Le coussin de sécurité est sur le point de s'épuiser ! Morgan Stanley : le marché du pétrole brut entre dans une phase de rupture d'approvisionnement effective, avec une ampleur plusieurs fois supérieure à celle de 2022

Le « blocage effectif » du détroit d’Hormuz entre dans sa quatrième semaine, et le coussin du marché du pétrole brut est en train d’être rapidement épuisé.

D’après une note du bureau de « Chui Feng Trading Desk », dans un rapport daté du 30 mars, Morgan Stanley indique que l’intensité du choc sur l’approvisionnement en pétrole brut au Moyen-Orient est plusieurs fois supérieure à la perte d’approvisionnement de la Russie en 2022, et que le problème le plus délicat n’est pas le pétrole brut, mais plutôt les produits raffinés — les marchés du kérosène d’aviation, du diesel et du naphta entrent dans une phase de pénurie d’approvisionnement substantielle.

Pendant ce temps, le choc sur l’offre s’accélère en se transmettant vers l’Ouest : les acheteurs asiatiques se précipitent comme jamais pour acheter des cargaisons en provenance du bassin de l’Atlantique, tandis que l’Europe est repoussée tout au bout de la compétition pour le réapprovisionnement. Pour les investisseurs, le risque haussier du pétrole Brent reste clairement présent, et la prévision de moyenne de prix sur le trimestre ne constitue absolument pas un plafond au prix spot.

Instantané sur quatre semaines : chute de 90% des tankers en transit, pertes cumulées dépassant plusieurs fois la crise russo-ukrainienne

Le détroit d’Hormuz est « efficacement bloqué » depuis quatre semaines, et la situation est bien plus grave que ce que l’on avait d’abord anticipé.

À l’heure actuelle, seuls 2 à 3 cargos de pétrole brut et de produits raffinés passent chaque jour par le détroit ; avant le blocus, ce chiffre était de 30 à 40 cargos par jour, soit une baisse allant jusqu’à 90%.

D’après les statistiques de Morgan Stanley, dans la région Moyen-Orient, environ 10,2 millions de barils/jour (mb/d) de production de pétrole brut sont contraints de s’arrêter, et il y a par ailleurs une interruption de 1,2 mb/d d’approvisionnement en condensats de gaz naturel (NGL), ainsi qu’un arrêt de 2 mb/d de capacité de raffinage. En raison du manque de matières premières, l’Asie subit en outre une réduction passive de 2 à 2,5 mb/d de capacités de raffinage.

En termes de pertes cumulées, depuis le déclenchement du conflit, le marché a perdu environ 300 millions de barils de pétrole brut, 30 millions de barils de naphta, 25 millions de barils de distillats intermédiaires et 9 millions de barils de fuel. La banque précise clairement que l’ampleur de cette interruption d’approvisionnement est plusieurs fois supérieure à la perte liée à une coupure de livraison russe dont les acteurs extérieurs s’inquiétaient en 2022.

Le matelas est presque épuisé, le « calme » initial n’était qu’une illusion

Face à un choc d’une telle ampleur, pourquoi la réaction initiale du prix du pétrole n’a-t-elle pas été suffisamment marquée ?

Morgan Stanley cite l’évaluation de Rystad Energy : ce n’est pas que le marché réagit trop faiblement : c’est qu’au tout début du choc, il disposait justement d’un coussin conséquent.

Avant la crise, le marché mondial du pétrole brut affichait environ 2 mb/d de production excédentaire, des stocks terrestres et maritimes abondants, ainsi qu’une certaine capacité de réserve (même si elle est très concentrée dans la région du Golfe). En outre, le transport en mer avec des cargaisons en route offre aussi un coussin supplémentaire à l’approvisionnement ; au départ, la réaction du marché semble donc « calme ».

Cependant, ces coussins sont en train d’être consommés rapidement.

