Greenwashing

Shell, après BP, annonce de grosses dépréciations dans ses actifs de production de pétrole. Les deux compagnies justifient ces dépréciations par le début de la fin du pétrole et un verdissement de leurs politiques.

Pourquoi déprécier si fortement ?

Triple avantage:

Profiter du choc de la pandémie pour nettoyer leur bilan. Tout actif déprécié n’aura plus à être amorti dans le futur et le coût par baril est donc plus bas.

Préparer à une éventuelle baisse du dividende (Shell l’a déjà annoncée).

Paraître écolo.

Mais elles ne ferment pas leurs champs, et leurs capacités de production restent intactes.

Financement sous sanctions étasuniennes

Alors que l’Iran recourt à la privatisation de ses actifs pour trouver du cash auprès des riches iraniens, la Corée du Nord a trouvé une meilleure solution, la privatisation  sans transfert d’actifs. Elle prend la forme d’une émission d’obligations. 60% doivent servir aux transactions entre les entreprises publiques en remplacement du cash et 40% sont attendus des donjus , les riches entrepreneurs nord-coréens qui sont appelés à apporter leurs dollars. Refuser semble risqué, comme le montre la mésaventure fatale de Monsieur Lee.

Caramba, suite

Comme prévu, le gouvernement argentin vient de décider que le prix de son brut serait de 45 $/b, soit environ 10 $/b de plus que le Brent à la date de sortie du décret (19 mai). Les producteurs peuvent exporter leur brut à ce prix, sans taxe à l’exportation[1], mais les raffineurs ne peuvent pas importer de brut moins cher.  

Les producteurs locaux doivent continuer à produire les quantités prévues dans le plan de production 2020 qu’ils ont présentés en 2019 et maintenir tous les emplois et contrats de services en vigueur au 1er janvier 2020. Le décret prévoit malgré tout que le gouvernement pourra revoir les chiffres de la production en fonction de la consommation réelle en produits pétroliers.

Les raffineurs argentins doivent acheter le brut en dollars et assurer le stockage du brut ou des produits qu’ils ne peuvent pas vendre. Les produits (essence et gasoil) sont vendus en pesos, qui se déprécie fortement face au dollar. Les prix ne sont pas formellement bloqués par le gouvernement, mais le sont en pratique depuis un an.

YPF et Pan American sont intégrés, et il y a pour eux un petit transfert entre l’amont et l’aval. Il y a aussi un raffineur pur, filiale locale de la compagnie brésilienne Raizen, pour qui la compensation n’existera pas.

L’importation de produits pétroliers est limitée mais pas interdite. Aux prix actuels, ces importations viendront alourdir la charge pour les raffineurs argentins.


[1] Si le Brent repasse au-dessus de 45 $/b, la taxe à l’exportation sera progressivement remontée jusqu’à 8% pour un prix du Brent de 60 $/b.

Ça rapporte de louer ses VLCC pour stocker.

Avant: 12 000 $/j pour un voyage[1] du golfe Arabo-persique vers les USA

Post-Covid-19: 280 000 $/j pour le même voyage

Pourquoi? Parce que les VLCC disponibles étaient moins nombreux, tous ceux qui avaient transporté à 12 000 $/j étant dans l’incapacité de décharger faute de demande ou de stockage.

Tant que l’offre ne sera pas suffisamment réduite, et que les stockages seront pleins, ça continuera à bien rapporter.

Le prix pour stocker est égal au prix pour transporter.

Quand on retrouvera un semblant de normalité, la consommation devrait provenir en majorité des VLCC de stockage, proches des lieux de consommation. En libérant des VLCC pour le transport, le prix baissera. Même si les producteurs lointains font un effort commercial sur les prix, il leur faudra des VLCC disponibles pour le transporter.

Sauf pour le pétrole non conventionnel étasunien.

En concurrence, il y aura pour les raffineries côtières étasuniennes: Du pétrole local, un peu trop léger, mais pas cher et du pétrole stocké pas loin. C’est le prix qui justifiera majoritairement le choix.

Qui peut croire que le marché financier sera capable de trouver le prix qui ne relancera pas la production étasunienne?

Qui peut croire que plus personne n’apportera du cash aux compagnies pour continuer leur exploitation déficitaire?  


[1] En français dans le texte

Motorisation électrique: L’Histoire peut-elle nous aider ?

J’ai raconté sur ce blog comment l’Etat français a poussé les consommateurs à basculer de l’essence vers le diesel (voir en fin de cet article un rappel rapide). Et aussi pourquoi ça a fini par mal tourner.

