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Pourquoi le baril de Brent est-il plus cher que celui de WTI, pourtant de meilleure qualité?

dimanche 15 septembre 2019 à 08h00
Le Brent est plus cher que le WTI en raison de la surabondance de l'offre américaine

(BFM Bourse) - Historiquement plus cher que le Brent car de meilleure qualité, le prix du WTI texan est, depuis quelques années, inférieur à celui de la référence européenne de pétrole brut. Ceci en raison de l'augmentation massive des réserves américaines due au développement du pétrole de schiste...et du manque d'infrastructures pour l'acheminer. Alors que le "spread" (l'écart de prix) entre les deux diminue depuis quelques semaines, le pétrole texan va-t-il redevenir plus cher que celui de mer du Nord ? Éléments de réponse avec Benjamin Louvet, gérant matières premières pour OFI Asset Management.

Les deux contiennent environ 159 litres d’hydrocarbures et servent de référence pour les prix du pétrole à l'échelle mondiale. Voilà bien les deux seuls points communs entre un baril de Brent, extrait de la mer du Nord, et un baril de West Texas Intermediate (WTI), produit aux États-Unis. Pour le reste, ces deux qualités de brut léger diffèrent à de nombreux égards.

"Le Brent est le nom d’un gisement au large d'Aberdeen (Écosse), en mer du Nord, mais il contient de moins en moins de pétrole. En réalité, il y a eu un élargissement de la base d'extraction, qui s’appelle désormais BFOE, l’acronyme de quatre gisements de mer du Nord : Brent, Forties, Oseberg et Ekofisk" relève Benjamin Louvet. Le gérant matières premières pour OFI Asset Management précise que "sur les deux millions de barils extraits chaque jour de mer du Nord, la moitié provient de ces quatre gisements et 600.000 disposent de l'appellation "Brent", dont le prix est fixé en prenant le cours de l'appellation la plus compétitive des BFOE" ajoute le spécialiste.

Quant au WTI, il est essentiellement produit au Texas, un peu en Louisiane et au Dakota du Nord, avant d'être livré à Cushing, au fin fond de l'Oklahoma (quand le Brent est acheminé par pipeline au terminal de Sullom Voe, dans les Shetland en Ecosse). Le gisement de WTI est plus petit et son utilisation est relativement locale. C'est le Brent qui sert de référence au niveau international puisque deux tiers des tiers des contrats à terme sur le pétrole portent sur cette référence, indique le gérant.

De meilleure qualité, le WTI est historiquement plus cher

Une fois extrait, le pétrole est raffiné avant d'être livré sous forme de baril. Et la qualité du pétrole contenu dans un baril de WTI est meilleure que celle du Brent, l'or noir extrait au Texas ne contenant que 0,24% de soufre contre 0,37% pour celui extrait en mer du Nord. Également plus léger (la densité API, qui mesure la viscosité, du WTI se situe autour de 39,6 contre 38 pour le Brent), le pétrole américain est donc plus facile à raffiner et la faible teneur en soufre le destine à la production d'essence, alors que le Brent convient mieux à la production de distillats tels que le kérosène ou le diesel.

Ce différentiel de qualité justifie l'écart de prix historique entre les deux références, le baril de WTI s'étant longtemps échangé environ un dollar plus cher que celui de Brent. Cette "règle" s'est néanmoins progressivement estompée, l'écart s'étant réduit puis largement inversé au cours de la dernière décennie. Fin mai dernier, le baril de Brent valait ainsi près de 12 dollars de plus que son homologue américain. Toutefois, depuis quelques semaines le spread tend à se réduire.

Pourquoi le Brent est aujourd'hui plus cher que le WTI

Le marché pétrolier a connu un véritable bouleversement au cours des dix dernières années et les changements récents de mode de production ont entraîné de grandes variations de prix remarque Benjamin Louvet. "Le développement du pétrole de schiste a inondé le marché américain et l’offre, devenue beaucoup plus importante, a pesé à la baisse sur les prix" poursuit-il. D'autant que "dans le même temps, en mer du Nord, la production a eu tendance à diminuer, influant à la hausse sur le prix du Brent".

