ven. Juil 10th, 2020

Tourtier : les dessous de la guerre du pétrole entre les USA, l’Arabie Saoudite et la Russie (épisode 2)

Après avoir analysé la crise sous l’angle politique et économique, nous abordons maintenant les mécanismes financiers et notamment le risque que représente pour les banques leurs engagements dans le financement du pétrole. Peu de clients savent que leurs avoirs sont ainsi exposés à un risque systémique, d’autant plus important que c’est toute l’économie mondiale qui est aujourd’hui en récession. Du poker menteur, qui caractérise le jeu d’acteurs sur le marché du pétrole, nous pourrions passer à celui des dominos… pour notre plus grand malheur. Car ce que nous enseigne également cette crise, c’est la perversion qui s’est instaurée petit à petit, via le système financier pour fausser la logique de marché. La prolifération des produits dérivés, avec la complicité des Etats endettés qui y trouvent leur compte, a créé une « économie de la dette ». C’est une finance qui a pris une large part du pouvoir politique sans la moindre consultation démocratique. Aussi, pour le monde de demain, comment reconstruire des circuits de production et des financements plus vertueux, notamment dans le domaine de l’énergie ?

par Lionel Tourtier

Économiste, spécialiste de l'épargne

Dans la partie 1, nous avons présenté les grandes lignes du marché du pétrole. Nous revenons ici sur le lundi 20 avril, où pour la première fois dans le monde, l’on a vendu de l’or noir à un prix négatif ! Ce qui revient à donner de l’argent à l’acheteur ! Un observateur irrationnel pourrait considérer cette information comme une opération conspirationniste (« Encore un coup du « Bilderberg Group… »). Mais ce n’est pas le cas et cela s’explique très aisément par la nature même d’un marché à terme.

Il faut, ce faisant, faire preuve d’ouverture d’esprit, et ne pas tomber dans le travers du « méchant capitalisme » dans lequel baignent aujourd’hui de nombreux « révolutionnaires » en chambre. Les « anarchos-écologistes » fleurissent en ce mois de mai. On peut toujours rêver à un monde meilleur, mais pour autant, on ne reviendra pas en arrière sur certaines avancées : il y a aura toujours des marchés à terme et de soi-disant « vilains opérateurs ». Pourquoi ?

Comment faire du blé à terme !

Pour cela, il faut se mettre dans la peau d’un exploitant agricole : par exemple, pour rester simple, un producteur de blé (on verra pour le pétrolier ensuite). Ce qui caractérise l’agriculture, c’est l’imprévisibilité des ventes mais la certitude des charges. La différence, ce sont les revenus. Cette profession s’expose à de nombreux aléas : climat, maladie comme l’Oïdium, les Rouilles, les insectes, etc. Face à cette réalité, l’exploitant agricole est conscient qu’il joue chaque année à une sorte de « loto », certes, avec une probabilité plus facile à calculer qu’un tirage du samedi. On laboure, on plante, on traite, et s’il fait beau, et qu’il n’y a pas de maladies, d’orage de grêle ou de sécheresse, on récolte suffisamment pour dégager un profit. Le bonheur dans le pré !

Si tous les concurrents ont partagé le même sort positif, ils sont, cependant, nombreux à vendre leur production de blé ; et, par conséquent, les prix baissent. Logique : plus d’offre que de demande. Si, a contrario, la production a souffert d’un des aléas évoqués, tous les producteurs vendent également, mais une plus petite quantité de blé avec, peut-être, un prix plus cher. Car, comme c’est un marché mondial, tout dépend des situations de récolte dans les grands pays producteurs. Finalement, pour un territoire donné, les bonnes et les mauvaises années ont tendance à s’équilibrer.

En résumé, d’un côté il y a une prévision de charges relativement certaines, convertis en coûts à l’hectare, et de l’autre, une espérance de recettes, mais incertaines. Donc, l’exploitant agricole porte un risque et il a le choix entre deux options : la première, c’est d’attendre le jour où il pourra vendre sa production mais au prix du marché de l’époque (prix inconnu) ; la seconde, c’est de vendre d’avance son blé, moyennant un prix convenu avec un acheteur, par exemple une meunerie.

D’un côté, l’exploitant réalise un bénéfice plus ou moins important si les conditions de marché lui sont favorables ; mais il encoure également le risque d’une perte. De l’autre, il fait preuve de sagesse et il applique l’adage : « Vaut mieux tenir que courir ». Donc, il réduit lui-même ses espoirs de gains en transformant un risque à terme en profit immédiat. C’est le principe du contrat à terme ; du moins dans sa forme primitive : une vente à terme.

Ce sont donc les exploitants agricoles (et les pécheurs) qui ont inventé le marché à terme en Europe (au 17ème siècle pour certaines activités). Certains historiens parlent également du Japon, au début du XVIIIe siècle avec le « Dōjima Rice Exchange » pour le riz. Pour autant, pouvons-nous traiter les agriculteurs de « méchants capitalistes » ? Non ! Par le passé, ils ont longtemps souffert des variations de prix et ils ont cherché les solutions pour réduire leurs risques. C’est encore vrai aujourd’hui dans des marchés internationaux ouverts et très compétitifs. Car plus un marché agricole est déréglementé, plus son instabilité est forte, en particulier dans la mondialisation. C’est pourquoi les Etats ont souvent pris des mesures d’encadrement des prix, avec un plancher minimum pour la survie des exploitations. Il faut donner du pain au peuple, sinon, on connait sa réaction … Pour autant, le débat sur l’autonomie de la fixation des prix est loin d’être clôt : c’est une problématique posée de façon permanente entre le libéralisme, l’Etat et l’agriculture. On pourrait en dire autant pour « libéralisme, Etat et énergie ».