Morgan Stanley estime que, dans cette crise, les pertes cumulées s’élèvent à environ 400 millions de barils d’offre totale. L’IEA coordonne la libération des réserves stratégiques (SPR), ce qui théoriquement pourrait libérer 1,3 mb/d, mais ce n’est que la plus grande libération coordonnée unique de l’histoire, et elle ne peut durer qu’un mois — bien moins que le rythme réel de l’arrêt d’approvisionnement causé par le blocus d’Hormuz.

Le décalage géographique constitue aussi un problème central : la libération des réserves de l’IEA profite principalement aux pays membres, tandis que ce sont précisément les pays non membres de l’IEA en Asie — particulièrement l’Inde — qui sont les plus durement touchés : ils dépendent de cargaisons de pétrole brut en provenance de la Russie, mais leur coussin restant est déjà très limité.

Les produits raffinés sont plus difficiles à résoudre que le pétrole brut : le kérosène d’aviation, le diesel et le naphta sont les premiers en alerte

Morgan Stanley avertit que la gravité de la crise sur le marché des produits raffinés dépasse celle du pétrole brut lui-même.

Les calculs montrent que la baisse du taux de fonctionnement des raffineries à l’échelle mondiale atteindra en moyenne environ 4,5 mb/d entre mars et avril, puis il restera encore un manque d’environ 2,5 mb/d en mai ; et la quasi-totalité de la pression est supportée par les régions à l’est de Suez. Si le détroit d’Hormuz continue d’être fortement entravé jusqu’à fin avril, la perte d’approvisionnement en produits raffinés propres au niveau mondial se rapprochera de 250 millions de barils ; la perte totale de produits raffinés dépassera 350 millions de barils, et il sera impossible de les reconstituer entièrement avant 2027.

Concernant les catégories spécifiques, le kérosène d’aviation et le diesel sont les principaux centres de pression.

Le problème du kérosène d’aviation en Europe n’est pas résolu, il est seulement repoussé : les cargaisons chargées avant le blocus ne peuvent maintenir qu’une stabilité superficielle de courte durée ; une fois les navires en route vidés, un resserrement réel de l’offre arrivera officiellement. Même si les raffineries européennes augmentent la production à plein régime et ajustent leur structure de production, les volumes supplémentaires de kérosène d’aviation ne sont pas suffisants pour remplacer l’offre importée initialement à l’est de Suez.

Le naphta est un autre point de pression sous-estimé par le marché.

Même si les unités de craquage à la vapeur ont fortement réduit la demande, l’Asie fait encore face en avril à un manque d’approvisionnement évident ; il ne faut pas interpréter trop tôt la circulation de quelques rares cargaisons comme un signal de normalisation du marché.

La vague d’impact se propage vers l’Ouest : le bassin de l’Atlantique passe de « bassin tampon » à « la dernière goutte »

Le changement le plus important au niveau de la structure du marché au cours de la semaine écoulée, c’est que la pénurie à l’est de Suez est en train d’être « exportée » vers le marché adossé au Brent. Les acheteurs asiatiques achètent des cargaisons de remplacement du bassin de l’Atlantique avec une force sans précédent, tandis que l’Europe est poussée au dernier rang de la compétition pour l’approvisionnement.

Les signaux de prix sont déjà très clairs : le Brent Dated a clôturé la semaine dernière à 120,5 dollars/baril ; le Brent DFL (prime spot) monte jusqu’au niveau le plus élevé de l’historique, à 10,31 dollars/baril ; l’écart des futures Brent sur les échéances proches s’élargit à 7,25 dollars/baril.

Le désordre du marché des tankers est tout aussi frappant.

À l’heure actuelle, 33 VLCC (très grands porteurs de vrac, Very Large Crude Carriers) attendent au mouillage de Yanbu, et 18 VLCC à vide naviguent vers la mer Rouge ; au moins 60 VLCC à vide situés à l’est de Suez ont déjà envoyé des signaux de départ vers des destinations en Atlantique.

Dans le même temps, les acheteurs asiatiques utilisent même des navires de type Panama et Suez pour contourner le canal de Panama afin d’anticiper le moment d’arrivée des cargaisons au port — ce n’est pas une stratégie d’optimisation, mais une mesure d’urgence, reflétant directement la sévérité de la pénurie en spot.

