz naturel de l’Europe, sans aucune clarté sur le type d’impact des sanctions sur les flux d’énergie et sur la durée des éventuelles pertes d’approvisionnement.

Mais ne vous y trompez pas : il n’y a tout simplement pas de substituts prêts par les producteurs de l’OPEP ou non-OPEP pour les flux de pétrole et de gaz russes qui pourraient atténuer la crise énergétique.

NOPEC sans aide

OPEP a récemment subi des pressions pour augmenter la production à un rythme plus rapide à partir de plusieurs trimestres, y compris l’administration Biden, afin d’atténuer les pénuries d’approvisionnement et de freiner la flambée des prix du pétrole. L’OPEP+ a peur de gâcher la fête des prix du pétrole en prenant des mesures soudaines ou importantes avec l’effondrement des prix du pétrole de l’année dernière encore frais dans son esprit.

Mais peut-être avons-nous surestimé le pouvoir dont dispose le cartel pour augmenter la production à la volée.

Selon un rapport récentpour le moment, seule une poignée de membres de l’OPEP sont capables de respecter des quotas de production plus élevés par rapport à leurs clips actuels.

Amrita Sen d’Energy Aspects a déclaré à Reuters que seuls l’Arabie saoudite, les Émirats arabes unis, le Koweït, l’Irak et l’Azerbaïdjan sont en mesure d’augmenter leur production pour atteindre les quotas fixés par l’OPEP, tandis que les huit autres membres risquent de se débattre en raison de fortes baisses de production et des années de sous-investissement.

Selon le rapport, les géants pétroliers africains que sont le Nigeria et l’Angola sont les plus durement touchés, la paire ayant pompé en moyenne 276 kbpj en dessous de leurs quotas depuis plus d’un an maintenant.

Les deux pays ont un quota combiné de l’OPEP de 2,83 millions de bpj selon les données de Refinitiv, mais le Nigeria n’a pas atteint son quota depuis juillet de l’année dernière et l’Angola depuis septembre 2020.

Au Nigeria, cinq terminaux d’exportation terrestres gérés par des majors pétrolières avec un clip de production moyen de 900 000 bpj ont traité 20% de pétrole en moins en juillet qu’à la même période l’an dernier malgré des quotas assouplis. Les baisses sont dues à la baisse de la production de tous les champs terrestres qui alimentent les cinq terminaux.

En fait, seule la major pétrolière française TotalEnergies« (NYSE : TTE), le nouveau champ pétrolifère offshore profond et le terminal d’exportation d’Égine ont été en mesure d’augmenter rapidement la production. Rouvrir les robinets s’est avéré être un défi plus important qu’on ne le pensait auparavant en raison d’une pénurie de travailleurs, d’énormes arriérés de maintenance et de flux de trésorerie serrés.

En effet, cela pourrait prendre au moins deux trimestres avant que la plupart des entreprises puissent s’acquitter de leurs retards de maintenance, qui couvrent tout, de l’entretien des puits au remplacement des vannes, des pompes et des sections de pipeline. De nombreuses entreprises ont également échoué dans leurs projets de forage supplémentaire pour maintenir la production stable.

L’Angola ne s’en sort pas mieux.

En juin, le ministre angolais du Pétrole, Diamantino Azevedo, a abaissé son objectif de production pétrolière pour 2021 à 1,19 million de bpj, citant des baisses de production dans des champs matures, des retards de forage dus au COVID-19 et des “défis techniques et financiers” dans l’exploration pétrolière en eaux profondes. C’est près de 11% en dessous de son quota OPEP de 1,33 million de bpj et bien loin de son pic record au-dessus de 1,8 million de bpj en 2008.

La nation d’Afrique australe a lutté pendant des années alors que ses champs pétrolifères diminuaient régulièrement tandis que les budgets d’exploration et de forage ne suivaient pas. Les plus grands champs d’Angola ont commencé leur production il y a environ deux décennies et beaucoup ont maintenant dépassé leurs pics. Il y a deux ans, le pays a adopté une série de réformes visant à stimuler l’exploration, notamment en permettant aux entreprises de produire à partir de champs marginaux adjacents à ceux qu’elles exploitent déjà. Malheureusement, la pandémie a retardé l’impact de ces réformes, et pas une seule plate-forme de forage n’était opérationnelle dans le pays en mai, la première fois que cela se produisait en 40 ans.

Mais les producteurs hors OPEP ne sont pas beaucoup mieux lotis non plus.

Dans un rare geste de solidarité, l’année dernière, les pays non membres de l’OPEP ont accepté de rejoindre l’accord de limitation de la production. Mais eux aussi ont maintenant du mal à augmenter leur production dans un marché inhabituellement tendu. Les producteurs de pétrole non membres de l’OPEP sont des pays producteurs de pétrole brut en dehors du groupe OPEP, notamment les États-Unis d’Amérique, le Canada et la Chine.

Malheureusement, la plupart des pays non membres de l’OPEP ont des niveaux de consommation élevés et, par conséquent, une capacité d’exportation limitée. En effet, beaucoup sont des importateurs nets de pétrole bien qu’ils soient de grands producteurs, ce qui signifie qu’ils ont une influence minimale sur les prix du pétrole. Cependant, avec la découverte de pétrole et de gaz de schiste, les producteurs de pétrole non membres de l’OPEP, en particulier les États-Unis, ont bénéficié d’une production accrue et d’une plus grande part de marché ces derniers temps. Bien que cela ait en quelque sorte changé la donne, la technologie de l’huile de schiste nécessite des investissements initiaux substantiels, ce qui a un effet dissuasif sur les producteurs d’huile de schiste.