Appliquons maintenant au pétrole le même raisonnement que pour le blé. Il y a beaucoup de similitudes. Cette énergie reste essentielle pour se chauffer, s’éclairer, se déplacer en voiture, etc. D’où, comme pour l’agriculture, l’ingérence de l’Etat existe à plusieurs niveaux de la chaîne de valeur (conditions d’exploitation, réserves stratégiques, prix et fiscalité, réglementation Seveso, etc.). Quand le peuple du 21ème siècle n’a plus de pétrole, il se révolte contre les gouvernements ; tout comme celui qui était privé de pain au 18ème siècle.

D’ailleurs, l’histoire récente montre que les conducteurs de voitures deviennent irascibles dès lors qu’ils sont confrontés à des obstacles ou contraintes limitant leur liberté de circuler : prix de l’essence, pénurie de carburant, vitesse limitée, etc. Avec la pandémie, on doit calculer aujourd’hui son rayon de 100 kms… La perception des amendes suscite des vocations de « sans culottes ». Mais tout ceci relève de la sociologie, qui n’est pas notre débat à proprement dit. Cependant, dans l’examen de la sortie de la crise économique, cela doit rester dans un coin de notre tête ; en particulier lorsque la reprise montrera le bout de son nez et que l’on devra être très attentif aux comportements des consommateurs. Vont-ils changer leurs habitudes ? La croissance est aussi affaire de psychologie. La situation de la Chine, sortie du confinement vers les 25 mars, incite à la circonspection.

Nous venons en quelques lignes de souligner trois premières notions essentielles pour la suite de notre analyse : le risque, le prix (fixation versus le marché ou l’Etat) et la psychologie des acteurs.

Pour tout producteur (chef d’entreprise), l’espérance de gains est une fonction du risque. Plus il accepte du risque, plus il peut dégager un profit croissant, dès lors qu’il met en place des moyens de prévention pour éviter la ruine. Il lui faut trouver le bon équilibre : la limite du « risque acceptable », ce qui revient à définir la « perte maximale » que l’on est prêt à assumer dans une activité, en particulier au regard de ses fonds propres. Tous les métiers raisonnent ainsi. En assurance, en risk-management, on se sert d’une cartographie des risques pour identifier et hiérarchiser les risques. Idem en médecin avec le « risque du patient ». En gestion d’actifs, on définit un « draw down ».

C’est pourquoi un producteur, un patron d’entreprise, est toujours dans une position d’arbitrage. Il cherche à comprendre la structure des besoins des clients, la saisonnalité de leurs activités, etc. et à définir la bonne adéquation de son offre à la demande, selon plusieurs horizons de temps, avec une marge d’erreur. Il y a donc une propension naturelle à « scénariser », tout en circonscrivant les risques, voire si possible, en les externalisant pour ceux qui sont « insupportables » pour l’entreprise. C’est vrai pour le producteur vendeur, mais c’également le cas pour l’acheteur.

Nous venons d’ajouter trois autres notions : l’arbitrage, l’horizon de temps et la cession éventuelle d’un risque. L’anticipation, et la dimension psychologique qui l’accompagne, exercent une grande influence dans les activités économiques. C’est encore plus vrai dans ce qui nous intéresse : les marchés à terme.

Il faut déterminer les probabilités d’aléas et le nombre d’occurrences sur le cycle d’exploitation (production et vente). Pour ce faire, il est possible de se servir de séries longues en statistiques : les prix, les volumes, la saisonnalité, etc. A la condition que l’environnement (les contingences) ne change pas et que l’on prenne davantage en compte les dernières tendances : par exemple, pour le producteur de blé, un risque accru de sécheresse par rapport à la décennie précédente.

L’on peut donc avoir de sérieuses marges d’erreur si la référence pour les calculs est trop lointaine. Sur les marchés à termes, l’utilisation de courbes statistiques pour les prévisions est essentielle. Nous le verrons avec le terme « contango » pour le pétrole. Rien à voir avec une figure de tango argentin, quoique l’on puisse être renversé par l’évolution d’un prix négatif, comme nous le verrons. Dans le pétrole, cette démarche de traitements des données historiques se heurte au fait que les paramètres sont très nombreux comme il l’a été montré dans la première partie de notre note : la géopolitique, les conditions d’extraction, les besoins budgétaires, etc.

L’or noir, sous différents produits, est échangé sur un marché mondial. Par conséquent, nous avons tous les facteurs possibles d’instabilité (économiques, politiques, techniques, devises, etc.). Face à ces multiples variables, le producteur de pétrole agit ainsi comme le producteur de blé : il cherche à assurer ses ventes aux meilleurs prix et dans ce cadre, à maîtriser et à couvrir son risque. D’où l’utilisation des marchés à terme qui vont lui permettre de « hedger ». Etymologiquement, hedge signifie une haie en anglais. Hedger veut dire « entourer la haie », donc, par extension, se protéger, et en finance, couvrir son risque.

Le pétrole est produit tous les jours, et se vend tous les jours. C’est la différence avec une récolte de blé qui intervient une à deux fois dans l’année. Le risque du producteur de pétrole est donc permanent. D’où une intervention quasi-permanente sur les marchés. Cependant, la demande de pétrole varie avec les saisons. A la sortie de l’hiver, au mois de mai, elle subit une baisse ; ensuite elle augmente avant de connaître un léger ralentissement en août et novembre et culminer à la fin du quatrième trimestre. En outre, la saisonnalité aboutit à des demandes de produits différents : fuel, naphta, etc.

