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Moyen-Orient & Turquie
Changer de secteur

Forces

  • Résilience des majors diversifiées du secteur
  • Croissance de la demande attendue en 2017
  • Efforts des compagnies pétrolières pour rationaliser leur production
  • Mise en route d’un accord de gel de la production.

Faiblesses

  • Fort endettement des entreprises en particulier celles des pétroles de schiste
  • Excédents de production pétrolière
  • Forte volatilité des cours du brut
  • Surcapacités chez certaines parapétrolières

Evaluation des risques

Les faits marquants
Evolution des investissements mondiaux, base 100= T1 1990

Evolution des investissements mondiaux, base 100= T1 1990

L’accord de Vienne devrait permettre aux cours du brut de croître durant l’année 2017, ceci grâce à un rééquilibrage de l’offre et de la demande. Toutefois le gel des projets d’investissements des grands groupes pétroliers (« majors ») demeure et risque de se prolonger, notamment en raison d’un manque de liquidité et d’une dette élevée. La limitation des dépenses en extraction-production (E&P) a affecté les entreprises sous-traitantes. En effet, de très nombreux gisements ne sont plus assez rentables et leur exploitation entraîne des pertes.

L’état des stocks est aussi élevé, bien que leur niveau diminue. Ceci pèse négativement sur les cours. En outre, la demande est en hausse depuis de nombreux semestres mais n’est pas en mesure de rattraper l’offre disponible sur les marchés fin 2016.

Certains acteurs dans les pétroles de schiste ont réussi à s’adapter à ces cours bas, en diminuant leur point mort de façon drastique, de l’ordre de 20%. En rationalisant leurs process de production, ils ont pu ainsi limiter l’impact de la chute des cours sur leurs marges. Toutefois, un point de rupture semble avoir été atteint en 2015 dont les effets perdurent jusqu’à présent. Selon une étude du cabinet d’avocats Haynes et Boone, entre début 2015 et jusqu’à fin juillet 2016, près de 90 entreprises du secteur de l’exploration pétrolière aux Etats-Unis ont fait faillite. Les plus grandes à ce jour concernent les entreprises Sandridge Energy (8,3 milliards de dollars d’endettement) et Linn Energy (6,1 milliards de dollars).

Demande

La demande mondiale de pétrole devrait atteindre environ 96,7 millions de baril/jour en 2017, selon l’EIA, soit une hausse de 1,7% par rapport à 2016.

La demande en Europe devrait décroître légèrement en 2017, atteignant 13,7 mb/j selon l’AIE. Les raffineries (NWE Brent cracking) ont pu profiter de la forte baisse des cours depuis juin 2014 pour améliorer leurs marges. Néanmoins, ces dernières se stabilisent autour de 3 $/baril. Pour l’année 2016, nous estimons la production des raffineries européennes en baisse de 5,7%, à 11,6 mb/j, du fait des maintenances durant le mois d’octobre. Le début de l’année 2017 devrait être aussi témoin d’une production moins soutenue, continuant ainsi sur la tendance de la fin de l’année 2016, avec une production de 2% atteignant 11,4 mb/j. L’une des inconnues qui pourrait affecter positivement la consommation est la sévérité de l’hiver, très énergivore. De plus, les évolutions de l’activité industrielle en Europe resteront un facteur clé, cette dernière ayant par exemple fait chuter la consommation de produits pétroliers de 130 kb/j durant l’été 2016.

Selon l’AIE, la demande en produits pétroliers aux Etats-Unis devrait croître légèrement de 0,6% en 2017 (1,1% en 2016). La raison la plus citée pour justifier cette croissance faible est la probable remontée des cours. Coface anticipe que les cours du brent s’établiront,  en moyenne, à 53$/b en 2017, contre 44$/b en 2016. En outre le taux d’utilisation des capacités de production a légèrement diminué en 2016 par rapport à 2015 et devrait encore baisser en 2017. Cette dynamique vient d’une hausse des marges constatée en 2016 aidée par le rebond du cours du baril de Brent. Il faudra rester attentif à la vigueur de l’hiver (probablement induite par le phénomène climatique El Niña), ainsi qu’à celle de l’activité industrielle.