Jusqu’à présent, le jury ne sait pas si les producteurs non membres de l’OPEP peuvent avoir un impact significatif sur le prix du pétrole brut. Les niveaux de production élevés des non-membres de l’OPEP de 2002 à 2004 et de nouveau en 2010 n’ont pas déclenché de baisse des prix et ont plutôt entraîné une hausse des prix du pétrole, principalement parce qu’ils n’avaient pas une part de marché suffisante pour affecter le prix du marché du pétrole. Cependant, la production élevée de 2014 à 2015 a entraîné une baisse des prix, les experts estimant que la baisse des prix était le résultat d’une augmentation de l’offre des producteurs de l’OPEP pour contrer la menace posée à leur hégémonie par les producteurs non membres de l’OPEP.

Mais la situation est différente cette fois-ci, l’OPEP manquant de son mordant habituel.

L’un des plus grands producteurs de NOPEC n’a pas mâché ses mots sur la situation. Mercredi, le ministre canadien de l’environnement a clairement indiqué que Le Canada n’est pas en mesure pour augmenter les expéditions de pétrole assez rapidement pour faire baisser les prix du brut qui ont grimpé en flèche depuis l’invasion de l’Ukraine par la Russie.

« Soyons raisonnables, on ne peut pas aider l’Europe avec du pétrole. Notre capacité d’exportation est à peu près au maximum. Nous construisons un pipeline. Cela va simplement dans la mauvaise direction et l’idée que nous pourrions d’une manière ou d’une autre commencer à construire un tas de nouvelles infrastructures au Canada et que cela se produirait comme par magie — pour le gaz ou pour le pétrole — n’est pas très sérieuse,Steven Guilbeault l’a confié à Bloomberg News dans une interview.

Le Canada est le principal exportateur de brut vers les États-Unis, fournissant plus de 60 % des importations du pays, contre moins de 2 % fourni par la Russie. Le pays est également le sixième producteur mondial de gaz naturel, mais n’exploite aucune usine d’exportation de gaz naturel liquéfié qui permettrait au pays d’expédier le carburant aux clients européens. Actuellement, une usine de GNL est en construction sur la côte pacifique du Canada, mais ne sera pas achevée avant le milieu de la décennie.

Les seuls points positifs à l’heure actuelle sont des pays comme le Brésil et la Norvège ainsi que les producteurs de schiste américains.

Selon l’EIA, le Brésil était le seul pays producteur de pétrole d’Amérique du Sud à signaler une augmentation de la production de pétrole brut et de condensat en 2020 par rapport à 2019, selon le Note d’analyse par pays : Brésil. En 2020, le Brésil a produit en moyenne 2,94 millions de barils par jour (b/j) de pétrole brut et de condensat, soit une augmentation de plus de 150 000 b/j en moyenne par rapport à 2019. La production brésilienne devrait continuer à croître, contribuant à croissance de la production mondiale de pétrole selon notre novembre Perspectives énergétiques à court terme. la Journal du pétrole et du gaz estimations qu’en janvier 2021, le Brésil disposait de 12,7 milliards de barils de réserves prouvées de pétrole, les deuxièmes plus grandes réserves de pétrole d’Amérique du Sud après le Venezuela.

Pendant ce temps, la Norvège s’attend à ce que ses La production de pétrole devrait augmenter de 19 % d’ici 2024 grâce en grande partie au succès de Johan Sverdrup. La production de pétrole de la Norvège en 2020 a atteint 2,0 millions de b/j, en hausse de 15 % par rapport à 2019, et la production totale de liquides devrait atteindre 2,38 millions de b/j en 2024, avec une production de brut en moyenne de 2,07 millions de b/j.

Le schiste américain est vraiment un sac mélangé. Contrairement à l’histoire récente, il ne semble pas y avoir de réponse forte de l’offre à la hausse des prix et à la baisse des stocks. lorsque Chevron (NYSE:CVX) a publié les résultats du quatrième trimestre, la société a guidé la rue vers une production annuelle stable en 2022, avec BP inc. (NYSE : BP) et ConocoPhillips (NYSE : COP) emboîtant le pas. Producteur Bakken blanchiment (NYSE : WLL) ont annoncé leur intention d’augmenter leurs dépenses d’investissement de 55 % en 2022 et d’acquérir des actifs pour générer une croissance de la production d’environ 3 % seulement. foreur Nabors (NYSE:NBR) a également indiqué qu’il ne prévoyait pas d’ajouter de plates-formes en dehors des États-Unis au premier trimestre.

Exxon Mobil (NASDAQ:XOM) l’a dit commencé la production au développement pétrolier offshore de phase 2 de la Guyane sur le bloc Stabroek, visant à porter la capacité de production totale à plus de 340 000 barils/jour en sept ans depuis la première découverte du pays.

Exxon s’attend à ce que la production de son FPSO Liza Unity atteigne son objectif de 220 000 bbl/jour plus tard cette année, s’ajoutant à la capacité de 120 000 bbl/jour du FPSO Liza Destiny, qui a commencé la production en décembre 2019 et livre désormais mieux que prévu capacité. Exxon prévoit que quatre FPSO d’une capacité de plus de 800 000 bbl/jour seront en service sur le bloc Stabroek d’ici la fin de l’année 2025, contre une projection précédente de 750 000 bbl/jour à partir du bloc d’ici 2026.

Exxon a estimé que la base de ressources récupérables du bloc Stabroek s’élève à au moins 10 milliards de bep.

Dans l’ensemble, les augmentations de la production de NOPEC devraient être relativement faibles et graduelles, et seront probablement loin d’être suffisantes pour combler le déficit de plus de 1 million de b/j qui pourrait bientôt frapper à mesure que la crise ukrainienne s’intensifie.

Par Alex Kimani pour Oilprice.com

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