Le recours au contrat à terme implique pour son détenteur de bien connaître les différentes variables du marché pétrolier, mais également ses obligations contractuelles. En finance, on définit un contrat à terme (en anglais : futures) comme un engagement ferme de livrer un actif sous-jacent (par exemple un nombre de barils) à une date future (appelée échéance ou maturité) et à des conditions définies à l’avance. Cette obligation de « livrer » physiquement est un point essentiel pour comprendre la crise.

Encore une notion supplémentaire à mettre dans notre « boîte noire » : la « livraison ». Les principales notions sont maintenant acquises pour comprendre la suite.

On « hedge » avec qui ce soir ?

Venons-en maintenant aux contreparties. Qui avons-nous en face du producteur vendeur de pétrole ? Qui assure la contrepartie et pour quelles motivations dès lors qu’il existe du risque ? Il y a plusieurs parties prenantes, dont les intérêts à agir sont différents.

Les acheteurs de pétrole sont d’abord les raffineries. Selon McKinsey, il en existe actuellement plus de 600 en activité dans le monde, exploitées par plus de 200 sociétés de raffinage. BP Statistical Review of World Energy 2018 précise que ce sont les États-Unis qui ont la plus grande capacité de raffinage de pétrole au monde (de l’ordre de 18,7 millions de barils par jour en 2017), soit 19 % de la capacité mondiale. L’une des plus grandes raffineries de pétrole au monde est d’ailleurs située au Texas, à Port Arthur. Ainsi, le Texas représente environ un quart de la capacité totale de raffinage du pays.

La Chine possède la deuxième plus grande capacité de raffinage de pétrole au monde (14,5 millions de barils jours) et représente 14,8 % de la capacité mondiale. Vient ensuite la Russie, à la 3ème place, avec 6,6 millions de barils jours, soit 6,7 % de la capacité de raffinage mondiale. Ces trois pays réunis font 40 % du marché. Il faut citer ensuite l’Inde et le Japon. L’Asie abrite ainsi plus d’un tiers de la capacité de raffinage mondiale. L’Union européenne compte 85 raffineries (en incluant la Norvège et la Suisse) avec une capacité globale de 14,5 millions de barils jour. Voici donc la structure du marché côté « acheteurs ».

Compte tenu de leurs activités en continu, on sera d’accord avec le fait qu’il y a une « justification économique » à ces opérations de marché à terme, tant du côté vendeur que du côté acheteur.

Dans les marchés au comptant (marchés « spot »), les vendeurs (les producteurs) et les acheteurs (en majorité les raffineurs) négocient de façon bilatérale en vue de la livraison physique d’un produit (un nombre de barils). Donc, une raffinerie va acheter la production d’un exploitant au comptant, selon un volume lié à la consommation saisonnière des différents sous-produits pétroliers sur les prochaines semaines : essence, diesel, naphta, bitume, etc.

Mais si l’on suppose une évolution à la hausse de la consommation mondiale, l’acheteur peut aussi vouloir s’assurer d’un approvisionnement à une date éloignée, dans de bonnes conditions de prix. Il peut opter pour un simple achat à terme, mais la variabilité des prix sur longue période peut poser des problèmes. Le mieux est le contrat à terme qui permet à la raffinerie d’atteindre son objectif d’achat, et au producteur, de vendre sa production en la livrant à l’échéance, avec un prix fixé le jour de l’ouverture du contrat. Outre un prix déterminé, cela facilite également la gestion des stocks et des flux ainsi que l’amélioration de la trésorerie, y compris en devises. C’est un plus en termes d’optimisation et de productivité. La souplesse de la démarche, c’est que l’on peut toujours céder son contrat à terme, ce qui n’est pas le cas de la vente à terme.

Entre les producteurs et les raffineurs, nous avons aussi de gros intermédiaires : des négociants en matières premières, qui vont réaliser des opérations d’arbitrage, grâce à l’effet de levier que procure le paiement à terme du prix de la transaction. Leurs interventions peuvent apporter de la fluidité aux transactions et de la liquidité au marché. Mais elle peut avoir aussi des effets pervers, par excès de spéculation.

Il faut dire que le poids financier des négociants de matières premières est considérable : les vingt plus gros au monde ont empoché près de 250 milliards de dollars (191 milliards d’euros) entre 2003 et 2013, soit bien plus que les banques sur la même période ! Ainsi, quand le pétrolier russe, Rosneft (dont nous avons parlé dans la partie 1) avait décidé d’acquérir son concurrent TNK-BP, pour créer le premier pétrolier mondial coté, il avait besoin de 42 milliards d’euros. Une paille… Il sollicita donc l’appui de 2 négociants pour financer l’opération : Vitol et Glencore.

Ces entreprises de négoce de matières premières sont peu connues du grand public : outre les deux citées, on trouve Trafigura, Gunvor, Cargill, Archer Daniels Midland, Louis Dreyfus, Wilmar, Noble, Mitsubishi, Mitsui… Or, elles ont une très grande influence sur l’économie, donc indirectement nos conditions de vie par le nombre de matières premières que nous consommons. Ces sociétés interviennent sur différents marchés : métaux, blé, etc. Celles spécialisées sur le pétrole ont un modèle économique contre-intuitif, avec un examen approfondi des conditions de marché, car les cours volatils leur offrent, tous les jours, de nombreuses opportunités d’arbitrage. Le suisse Trafigura, qui avait misé sur le développement de la production aux Etats-Unis, est devenu le premier exportateur de pétrole américain.