Le moteur électrique coûte plus cher que le moteur à explosion, comme le moteur diesel coûtait plus cher. Peut-on faire pareil pour compenser?

C’est-à-dire, restaurer la compétitivité de l’électrique par rapport aux hydrocarbures en agissant sur le prix de l’électricité pour la motorisation.

La prime à l’investissement n’est pas adaptée car il n’y a aucune visibilité sur le prix de l’électricité. La seule chose dont on soit certain, c’est qu’elle va couter de plus en plus cher. Mais on n’a pas de données fiables sur l’évolution de la différence entre électricité et produit pétrolier.

Dans les deux cas (différence entre essence et diesel, ou différence entre moteur à explosion et moteur électrique), il y a suffisamment de taxes gérées par l’Etat pour que ce soit possible en principe.

Peut-on retrouver l’équivalent du calcul économique: distance annuelle parcourue vs. différence de coût du carburant ?

On manque de visibilité sur le prix de la motorisation électrique.

On peut remarquer que, contrairement au passé, ce serait ici dans l’autre sens: si vous faites moins de X[1] km par jour/mois/an, alors vous avez intérêt à passer à l’électrique. Ceci tient à l’autonomie actuelle des véhicules électriques, mais c’est en ligne avec les distances parcourues[2].

Peut-on distinguer l’électricité carburant et l’électricité pour d’autres usages?

Oui pour les bornes de recharge. Non pour la recharge à domicile.

Baisser le coût de l’électricité à domicile pour ceux qui s’équipent d’un véhicule électrique pourrait créer des effets d’aubaine[3], faciles à détecter sur un compteur.

Le principal problème provient de la disparition d’un opérateur unique en monopole.

Avec un EDF ancienne mouture, l’Etat pouvait mettre en place une tarification différente. Il n’était pas nécessaire de compenser pour un établissement public dont le but n’était pas de verser un dividende.

Avec l’introduction de concurrence[4], et la privatisation d’EDF, une mesure de tarification différentielle ne peut passer que par une compensation versée par l’Etat aux commercialisateurs. Il ne s’agit pas de verser du cash, mais d’appliquer des taxes différentes. C’est là que se situe le principal danger. On a vu que les commercialisateurs à la recherche d’un profit maximal n’hésitent pas à recourir à tous les moyens au-delà de la stricte légalité. Sera-t-il techniquement possible de contrôler que l’électricité déclarée comme carburant par le commercialisateur, pour laquelle il versera moins de taxe à l’Etat, l’est strictement?

La multiplication des intermédiaires multiplie aussi les possibilités de fraude et d’escroquerie.

Une autre question porte sur les auto-producteurs[5] pour lesquels le passage au véhicule électrique les conduirait à consommer plus que leur propre production.

Et sans doute encore bien d’autres.

Une différence de taille avec 1980, c’est que plus personne aujourd’hui n’a confiance dans l’Etat, ses engagements et ses calculs.

Rappel

Après les deux chocs pétroliers de 1973 et 1979, les raffineries françaises ne vendaient plus assez de fioul pour chauffage (FOD), mais continuaient à en produire la même proportion qu’auparavant (un baril raffiné produit essence, fioul domestique-gasoil, fioul lourd, carburéacteur, base pour lubrifiants et encore d’autres choses dans des proportions difficilement modifiables).

Le FOD et le gasoil sont le même produit, aux taxes près.

Les ingénieurs des Mines ont pensé à remplacer la consommation de FOD par celle de gasoil.

Le moteur diesel coutait plus cher que celui à explosion. Ils ont donc placé une taxe (TIPP) inférieure sur le gasoil et fait le calcul pour tout le monde:

Si vous roulez plus de 40 000 km par an, vous avez intérêt à acheter un diesel. Le surinvestissement sera remboursé par l’économie sur le carburant.

Plus de détail sur ce blog en utilisant la fonction recherche.


[1] A définir par les services de l’Etat

[2] L’interdiction de s’éloigner de plus de 100 km de chez soi renforce le dossier du véhicule électrique, mais elle est probablement difficile à prolonger plusieurs années, le temps que l’autonomie du véhicule électrique augmente.

[3] Bien que cela ne soit pas immédiatement évident. Une revente aux voisins pour leur chauffe-eau est difficile (sauf à appeler un électricien nigérian). Un gaspillage, même à prix réduit, resterait plus coûteux.

[4] Encore Tirole et Joskow

[5] Pas les producteurs d’auto

Immunité collective

Mêmes causes produisant les mêmes effets, on peut s’attendre à voir de nouveau le prix du contrat WTI devenir négatif vers le 20 mai.

