Le pétrole iranien sur le marché. La qualité du pétrole iranien. Où l'Iran s'approvisionne-t-il en pétrole ?

2024 Auteur: Henry Conors | [email protected]. Dernière modifié: 2024-02-12 07:12

La levée des sanctions internationales contre l'Iran a ajouté une autre source d'approvisionnement en hydrocarbures, dont les prix sont déjà assez bas. Qu'est-ce que le pétrole iranien sur le marché pourrait signifier pour lui et pour les compagnies pétrolières internationales et nationales opérant au Moyen-Orient ?

Le potentiel de l'Iran

1976 a été la meilleure année pour l'industrie pétrolière du pays. Le pétrole iranien était constamment produit à 6 millions de barils par jour, et en novembre de la même année, ce chiffre atteignit le chiffre sans précédent de 6,68 millions. À cette époque, seuls l'Arabie saoudite, l'Union soviétique et les États-Unis étaient de plus gros producteurs.

Puis une révolution a suivi, et au cours des 35 dernières années, le pétrole iranien n'a jamais été produit au-delà des deux tiers du pic du milieu des années 70 (bien que le gaz y ait joué le rôle principal), malgré la fait que les réserves d'or noir dans le pays au cours des 15 dernières années ont augmenté de près de 70 % - ce qui est beaucoup plus élevé que ses voisins au cours de la même période.

Néanmoins, l'expérience des années 1970 est toujours un puissant rappel de ce queL'industrie pétrolière iranienne après la levée des sanctions.

Mesures efficaces

Les sanctions imposées par les États-Unis, l'Union européenne et l'ONU depuis 2011 ont provoqué une réduction significative de la production de pétrole en Iran. Ils n'ont pas réussi à fermer complètement les marchés mondiaux car certains des principaux consommateurs - l'Inde, la Chine, le Japon, la Corée du Sud et la Turquie - ont continué d'acheter des quantités importantes de pétrole iranien.

Cependant, l'impact des sanctions a été significatif. En particulier, de sérieuses restrictions à l'importation de technologies ont entraîné une détérioration de l'état technique des installations de production, ce qui a également réduit la qualité du pétrole iranien. En outre, l'élargissement de l'interdiction de l'UE sur l'assurance des pétroliers a imposé de sérieuses limites au potentiel d'exportation du pays, car plus de 90 % de l'assurance de la flotte mondiale de pétroliers est régie par le droit européen.

Le résultat final a été une réduction significative de la production d'hydrocarbures, principalement due à des arrêts non planifiés avec une perte totale de 18 à 20 % de la production potentielle depuis l'imposition des sanctions en 2011. Les sanctions contre le pétrole iranien ont réduit la production de 0,8 million de barils par jour, un montant qui est maintenant remis sur le marché.

Où le pétrole iranien trouve-t-il son acheteur ?

Après la levée des restrictions en janvier, selon les chiffres officiels, l'Iran a vendu quatre pétroliers (4 millions de barils) à l'Europe, dont le français Total, l'espagnol Cepsa et le russe Litasco. Cela équivaut à seulement environ5 jours de ventes au niveau d'avant 2012, lorsque 800 000 barils par jour étaient expédiés aux acheteurs européens. De nombreux anciens grands clients, dont Anglo-Dutch Shell, l'italien Eni, le grec Hellenic Petroleum et les sociétés de négoce Vitol, Glencore et Trafigura, sont sur le point de reprendre leurs activités. L'absence de règlements mutuels en dollars et d'un mécanisme établi de vente dans d'autres devises, ainsi que la réticence des banques à fournir des lettres de crédit, sont devenus les principaux obstacles après la levée des sanctions.

Dans le même temps, certains anciens gros acheteurs soulignent la réticence de Téhéran à assouplir ses conditions de vente vieilles de quatre ans et à faire preuve d'une plus grande flexibilité des prix, malgré l'offre supérieure à la demande et l'Arabie saoudite, la Russie et l'Irak s'emparant du marché européen de l'Iran partager.