Quand le pétrole sent le soufre !

Cela dit, comme nous l’avons démontré, le marché du pétrole n’est pas composé de « bisounours ». Ainsi, l’image des négociants de matières premières est entachée d’histoires de corruption. Selon le journal Les Echos, l’ONG Public Eye « a fustigé à plusieurs reprises des pratiques douteuses, et dénoncé une stratégie qu’elle juge aventureuse, consistant à nouer des partenariats avec des personnes politiquement exposées (PEP) capables de décrocher des contrats ». L’affaire « Pétrole contre nourriture » en une des illustrations et le journal Le Monde en avait donné à l’époque une bonne description. Relatons-là, car elle complète bien la description de la dimension politique présentée en partie 1.

Mis en place en 1996, 5 ans après la guerre du Koweït, ce programme autorisait l’Irak à vendre du brut, tous les six mois, à hauteur de 2 milliards de dollars (environ 500.000 barils). L’exportation du pétrole, l’utilisation des revenus et la distribution des vivres et des médicaments étaient placées sous la supervision de l’ONU. Rien que ça…

Toutes les opérations étaient opérées sur un compte séquestre ouvert par les Nations unies à la BNP, à New York. Mais ce programme, d’un montant total de 64 milliards de dollars, donna lieu, en parallèle, à une vaste opération de corruption qui entraîna une commission d’enquête de l’ONU. On découvrit ainsi le 3 janvier 2005, que le responsable du programme, Benon Sevan, avait demandé aux Irakiens des droits d’achat de barils de pétrole pour le compte d’une petite société installée en Suisse, l’AMEP (Africa Middle East Petroleum), laquelle lui aurait reversé des contreparties. Parmi les entreprises sous l’œil de la justice, on trouva aussi le négociant Vitol que nous avons déjà mentionné pour son appui financier à Rosneft.

En fait, Bagdad exigeait des compagnies clientes des compléments de prix (surcharges) par rapport aux tarifs déclarés à l’ONU. Le régime irakien empochait la différence par le biais d’intermédiaires et sociétés écrans. Ainsi, seules les entreprises étrangères qui acceptaient de s’acquitter de ces 10 % supplémentaires, par des voies tout à fait occultes (valises d’argent liquide déposées dans les ambassades d’Irak à l’étranger ou versements sur des comptes détenus par des sociétés-écrans), avaient pu continuer à acheter du pétrole à l’Irak ou obtenir un marché public. Un système de corruption qui fonctionne dans l’environnement de l’ONU. Non non, vous ne rêvez pas…

Il y eut également un « volet français » dans cette affaire. Quatorze sociétés françaises, notamment de grands groupes cotés en bourse, furent condamnées en appel le 15 février 2019 pour avoir accepté ces surfacturations. Le pétrole ne s’embarrasse pas d’éthique… Du coup, on lira avec une certaine délectation les anciens rapports RSE et développement durable de ces entreprises. Qui pourra ensuite s’étonner, quelques années plus tard, de l’affaire « Lafarge » avec Daech ? Le groupe cimentier avait procédé à des « arrangements » avec l’Etat islamique, notamment l’achat de pétrole en violation de l’embargo décrété par l’Union européenne en 2011. Nous sommes dans le même état d’esprit qu’en 1996. Les fondateurs, la famille Lafarge, et l’ancien dirigeant Olivier Lecerf, tous catholiques fervents, doivent se retourner dans leur tombe…

Hormis la corruption dont nous venons de donner quelques illustrations (il y en a bien d’autres), certains négociants, par exemple, Noble Group Ltd et Trafigura, sont également critiquées pour leurs méthodes comptables. Ainsi, le cabinet d’analyse Iceberg Research, qui joue un rôle de lanceur d’alerte dans ce secteur, a contesté la comptabilisation « créative » de certaines opérations de Noble Group Ltd, accusé de gonfler ses actifs. Résultat ? Cette entreprise qui était autrefois le plus grand négociant de matières premières d’Asie, a vu sa valeur réduite de 6 milliards de dollars en février 2015.

Quant à Trafigura, Iceberg Research a considéré que certains actifs avaient en réalité une valeur 10 fois moindre que celle enregistrée au bilan. A l’annonce de ces constatations, la cotation en bourse baissa également fortement. Plus récemment, en juillet 2019, un lanceur d’alerte avait naïvement fait état que la société Nyrstar, passée sous le contrôle de Trafigura, avait maquillé ses bilans pendant des années. Cette dénonciation entraîna la saisine de la FSMA (l’Autorité belge des services financiers et des marchés financiers) pour examiner la véracité de ces informations. En septembre 2019, le cabinet Deloitte demanda également des précisions concernant les contrats passés entre les deux groupes. Trafigura était en fait suspectée, par des actionnaires minoritaires, d’avoir utilisé son influence sur Nyrstar pour signer des contrats extrêmement onéreux qui auraient conduit à la faillite de Nyrstar. En décembre, comble du comble, le lanceur d’alerte fut condamné par un Tribunal suisse avec interdiction d’exprimer en public ses allégations ! Aucune réaction du régulateur belge. Le monde du pétrole est décidément impitoyable ! Cependant, toutes ces péripéties ne semblent pas avoir affecté l’entreprise : pour l’exercice 2019, l’unité pétrolière de Trafigura a dégagé un bénéfice brut record de 1,7 milliard de dollars !