La CFTC vient de produire une mise en garde aux opérateurs.

Les spéculateurs astucieux parient sur une remontée des prix, suivant la reprise (marché en contango).

A l’approche de la date d’expiration du contrat, il devient impossible de revendre son contrat « papier », et impossible de le transformer en livraison effective car on ne saurait pas quoi faire du brut.

Comment s’en sortir?

La première option est que le marché réfléchisse et comprenne ce qui se passe. Elle est irréaliste.

La seconde est que la consommation reparte suffisamment pour vider un peu les stockages, pendant que la production diminue suffisamment. Malgré d’importantes baisses de production, plus ou moins volontaires, le marché physique du WTI reste excédentaire.

Les banques ont depuis longtemps laissé entendre qu’elles ne financeraient plus la production d’hydrocarbures non conventionnels. Mais aujourd’hui, la tendance est de financer de nouveaux stockages près de Cushing, pour accepter le brut apporté par les nouveaux pipelines en cours de construction.

Caramba, encore raté

Le gouvernement argentin décide de fixer le prix de son brut non conventionnel de Vaca Muerta à 45$/b jusqu’à la fin de l’année 2020.

L’objectif est de sauver la rentabilité de la production et de relancer l’investissement sur ce champ cette zone où la roche-mère peut produire par fracking.

La consommation de produits pétroliers en Argentine a chuté de 80% depuis le début de la pandémie.

Tout est prévu: si le prix du Brent repasse au-dessus de 45 $/b, auquel cas on reprendra le prix du marché.

La seule chose qui n’est pas claire, c’est qui va acheter ce pétrole à ce prix. Les raffineurs locaux n’en ont pas besoin. L’exportation sera difficile si les acheteurs potentiels peuvent trouver du brut beaucoup moins cher.

Bien sûr, l’Etat peut couvrir la différence, mais sa dette est déjà lourde et le ministre des Finances argentin envisageait le 5 mai d’entrer dans le livre des records avec le neuvième défaut de la dette souveraine de l’Argentine.

C’est bête que des détails comme celui-ci viennent empêcher la concrétisation d’une aussi belle idée.

Raisons pour une compagnie pétrolière de ne pas réduire sa production

Non exhaustif, indépendant des stratégies de survie en laissant les autres disparaître pour être parmi les survivants.  

On a déjà parlé rapidement des raisons techniques.

Il peut y avoir des raisons commerciales: engagement de vendre une quantité minimale avec une pénalité élevée en cas de défaut. Dans ce cas, l’acheteur est aussi coincé car il a aussi des pénalités s’il n’enlève pas la quantité minimale. Il peut se retrouver avec des volumes de plus en plus difficiles à vendre ou à stocker. On est dans un cas bien connu de la théorie des jeux, le dilemme du prisonnier. La meilleure solution est la coopération entre le producteur et l’acheteur. Mais au premier signe de faiblesse de l’un des deux, l’autre va comparer les pénalités qu’il va recevoir ou payer (connues) au montant du gain ou de la perte s’il ne coopère pas (non connu). Si la différence st en sa faveur, il rejettera la coopération.  

Il peut également y avoir des obligations de volume minimal dans le transport. Dans ce cas, la pénalité si on n’utilise pas la capacité réservée n’est pas financière mais consiste en la perte des droits. On sait qu’un gros problème du pétrole non conventionnel étasunien est le transport vers un lieu de consommation (raffinerie ou export). En cas de reprise, le rachat de droits au transport peut devenir très coûteux.

1er mai 2020

On vient de s’apercevoir que le pays tourne avant tout avec des personnes mal payées, dont les contrats de travail sont souvent médiocres. Il nous reste à accomplir le même travail de reconnaissance sur l’économie.

Si la vraie économie ne repart que très lentement, il n’y aura pas beaucoup de rentrées de TVA, d’IS ou de TICPE. Ni même de prélèvement à la source d’IRPP.

Il faudra bien aller chercher les sous dans la fausse économie: chez les spéculateurs, les fonds d’investissement activistes, dans le trading haute fréquence, chez les vendeurs à découvert et autres activités créatrices de volatilité, mais pas de valeur.

Il faut reprendre à zéro le travail de régulation du système financier et bancaire: vraie séparation de la banque de dépôt et de la banque spéculative, taxation des opérations spéculatives, du trading à haute fréquence, interdiction de dividendes pour les banques de dépôt, augmentation des capitaux propres pour les autres, …

La spéculation sur les commodités atteint aujourd’hui des sommets dans le ridicule avec des prix négatifs du pétrole. Demain, elle peut être responsable d’explosion des prix des produits alimentaires ou de rupture dans les chaînes d’approvisionnement.