Perspectives 2016

À l'approche de la levée des sanctions, le marché mondial du pétrole est devenu baissier, les prix chutant de 25 % entre juin et août 2015. Dans le même temps, les contrats à terme NYMEX ont continué d'indiquer leur faible reprise, ainsi que certains les agences internationales ont prédit en juillet et août 2015 qu'ils se stabiliseraient autour de 45-65 dollars le baril, similaire à la fourchette de prix entre janvier et juillet 2015

La direction future du mouvement du marché des hydrocarbures dépend en grande partie de la quantité et de la rapidité avec laquelle les exportations de pétrole iranien augmenteront après la levée des sanctions. Il existe deux points de vue principaux concernant cette augmentation potentielle.

D'une part, on estimeSelon l'Agence internationale de l'énergie (EIA), l'Iran a un potentiel de croissance de la production d'environ 800 000 barils par jour, juste derrière l'Arabie saoudite. D'autre part, selon les prévisions de l'EIA, après la levée des sanctions début 2016, les approvisionnements iraniens en pétrole augmenteront en moyenne de 300 000 barils par jour et par an.

La principale raison de ces estimations disparates est que ces dernières accordent plus de poids à l'impact de plusieurs années de restrictions sur la détérioration de l'infrastructure minière de la République islamique, qui a maintenant besoin de temps pour accélérer la production. En fin de compte, depuis la mi-2012, en raison d'arrêts imprévus, le pétrole iranien a progressivement commencé à être produit de moins de 600 à 800 000 barils par jour.

Dans quelle mesure ces estimations de production sont-elles pertinentes pour le marché mondial actuel de l'or noir ? Une augmentation de 800 000 barils par jour représente environ 1 % de l'offre mondiale totale de pétrole aujourd'hui, ce qui peut suffire à provoquer de fortes variations de prix dans un environnement hautement concurrentiel, mais pas à engorger le marché. Plus précisément, à moyen et long terme, les prix des hydrocarbures ont tendance à se stabiliser au coût de production du dernier baril pour répondre à la demande. Le faible coût du pétrole à long terme freine les investissements dans le développement de gisements plus coûteux; finalement les puits se ferment et l'approvisionnement est réduit. Si le prix dépasse le prix marginal, de nouveaux investissements apportent des sources d'hydrocarbures supplémentaires et plus chères.

Dans ce contexte, en ce qui concerneévolution des prix du pétrole en 2014, le marché a aujourd'hui une courbe de coût moins sensible (puisque les développements les plus chers sont déjà rentables). Ainsi, une petite source d'approvisionnement moins chère aura beaucoup moins d'impact sur le prix que dans les conditions difficiles de la mi-2014.

En conséquence, le modèle du marché pétrolier suggère que l'Iran devrait être en mesure d'augmenter sa production de 800 000 bpj supplémentaires en 2016. Le Brent devrait rester dans la fourchette de 45 $ à 65 $/bbl en 2016, en ligne avec la fourchette de prix déjà observée tout au long de 2015.

Que se passera-t-il dans 3 à 5 ans ?

À long terme, cependant, l'impact du retour de l'Iran pourrait être plus important. Au cours des dernières années, nous avons assisté à une vague de nouvelles découvertes bien supérieure à la moyenne au Moyen-Orient. Le pays n'est pas en mesure d'utiliser pleinement ces réserves en raison d'un accès limité au flux externe de technologie et d'expérience. En conséquence, non seulement la production de pétrole brut a chuté, mais le niveau prouvé des réserves est le plus élevé de l'histoire du pays. Dans le même temps, les niveaux de production actuels sont encore loin de correspondre aux niveaux de dépenses publiques.

Ceci, ajouté au fait que l'Iran (contrairement au Koweït, à l'Arabie saoudite et aux Émirats arabes unis) ne dispose pas de fonds d'investissement suffisants pour combler le déficit budgétaire. Cela signifie que davantage de pétrole iranien sera exporté, ce qui à son tourdépendent de la capacité de l'État à utiliser la technologie et l'expertise nécessaires.