En résumé, les détracteurs des négociants parlent volontiers d’un univers de corruption, de bidouilles comptables et de pressions plus ou moins musclées, avec en arrière-ban des Etats qui jouent aux trois singes : l’aveugle, le sourd et le muet… Sans doute de mauvaises langues ! Malgré ces suspicions, il faut reconnaître que les négociants jouent un rôle incontournable sur le marché. Le tout devrait être dans la manière, mais peut-être ne faut-il pas rêver. Les enjeux financiers sont tellement considérables. Du coup, on se demande bien pourquoi encore organiser des colloques sur l’éthique.

On peut « hedger » avec le pétrole, mais aussi « spieler »

Après les professionnels et industriels du pétrole, voyons maintenant les financiers. Ce qui peut détourner « l’utilité économique » du marché à terme pour le pétrole, c’est un excès de financiarisation : c’est-à-dire une proportion de spéculateurs largement plus nombreux que les professionnels du secteur. Or, c’est la réalité : jusqu’à cette crise d’avril, le pétrole, dont nous avons pu mesurer toute la complexité de son marché, était la matière première la plus « tradée » au monde!

Hormis les producteurs, raffineurs et négociants, nous avons en effet des spéculateurs pur jus, des investisseurs professionnels (hedge funds notamment), des banques, ainsi que des traders, des arbitragistes, des teneurs de marché, des market-makers, et même des particuliers, sans doute amateurs de poker. Tous escomptent trouver dans la volatilité des prix de « l’or noir » des gains potentiels.

Cette financiarisation du pétrole ne se limite pas à ce seul secteur. Elle s’est généralisée à de nombreuses activités. En témoigne l’écart désormais très déséquilibré entre le volume de la « sphère réelle » de l’économie et celui de la « sphère financière » : un rapport pratiquement de 1 à 10. Ainsi, le prix du pétrole n’est plus seulement lié à des contingences économiques, voire géopolitiques, mais aussi, si ce n’est surtout, à des positions spéculatrices.

Rana Foroohar, journaliste au Financial Times, soulignait dans son livre Makers and Takers que 15 % seulement de tous les flux de capitaux aux Etats-Unis allaient effectivement à l’investissement dans les entreprises. Le reste n’est que pures transactions financières, produits dérivés et échanges d’actifs existants. Chaque jour, des millions de transactions financières ont lieu pour une valeur totale de 81,7 billions de dollars. Nous verrons que ce sont les banques qui sont à l’origine de cette déviation.

On peut faire remonter cette financiarisation aux années 70, avec l’apparition d’instruments financiers de « hedging » sur les devises face aux taux de change flottants. Puis dans les années 80, les instruments s’étendirent aux valeurs mobilières, en raison de l’instabilité des bourses d’action. Toujours ce besoin de se couvrir… Mais si tel était l’objectif, gérer un risque financier, cela restait encore acceptable.

D’ailleurs, devant la forte croissance des échanges internationaux, beaucoup de directions financières d’entreprise utilisèrent, de plus en plus, différentes techniques de couverture : swap, contrats à termes, titrisation… Mais ces opérations étaient référées à leurs activités, qu’elles soient industrielles ou de services. Toutefois, au fil des décennies, les banques modifièrent profondément l’objectif de ces instruments de couverture de risque. Ou plus précisément, elles dissimulèrent habilement de nouvelles orientations stratégiques en se retranchant derrière le besoin des entreprises, et ce à fin d’influencer le régulateur (et les politiques) à leurs avantages.

Titriser, titriser le pétrole, il en restera toujours quelque chose…

Durant les décennies qui ont suivi celle de 80, la création financière se développa fortement, et pas toujours de façon « responsable ». Nous l’avons vu ou plutôt subi avec l’épisode des « subprimes » en 2007 : il en est la plus parfaite illustration. Regardons en le cheminement, car intellectuellement, nous allons retrouver certains des mécanismes de notre crise pétrolière, en particulier avec les Exchange-Traded Fund (ETF).

De toutes les techniques financières crées ces 40 dernières années, c’est la titrisation (ou securitization) qui fut la plus innovante. Avec son prolongement à travers les « dérivés », elle est devenue la source la plus importante des secousses financières que nous avons eues à subir. Quelle est son mécanisme ?

Une banque distribue des prêts immobiliers. Elle a donc un encours de crédits. De façon générale, au regard du principe que les dépôts font les crédits, toute banque cherche à refinancer ses encours de prêts pour respecter des exigences de liquidité. Ses fonds propres ne suffisent pas à cette obligation. Donc, pour obtenir de la liquidité, elle peut transférer ses crédits « illiquides » à une structure : ce transfert s’appelle de la titrisation. Plus précisément, elle apporte une sélection de ses meilleurs crédits, ceux présentant normalement un niveau de risque faible, à l’actif d’un « SPV » ou Special purpose vehicule. Au passif, ce fond émet diverses catégories de « notes » ou d’obligations, qui diffèrent, notamment, par leur qualité de crédit et leur notation (AAA, AA, etc.). On peut ainsi constituer des « tranches ». Ces « obligations » sont proposées ensuite à de investisseurs institutionnels (compagnie d’assurance, fonds de pension, etc.) en fonction de leur appétence au couple « rendement-risque ». Ces investisseurs sont indirectement payés par les mensualités versées par les emprunteurs.