Il faut interdire les rachats d’action. Si les entreprises ont trop de cash, c’est que leur profit est disproportionné par rapport à leurs besoins d’investissement. Il faut réduire le profit excessif qu’elles obtiennent par le recours à du travail mal payé, mal protégé.

Il faut rendre beaucoup plus coûteuse l’ingénierie financière, qu’il s’agisse de l’optimisation fiscale ou des acquisitions.

Et tout ça, contre des lobbies riches et très actifs.

Pour un nouveau mécanisme de fixation des prix du pétrole

Il y a huit ans, avec Jean-Pierre Favennec, nous avions proposé à un congrès du pétrole de modifier le mécanisme de formation des prix du pétrole. En substance, il s’agissait de créer un groupe de sages qui proposeraient, sur des considérations d’offre et demande, un prix valable pour un trimestre. Ce prix n’aurait rien d’obligatoire, mais des acteurs physiques, producteurs et raffineurs, cherchant de la stabilité sans trop s’éloigner des fondamentaux, pourraient décider de l’utiliser. Il n’y aurait plus besoin de se couvrir, puisque peu d’acteurs physiques ont besoin d’aller au-delà de trois mois.

Bien que ce mécanisme coexiste avec le marché financier et n’interdise pas la spéculation, nous nous étions fait rire au nez. Tous les interlocuteurs étaient des traders, et tous ne vivaient que du marché spéculatif.

Aujourd’hui, alors que les ventes de brut non conventionnel aux Etats-Unis se font à nouveau à prix fixe sans référence au WTI, j’ai ressorti notre proposition. Elle est corrigible, mais la plus grande partie reste fondée. Je reprends ci-dessous son résumé sans modification:

Les ventes de pétrole brut se font en majorité par contrats de long terme. Le vendeur et l’acheteur se mettent d’accord sur les quantités et le lieu de livraison. Pour chaque cargaison, il ne reste à définir que le prix.  

Depuis le premier quart du XXème siècle, le mécanisme de fixation des prix du pétrole est passé par quatre périodes: pouvoir des raffineurs (acheteurs) jusqu’à la création de l’OPEP, puis pouvoir des Etats membres de l’OPEP (vendeurs) jusqu’en 1980 environ. Le prix a ensuite été déterminé par le marché spot physique et, depuis la dernière décennie du XXème siècle, par le marché financier.

Les vendeurs et les acheteurs ont accepté depuis 1982 de prendre le prix du marché, car il est neutre, c’est-à-dire non défini par des considérations politiques. Le prix du marché permettait de baisser les coûts de négociation de chaque cargaison. Les spéculateurs apportaient une liquidité suffisante pour assurer que le prix n’était pas manipulable. La neutralité se payait par une volatilité sans laquelle il n’y aurait pas de spéculateurs.

Malheureusement, les marchés financiers du pétrole ont connu une véritable explosion depuis 2005. Les volatilités, qui restaient jusqu’alors acceptables, sont devenues excessives. Les tentatives de régulation des marchés financiers de matières premières (transparence, limites de position, marges, taxe Tobin, …) ont du mal à aboutir. Elles sont sujettes à un lobbying intense des investisseurs financiers et des bourses de commerce à hauteur des montants en jeu. Aux Etats-Unis, les textes d’application de la loi Dodd-Franck sont attaqués en justice avant même leur promulgation.  

La volatilité excessive se retrouve dans le prix des carburants, puisque les stocks des raffineurs sont réévalués quotidiennement au prix du marché ainsi que dans le prix du gaz indexé sur les produits pétroliers.

Peut-on conserver la neutralité sans avoir les inconvénients de la volatilité ?

Il est proposé de créer une structure internationale, qui aurait pour mission de proposer à intervalles réguliers, par exemple chaque trimestre, le prix d’une (ou quelques) qualités de pétrole. Elle disposerait d’un effectif réduit. Cette structure pourrait s’inspirer de l’initiative JODI (Joint Organisations Data Initiative). Elle serait une agence ou fondation sans but lucratif. Son conseil d’administration regrouperait des personnalités qualifiées représentant producteurs (pays et compagnies) et consommateurs (pays, agences multilatérales). Ce conseil proposerait un prix sur la base de propositions émises par un conseil technique (ou scientifique). Ce prix serait proposé aux acteurs physiques pour fixer le prix de leurs transactions dans la période, en remplacement de celui donné par les marchés financiers, trop volatile et souvent éloigné des fondamentaux.

La légitimité de cette référence viendra progressivement de la justesse des analyses.