Le cadre réglementaire de la République islamique pose également un défi majeur aux entreprises étrangères qui souhaitent investir de l'argent et du savoir-faire dans le secteur énergétique du pays. La constitution iranienne interdit la propriété étrangère ou privée des ressources naturelles, et les accords de partage de la production sont interdits par la loi. Les IOC et autres investisseurs étrangers ne sont autorisés à participer à l'exploration et à la production que par le biais de contrats de rachat. Ces contrats sont essentiellement équivalents à des contrats de service, permettant à des investisseurs extérieurs d'explorer et de développer des gisements d'hydrocarbures, à condition qu'une fois la production commencée, le contrôle revienne à la National Iranian Oil Company ou à l'une de ses filiales, qui peut acheter les droits à un prix prédéterminé. En 2014, le ministère iranien du Pétrole a annoncé son intention de mettre en œuvre des contrats dits pétroliers uniques (IPC), qui fonctionnent comme des coentreprises ou PSA d'une durée potentielle de 20 à 25 ans (deux fois plus longue que la durée des contrats de rachat). Si ce nouveau type d'accord est autorisé par la loi, l'attractivité du pays en tant que cible d'investissement pour les IOC et les autres acteurs internationaux augmentera considérablement et conduira à une accélération du développement des réserves d'hydrocarbures.

Perspectives d'investissement en capital

Selon certaines estimations, de nouveaux investissements pourraient accroître l'exploration et la production pétrolières enl'Iran de 6 % par an au cours des cinq prochaines années (ce qui est cohérent avec le taux de croissance en Irak au cours des dernières années), contre une augmentation estimée de 1,4 % de la production de pétrole au Moyen-Orient dans son ensemble. Dans ce scénario, en supposant que la demande reste la même, les prix du pétrole pourraient varier entre 60 et 80 dollars le baril d'ici 2020, alors qu'en l'absence de ces événements, toutes choses étant égales par ailleurs, le coût pourrait être supérieur de 10 à 15 %.

Dans cette fourchette de prix, il est peu probable que les investissements dans des gisements à coût plus élevé tels que le schiste, le grès ou l'offshore reviennent aux niveaux d'avant 2014. Bien que la production devrait se poursuivre tant que les coûts de production du pétrole resteront suffisamment bas pour justifier le coût, l'épuisement rapide de ces sources diminuera leur importance (les puits de schiste en particulier ont tendance à produire 80 % ou plus au cours des 3 à 5 premières années). Dans ces conditions, l'entrée du pétrole iranien sur le marché en volumes supplémentaires touchera la production de schiste aux États-Unis, et un peu moins sur les champs offshore d'Amérique du Nord et du Sud, d'Asie, d'Afrique et d'Extrême-Orient russe. Et l'épuisement rapide des gisements de la mer du Nord les verra remplacés par une production accrue en Iran et potentiellement dans d'autres pays comme l'Irak et la Libye.

Pétrole iranien et Russie

La faible qualité du pétrole russe de l'Oural fourni aux pays d'Europe de l'Est inquiète de plus en plus les consommateurs, car elle entraîne une baisse de la rentabilité de son raffinage et des pertes financières. Ainsi, la teneur en soufre dans l'approvisionnement par le pipeline Druzhba et parterminaux à Primorsk et Ust-Luga pétrole dépasse 1,5%, et sa densité a augmenté à 31⁰ API. Cela n'est pas conforme à la spécification de Platt, selon laquelle la teneur en soufre ne doit pas dépasser 1,3 % et la densité du grade ne doit pas être inférieure à 32⁰.

Avec une nouvelle détérioration de la qualité des matières premières russes, les consommateurs européens donneront la préférence à d'autres variétés - Kirkuk et Basrah Light ou Iran Light. La qualité du pétrole iranien Iran Light est comparable à la norme de l'Oural. La densité de ce grade est de 33,1 ° API et la teneur en soufre ne dépasse pas 1,5 %.

La levée des sanctions contre la République islamique oblige les compagnies pétrolières internationales et nationales de la région à revoir leurs plans stratégiques et à prendre en compte les défis et les opportunités des scénarios suivants.

Investissement étranger

Le pétrole iranien sur le marché mondial ouvre un large éventail d'opportunités potentielles pour les IOC et les autres investisseurs étrangers, notamment avec l'approbation de nouveaux contrats IPC. Après plusieurs années d'accès limité à la technologie extérieure et à l'expérience de l'industrie extractive iranienne, une aide extérieure sera nécessaire, et l'état des finances du pays suggère qu'il est dans son intérêt de supprimer tous les obstacles pour recevoir rapidement cette aide.

De plus, alors que l'exploitation minière sera en premier lieu, une situation similaire pourrait se développer avec le transport (oléoducs pour exporter des volumes de production croissants), les produits chimiques (craquage chimique du gaz pour obtenir des oléfines destinées à l'exportation) et la transformation (pour le remplacement des équipements pour le raffinage du pétrole,qui n'a pas été modernisé pendant les sanctions).