Donc, les risques (encore eux) sortent de la banque et sont achetés par des investisseurs tiers. On peut procéder de même avec des créances commerciales d’entreprises, des prêts étudiants, etc. Tout est bon dans le… la banque !

Et puis, au fil des années, la machine a commencé à titriser de tout, du plus simple au plus compliqué, avec un transfert plus important et plus large du risque, voire en faisant un mélange de bons et de moins bons crédits ou de créances (exemple des subprimes) : les financements de projets, ABS – « Asset-backed sécurities ». La mise en œuvre en a été d’autant plus facilitée avec les progrès de l’informatique (puissance, accessibilité, échanges et simultanéité de l’information avec les télécoms et internet) ainsi que de l’industrie du logiciel.

Le modèle « originate to distribute » a créé une économie de dettes

Le plus important sans doute, c’est que ce type d’opération a modifié en profondeur le modèle du système bancaire à partir des années 1979, en commençant par les Etats-Unis : l’on est ainsi passé d’un modèle traditionnel, dit « originate to hold » où l’établissement conserve dans son bilan les prêts accordés, à un modèle « originate to distribute » où l’établissement transforme ses prêts en actifs financiers vendus sur le marché.

Comme le soulignent deux auteurs dans un article de la Revue Banque, Laurent Viegnes et Olivier Nataf, ce nouveau modèle « a conduit à la crise financière (2008), a contribué à disséminer le risque de crédit hors de sa sphère bancaire d’origine. Aujourd’hui réactivé dans un contexte différent, ce modèle accroît l’imbrication de certaines catégories d’acteurs clés (banques, assureurs, fonds…) et n’est pas dépourvu de risques… ».

La titrisation n’est pas mauvaise en soi. C’est semblable à l’usage que l’on fait d’une voiture. Tout est une question de limites, de vigilance et de rigueur. Car cette technique est fondée sur la confiance accordée à l’évaluation des risques effectuées par les agences de notation financière. Si celles-ci font bien leur travail, la titrisation repose sur des critères vérifiés de qualité. Mais s’il y a des défaillances dans cette notation, tout part en vrille. D’autant plus lorsque la banque qui a titrisé, donc cédé une partie de son portefeuille crédit, souscrit simultanément aux produits de placement du SPV qu’elle a mis en place. Elle transforme ainsi son bilan à bon compte.

Globalement, à l’échelle mondiale, cette transformation, couplée avec l’endettement croissant des Etats (point essentiel sur lequel nous reviendrons), a créé l’économie de dettes qui nous caractérise et qui a favorisé, d’une certaine façon, une hausse des inégalités. Car dans ce système, l’argent va à l’argent et pas au travail. C’est bien ce que démontre la journaliste Rana Foroohar, déjà citée. L’économie se divise en deux : d’un côté, il y a les « makers », qui produisent des biens et des services utiles ; de l’autre, les « takers », c’est-à-dire tous ceux qui, sous prétexte de financer les « makers », se servent au passage et finissent par concentrer dans leurs mains l’essentiel de la valeur créée dans l’économie.

Cette économie de dettes reste vulnérable et peut propager ses failles au reste de l’économie. Car les techniques de titrisation et autres dérivés ont favorisé l’essor d’une financiarisation qui a généré tous les excès. Ce faisant, elles ont fragilisé tout le système financier au sein duquel elles sont nées.  Quel paradoxe n’est-ce pas ? Elles ont généré un « risque systémique » dont la définition parle d’elle-même : le risque que le défaut d’un acteur du marché se répercute sur les autres du fait de la nature intriquée des marchés financiers. Il faut souligner ici : « intriquée », car c’est bien la réalité du problème.  En cas de mises en faillite successive de banques, cela bloque ensuite le financement de toute l’économie mondiale. Rien que cela …

Si celui qui accorde un crédit n’en porte plus in fine le risque, il devient moins exigeant dans l’analyse et le contrôle des risques. CQFD ! En fait, les banques ont fait de la mutualisation sans l’esprit de la mutualisation : en se désintéressant souvent du risque final, elles ont faussé la répartition de celui-ci parmi les investisseurs qui étaient rentrés dans le circuit de leur titrisation en confiance. Comme le disait un ancien dirigeant bancaire : « La banque est le carrefour de toutes les tentations ». La déviation de la titrisation rappelle la fameuse image de la viande avariée que l’on retrouve dans le livre « Cresus, confession d’un banquier pourri » :

« Eh bien, quand on m’interroge, je compare les banquiers à des bouchers pas très consciencieux. En fait, nous avons fait disparaître les crédits à hauts risques dont nous voulions nous débarrasser en les mélangeant avec des créances de bonne qualité. La fabrication de ce cervelas d’un genre nouveau s’appelle la titrisation. Ensuite, on débite les nouveaux titres en tranches, qu’on vend en engrangeant au passage de belles commissions ! […] Quand les morceaux de viande avariée pourrissent et deviennent toxiques, ça contamine toute la saucisse et les acheteurs tombent malades ».

Le régulateur est-il réellement indépendant ?

Au fil des crises, le régulateur bancaire a un peu remédié à cette situation, mais pas totalement. Car l’expérience montre que plus la régulation bancaire s’est développée (par exemple Bâle III), et plus les banques ont adopté des stratégies de contournement de leurs obligations réglementaires. Et comme le régulateur a souvent un train de retard … nous ne sommes jamais à l’abri d’une nouvelle éruption financière.