Rouvrir ≠ normaliser : le retour des capacités en Irak se heurte à des goulots d’étranglement réels

Morgan Stanley souligne en particulier : le marché a tendance à considérer que les capacités du Golfe réduites sont pour la plupart « reportées » plutôt que « perdues », et ce jugement n’est que partiellement correct. Plus la période d’arrêt dure, plus le risque est élevé que, pour certaines « productions reportées », cela se transforme en « perte de capacités permanentes ».

L’Irak est l’exemple le plus typique. Après la réouverture du pays au détroit d’Hormuz, il pourrait être difficile de retrouver rapidement environ 1 mb/d de production d’avant-guerre. Le champ de Rumaila est le maillon le plus faible : les pertes de pression du gisement causées par l’arrêt prolongé, le risque d’arrêt des puits en écoulement et la hausse du taux d’eau dans les puits pompés par électropompes (ESP) signifient qu’il faudra effectuer des travaux de remise en état ; le calendrier de reprise sera plus lent que prévu.

De plus, la capacité de stockage dans le sud de l’Irak est restée longtemps proche de la saturation ; certains champs pétroliers ne peuvent pas redémarrer directement sans d’abord réduire les stocks. Le point plus crucial encore : la capacité du terminal pétrolier d’Al Basra Oil Terminal est inférieure à son niveau normal historique, et la fragilité des infrastructures associées comme les pipelines sous-marins fait déjà l’objet de cas documentés — une reprise précipitée signifie qu’une grande quantité de fluides circulera à haute pression dans un réseau de tuyauterie déjà ancien ; les risques de fuites et d’arrêt d’exploitation ne doivent pas être sous-estimés.

Si l’Iran garde le contrôle du corridor, le marché pétrolier pourrait changer durablement les règles du jeu

Morgan Stanley estime que si le conflit se termine en laissant à l’Iran un contrôle durable sur Hormuz, le marché pétrolier mondial aura du mal à revenir à l’équilibre d’avant la crise.

Morgan Stanley détaille quatre impacts structurels :

Premièrement, le volume moyen des exportations restera durablement inférieur au niveau d’avant la crise.

Tant qu’il existe une incertitude quant au transit, les acheteurs commerciaux, les armateurs et les compagnies d’assurance intégreront ce risque dans l’ensemble de la chaîne d’approvisionnement, ce qui entraîne moins de voyages, une reprise du flux plus lente et un besoin accru de stocks opérationnels.

Deuxièmement, la valeur réelle des capacités de réserve de l’OPEC sera fortement dévaluée.

Les capacités « verrouillées » derrière Hormuz ne sont pas la même chose que des capacités réellement disponibles pour approvisionner le marché. Dans un monde où les capacités de réserve nominales sont suffisantes mais où le transit n’est pas fiable, la nature est la même que celle d’un monde à faibles capacités de réserve : la moyenne des prix du pétrole à long terme sera soutenue.

Troisièmement, les besoins de construction de réserves stratégiques augmenteront systématiquement.

Une fois que les pays importateurs réaliseront qu’environ 20% de l’offre mondiale de pétrole et environ 30% du commerce mondial de pétrole brut transporté par mer peuvent être contrôlés par un seul acteur politique, la motivation à construire et à étendre des réserves augmentera fortement ; ce besoin de constitution de réserves, du point de vue des effets économiques, revient à une demande de consommation de fin — ce qui continuera de resserrer le marché et de pousser le premium de sécurité spot.

Quatrièmement, la prime structurelle des pétroles bruts autres qu’hormusiens persistera à long terme.

Cette prime se reflète déjà dans le bassin de l’Atlantique, notamment sur les bruts légers à faible teneur en soufre et les bruts moyens à teneur en soufre. Si ce scénario se prolonge, le Brent adossé et les autres bruts non-hormusiens bénéficieront d’une prime structurelle plus élevée par rapport à la période d’avant la crise.

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