Avant que les restrictions ne soient imposées, l'Iran était un important importateur de produits pétroliers, de sorte que la capacité de raffinage peut désormais être étendue pour répondre à la demande locale, en partie en raison du faible taux de change du rial, qui favorise la substitution des importations.

La production en Iran et en Irak est en croissance, et avec la stabilisation de la situation politique, il est prévu de l'augmenter en Libye, ce qui est susceptible de renforcer et de prolonger le scénario actuel de pétrole bon marché. Il existe un certain nombre de stratégies qui permettront aux CNO d'en atténuer l'impact.

Exploration et production

Des opportunités de réduire les coûts et d'augmenter l'efficacité, en particulier en ce qui concerne les services pétroliers, les sous-traitants et d'autres coûts externes, sont disponibles. Avec des prix bas des hydrocarbures, les investissements mondiaux dans l'exploration et la production à coût élevé ralentissent, les sociétés de services sont en surcapacité et deviennent beaucoup plus ouvertes à la baisse de leurs tarifs. De plus, lorsque des produits de base clés tels que le minerai de fer se négocient désormais à des niveaux historiquement bas, des réductions de coûts importantes peuvent être réalisées grâce à la gestion des matériaux. Pour les NOC du Moyen-Orient, dont les réserves sont encore suffisamment bon marché pour justifier la poursuite des investissements, se concentrer sur l'amélioration de l'offre représente une réelle opportunité de réduire considérablement les coûts sans attirer de véritables investissements en capital.

Recyclage

Des matières premières bon marché signifient également des produits transformés bon marché. Étant donné que le gaz naturel a tendance à être obtenu plus localement, le coût des produits pétroliers est en corrélation avec les prix du pétrole brut.

Cela signifie que face à la baisse de la demande, les prix des produits raffinés baissent plus vite que ceux du gaz. Dans le même temps, si l'Iran entre sur le marché avec des craqueurs de gaz supplémentaires, qui sont relativement faciles à mettre en service pour tirer parti de la production croissante de gaz, cela exercera une pression accrue sur les prix. En effet, étant donné que le pays n'a pas d'installations d'exportation de GNL (et pourrait prendre des années à construire), les opportunités de profiter du surplus de gaz sont soit la construction de nouveaux pipelines (comme celui qui relie aujourd'hui la Turquie, l'Arménie et l'Azerbaïdjan), soit le gaz En traitement. L'Iran poursuit déjà activement cette dernière option, tout en prévoyant des gazoducs supplémentaires pour répondre aux besoins en matières premières des nouvelles usines pétrochimiques dans l'ouest du pays. Par exemple, la construction du Western Ethylene Pipeline de 1 500 km est en phase finale. Ceci, combiné aux faibles coûts d'exploitation des usines iraniennes, devrait faire de la République islamique le producteur avec les cotations les plus basses pour les oléfines légères.

Cela signifie également que le prix combiné des produits pétroliers augmentera l'utilisation du craquage catalytique. Le retour de l'Iran sur le marché nécessitera une révision de la rentabilité relative des produits à base d'hydrocarbures, etles pays producteurs de gaz du golfe Persique peuvent réaliser une rentabilité relative en exportant du gaz sous forme de GNL par rapport à sa transformation en oléfines.

Tout comme les fractions bon marché sont bonnes pour les crackers, le brut iranien bon marché sur le marché est bon pour les raffineurs. Cela conduira à des opportunités d'investissement supplémentaires dans le golfe Persique - plusieurs projets sont déjà en cours pour augmenter la capacité (hors expansion en aval, qui pourrait avoir lieu en Iran). Alors que les CIO et les indépendants en difficulté financière ailleurs dans le monde cherchent à se départir de leurs propres actifs en aval, les CNO du Moyen-Orient ont une chance de conclure des accords de fusion et acquisition attrayants.

La levée des sanctions contre la République islamique et l'augmentation associée des approvisionnements en hydrocarbures conduisent à la conclusion que le monde, comme dans les années 1980, est au début d'une période potentiellement prolongée de bas prix du pétrole. La perspective iranienne recèle de nouveaux défis et opportunités, et elle appartient à ceux qui intégreront rapidement et efficacement ces dynamiques changeantes dans leurs plans stratégiques.