En outre, le régulateur est généralement sous la coupe de l’Etat… Or, l’Etat a souvent des dettes. Donc, le régulateur ne peut pas « gêner » ce recours à l’emprunt. Un exemple ? Dans la Directive « Solvabilité 2 » (la régulation européenne de l’assurance), les dispositions du pilier 1 ont perpétué l’incitation des assureurs à investir dans la dette souveraine, tout en pénalisant les placements en actions qui, normalement, eux, financent l’économie réelle. Et comme en France, la transposition de la Directive se fait par décret, aucun parlementaire n’est associé à cette régulation de connivence. C’est Bercy qui a les manettes en main.  Ainsi, le financement de l’économie fait peu l’objet d’un débat démocratique.

De toute façon, le système financier est devenu tellement tentaculaire au plan international et alambiqué qu’il est impossible de le surveiller. En outre, la titrisation et les dérivés touchent désormais tous les secteurs, notamment ceux les plus à risques, ce qui établit des corrélations dangereuses… mais difficiles à détecter.

Une gamme d’instruments plus en plus sophistiqués et ouverts aux épargnants

Pour comprendre l’essor de la gamme des instruments financiers, il faut en revenir à sa genèse. Un jour, un banquier mathématicien plus ingénieux (plus « ingénieriste ») que les autres s’est dit : « Titriser, c’est bien, mais on peut faire mieux et plus simple ». Le Lépine de la finance a donc inventé la « titrisation synthétique », puis le « dérivé de crédit ».

Contrairement aux opérations de titrisation cash (où le SPV achète les actifs cédés par la banque grâce à une émission de titres et rembourse ces derniers grâce aux flux de principal et d’intérêts dégagés par lesdits actifs), les opérations de titrisation dites «synthétiques » offrent deux avantages : elles permettent à la banque de conserver juridiquement la propriété d’un portefeuille de créances, tout en transférant le risque de crédit à un certain nombre de parties tierces par le biais de dérivés de crédit. C’est un peu le jeu de la « patate chaude ».

Plus précisément, le banque achète une « protection » sur son portefeuille de créance par le biais d’une « collateralised debt obligation » (CDO). Ces CDO synthétiques se répartissent en deux catégories ; des CBO (collateralised bonds obligations) lorsque le portefeuille de créances est constitué de titres obligataires et des CLO (collateralised loans obligations) lorsque celui-ci est constitué de prêts.

Ce dernier produit porte un risque considérable d’ailleurs : lorsqu’une entreprise a dû mal à émettre des obligations pour se financer, en raison de sa situation financière (une dette quatre fois supérieure à son bénéfice annuel), elle peut néanmoins obtenir des prêts à taux variable : des « leveraged loans ». Une protection est adossée à ces prêt : les « CLO » que nous venons de citer. 

On résume : on accorde des prêts à des sociétés déjà très endettées et avec des taux variables ; on refile le risque à des compagnies d’assurance, des hedge funds ou des fonds de pension. Ça ressemble à un bâton de dynamite dans un environnement de fumeurs… Un terme a d’ailleurs émergé ces dernières années pour décrire ces entreprises à risques : les « entreprises Zombies ». Une dette dite « corporate » qui porte aujourd’hui un risque similaire en montant à celui des fameuses « subprimes ».

Mais pourquoi les investisseurs marquent-ils leurs intérêts pour ces produits « exotiques » ? Parce qu’aujourd’hui, plus de 50 % de la dette souveraine (dette des Etats) génèrent des taux de rendement soit proches de zéro, soit négatifs en raison des politiques monétaires des banques centrales. Cela veut dire que dans une perspective « buy-and-hold », selon l’expression consacrée, l’investisseur qui conserverait ces obligations jusqu’à maturité (leur échéance) en retirerait un rendement… négatif.  D’où cette recherche de placements pouvant apporter du rendement, même en prenant des risques : à tout perdre !  Il s’agit de sélectionner des CDO et CLO, notamment ceux présentant des notations de crédit AAA ou similaires, voire « investment-grade » dans certains cas. Mais les notes, ça va et ça vient…

En fait, pour bien comprendre les mécanismes de la crise du pétrole et la problématique qu’elle pose au citoyen de base, il faut assimiler toute la logique « culturelle » des acteurs qui interviennent sur les marchés financiers. Ce qu’il faut retenir, c’est qu’il y a tout un monde de perversion financière, regroupant gouvernements, banques centrales et établissements financiers au cœur de cette économie de dette. Au détriment du contribuable, de l’épargnant, et des entreprises saines et bien gérées. Et cette dette devient un jeu spéculatif. Un immense parc d’attraction mondial : « Bienvenue à Zombieland » comme le titrait en novembre 2019 Agora, un site financier.

Le jargon technique des produits dérivés dépasse une grande majorité de nos concitoyens. Alors que parfois, c’est eux qui payent le prix de leurs dysfonctionnements. L’on n’est donc pas obligé d’avoir fait un master de finance de marchés à Dauphine pour comprendre où tout cela mène. Un trader a commenté la situation de la façon suivante : « On va dans le mur et en klaxonnant ! » D’ailleurs, pour se décomplexer, rappelons-nous que certains dirigeants de grandes banques ne maîtrisent pas l’ensemble de ces techniques. Certains l’ont même avoué à demi-mot …

Le meilleur exemple en est « l’affaire kerviel » : le montant des positions prises par le jeune trader de la Société générale aurait été de 50 milliards d’euros en 2008 sur le marché des dérivés, soit 1,7 fois le montant des fonds propres de la banque ! Tout ceci sans que le conseil d’administration fut informé de la situation (ce qui n’est pas la thèse de la défense du jeune accusé). Sur l’ensemble des pertes, notons qu’il y avait pour 2,1 milliards de dépréciations d’actifs sur les CDO, liées à la « crise des subprimes ». Toute cette affaire, mais il y en a eu d’autres, témoignent d’une absence de contrôle de « l’usine à dérivés », en partie liée au fait que toute une génération de banquiers, issus des métiers de banque de dépôt, ne maîtrisait pas cette discipline.