En Asie, les marges de raffinage (Dubai hydrocracking) dévissent  en 2016. Les demandes chinoise et coréenne expliquent cette méforme, car elles-mêmes sont soit en phase de contraction, soit en ralentissement. La demande chinoise devrait croître faiblement en 2017, atteignant 11,8 mb/j, contre 11,6 en 2016.  La demande coréenne devrait aussi progresser à un faible rythme en 2017, de l’ordre de 2,7% pour atteindre 2,6 mbj, contre 2,5 mbj en 2016 selon les estimations et prévisions de l’AIE. La demande indienne devrait croître de 7,5% en 2017.

Offre

L’offre de pétrole devrait stagner autour de 0% en 2017, selon Coface, après une hausse de 0,2% en 2016. L’accord de Vienne, s’il est respecté, devrait limiter la croissance de l’offre. L’inconnue demeure le comportement des nouveaux « swing producers » que sont les pétroliers non-conventionnels américains. En outre, selon l’AIE, les dépenses en investissement dans l’exploration et la production ont chuté de 25% pour les années 2015 et 2016, sans compter les fortes réductions des coûts opérationnels : plus de 35% entre 2014 et 2016.

L’ensemble des opérateurs est à la peine aux Etats-Unis, bien que la productivité ait été améliorée. Le cabinet d’avocats Haynes and Boones comptabilisait le nombre de faillites dans le secteur à 90 entre janvier 2015 et fin juillet 2016. Ces entreprises totalisaient des dettes à hauteur de 67 milliards de dollars. Cette tendance devrait se poursuivre en 2017 du fait d’une forte croissance de la dette. Néanmoins, on observe une reprise de l’activité depuis le point le plus bas du mois de mai 2016, avec une augmentation de plus de 50% des puits en activité au second semestre 2016. L’élection de D. Trump pourrait venir en aide aux producteurs de pétrole aux Etats-Unis car il pourrait supprimer les lois en faveur de l’environnement. Mais les différentes tendances à l’œuvre dans ce secteur ne vont pas changer à court terme.

En Europe de l’Ouest, les résultats financiers des principales compagnies d’E&P continuent de chuter : au premier semestre 2016, le chiffre d’affaire de Total baissait de 20 % sur un an, tandis que le résultat net ajusté baissait plus fortement de 33%. Le segment amont connaît la plus forte chute, alors que la décrue observée sur le raffinage est moins forte. Les investissements suivaient la même tendance avec une baisse de 33% sur le semestre. Quant à Shell, le chiffre d’affaire et le bénéfice chutaient respectivement de 23% et de 80%. Nous estimons que le risque est plus élevé pour les parapétrolières, car elles sont directement affectées par la chute des investissements. La moindre activité dans l’exploration, du fait de gisements difficiles d’accès, induisent de fortes dépréciations d’actifs et des cessions.

La production chinoise devrait décroître de 3% en 2017, après une chute de 6% l’année précédente. Les grandes compagnies chinoises profitent des prix bas pour fermer des puits à l’exploitation couteuse. La faiblesse prolongée des cours entraine avec elle celle des profits, notamment pour les compagnies publiques. Nous estimons que le risque de crédit y est plus faible, car les entreprises du secteur disposent du soutien public et d’une intégration verticale.

L’Amérique latine doit faire face aux mêmes difficultés. Petrobras et Ecopetrol vont diminuer leurs investissements de respectivement 24,5% sur la période 2015-2019 et 40% en 2016. En retour, les compagnies parapétrolières telles que Vallourec ajustent leur production, et n’hésitent pas à produire conjointement avec Mitsubishi afin de diminuer les coûts dans un marché en baisse.

 

Dernière mise à jour : décembre 2016

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