Aussi, jusqu'en 2015, les groupes américains n’avaient pas le droit de vendre du WTI à l’étranger, contrairement aux produits raffinés. "Cette interdiction a été levée par Obama en 2015 car la production a beaucoup augmenté, même si elle reste encore inférieure à ce que les États-Unis consomment" souligne Benjamin Louvet. À l'origine de ce revirement politique et stratégique de l'administration Obama, le pétrole de schiste. Très léger, celui-ci intéresse moins les raffineurs qui lui préfèrent du pétrole plus lourd. Conséquence, le "spread" s’est creusé entre le Brent et le WTI, ce qui a obligé Obama à autoriser les exportations de WTI. "La situation est cocasse car les États-Unis (qui rêvent d'autonomie et d'indépendance énergétique, NDLR) exportent maintenant du pétrole léger pour importer du lourd (en provenance du Venezuela ou du Canada)". La raison ? "Avec du pétrole très léger comme celui de schiste, vous n'obtiendrez que de l'essence, or l'essentiel de l'accroissement de la demande provient des produits chimiques et du diesel".

"Compte tenu de la qualité du pétrole de schiste, les raffineries en dehors des États-Unis sont contentes d’acheter du pétrole léger américain à bas prix. Enfin pour l’instant car elles vont être confrontées à ce qu’on appelle le "mur du raffinage", à savoir qu'elles auront trop de pétrole léger sur lequel elles réalisent des marges très faibles, contrairement aux produits chimiques (pour lesquels elles ont consenti des investissements importants) et sur lesquels la marge de raffinage est beaucoup plus importante" anticipe Benjamin Louvet. Le manque de demande pour le pétrole du bassin permien, d'où est extrait le pétrole de schiste, pourrait donc provoquer un nouveau creusement du spread avec le Brent à l'avenir, d'après le spécialiste.

Manque d'infrastructures logistiques

La deuxième problématique, poursuit Benjamin Louvet, c'est que la production canadienne de pétrole a également beaucoup augmenté, "au point que le gouvernement canadien impose des restrictions d’extractions". "Le continent américain manque désormais d’infrastructures logistiques pour acheminer l'or noir (notamment vers l'Est canadien et la Floride) donc le transport par train s’est développé mais celui-ci est maintenant saturé et certains ont... brûlé donc ils se sont mis à utiliser des camions" pour transporter leur pétrole léger. "Sauf que le pétrole de schiste a déstabilisé tout le marché avec une production passée de 0 en 2008 à 4 – 4,5 millions de barils par jour en 2018 (soit environ 40% de la production américaine), ce qui modifie complètement les besoins en infrastructure" appuie Benjamin Louvet.

Et si le "spread" entre le Brent et le WTI est passé de 11,8 dollars fin mai dernier à environ 6 dollars aujourd'hui, c'est "essentiellement dû à la baisse des stocks américains et aux pipelines longtemps attendus et enfin mis en service durant l'été" pointe l'expert. "Si les infrastructures suivent il n’y a pas de raison que le spread continue de s’écarter. Mais les exportations plafonnent donc si le schiste continue à se développer, il va falloir que la demande américaine augmente pour que le prix du WTI ne chute pas".

Malgré son prix bas, le WTI n'est en effet absolument pas compétitif à l'export car une loi américaine, le "Jones Act", oblige tout producteur américain souhaitant expédier du pétrole par voie maritime à le faire via un navire sous pavillon américain, avec un équipage américain, des équipements américains, etc. Tout cela a un coût très élevé, beaucoup plus que pour du pétrole qui originaire d'autres régions de production.

Avant de commencer à diminuer depuis début août (de 439 millions de barils lors de la semaine achevée le 2 août à 416 millions lors de celle bouclée le 6 septembre), les réserves commerciales de brut stockées à Cushing avaient littéralement bondi depuis l'exploitation du bassin permien. En huit ans, ces stocks avaient en effet été multipliés par deux, passant de 214 millions en septembre 2011 à près de 440 millions en août 2018. Une surabondance de l'offre qui explique le recul du cours du baril de WTI.

Quentin Soubranne - ©2021 BFM Bourse
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