La dérive des produits dérivés

En résumé, ce qu’il faut retenir de cette situation, c’est que l’on multiplié des titres obligataires (des obligations) adossées à des dettes. Partant d’un besoin de couverture de risque, l’idée qui a germé chez nos amis banquiers en a été d’en faire un produit de placement. Chapeau !

Entre marchés à terme, titrisation et dérivés, s’est ainsi construit un univers abstrait ou l’on créé des produits dits « structurés » presqu’en sur mesure : des actifs (comme une action ou une obligation) qui reposent sur une formule mathématique prédéfinie, combinant plusieurs actifs financiers, dont la performance dépend d’un sous-jacent.

Plus précisément, on structure le produit en deux parties : une composante-taux (un produit de taux avec une échéance plus ou moins longue, comme une obligation ou un fonds monétaire) et une composante dérivée (un ou plusieurs dérivés dont le prix est fixé selon la valeur du sous-jacent : cette composante détermine la sensibilité au sous-jacent et qui fixera la valeur du produit à son échéance). La composante « taux » apporte en théorie une garantie en capital, alors que la composante « dérivés » génère du rendement. A partir de ce schéma de base, en combinant plusieurs variétés de sous-jacents, l’on peut complexifier la composante dérivée pour davantage d’espoir de gains, et garantir plus ou moins le capital. Tout dépend du profil de risque accepté par le client. Encore faut-il que la notice de vente soit claire…

Les Echos, sous la plume de Laurence Delain, donnait un exemple parlant sur la complexité des produits proposés à la clientèle privée. La promesse de gain peut être tributaire d’indices « retravaillés » dont l’énoncé confine parfois à l‘obscurantisme, comme le démontre, par exemple, la définition suivante de l’Euronext France Germany Leaders 50 EW Decrement 5 % : « Composé des 25 premières capitalisations allemandes et des 25 premières capitalisations du CAC 40, l’indice équipondère ces composants dans la mesure où chaque action représente 2 % du poids global de l’indice à chaque date de rebalancement. Pour le calculer, Euronext réinvestit les dividendes nets détachés des coupons qui le composent et retranche un prélèvement forfaitaire de 5 % par an ». Pour le prélèvement de 5 %, c’est lumineux ; pour le reste, ça l’est moins.

Malgré cette complexité, les gros porteurs d’assurance-vie sont largement prospectés pour souscrire à ce type de placements, surtout dans un contexte où les taux d’intérêts pénalisent les rendements des « fonds euros » et où les « unités de compte » ne répondent pas aux promesses initiales. Cette démarche a été appliquée pour séduire des investisseurs individuels en leur présentant les « nombreux atouts de la formule », à commencer par l’intérêt spéculatif que présente l’actif « sous-jacent ». Beaucoup ont cédé aux beaux discours marketing, sans prendre conscience qu’ils entraient dans un véritable « jeu de bonneteau ».  C’est d’ailleurs le constat effectué en France par l’AMF en 2017 et les commentaires qui en ont été fait .

« Ces placements à promesses sont de savants cocktails d’options sur les marchés à termes, structurées en un produit d’épargne, par des petits génies travaillant dans les salles de marché des grandes banques. A tel point que l’opacité de ces placements, encore appelés « produits structurés » ou « produits de salles de marché », rend leur contrôle difficile pour les autorités. Pendant des années, seuls les fabricants de ces placements en connaissaient réellement les recettes. L’enquête menée par le gendarme boursier sur 133 fonds à formule du groupe Banque Populaire Caisse d’Epargne a fini par percer le secret de ces boîtes noires, comme on l’apprend dans les détails de la décision de la Commission des sanctions de l’Autorité des marchés financiers (AMF), qui vient d’infliger une amende record de 35 millions d’euros à la société de gestion du groupe Banque Populaire Caisse d’Epargne (Natixis).

En effet, ces produits structurés présentent les deux côtés du spiel : un potentiel de gain élevé, mais un risque de perte en capital également important, et plus encore par l’application de techniques que le commun des mortels a bien du mal à décortiquer. Il y a aussi la question de la liquidité, car les produits structurés sont peu liquides alors que la durée de l’investissement est relativement longue pouvant aller jusqu’à 10 ans. C’est dans cet environnement de l’hyper spéculation financière qu’il faut aborder la journée du 20 avril. Nous avons maintenant tous les ingrédients pour comprendre.

C’est lorsque la mer se retire que l’on voit ceux qui nageaient sans maillot (Warren Buffet)

Sur le marché du pétrole, nous avons différents intervenants, utilisant non pas seulement des contrats à termes, mais derrière, comme une main invisible, de nombreux instruments financiers pour jouer la hausse ou la baisse du prix. Commençons par le marché à terme et l’accident du 20 avril dernier.

Courant avril, et disons-le, les mois précédents, toute la panoplie des professionnels du pétrole et du monde financier fut présente autour de la table à jeu. Les financiers, les spéculateurs placent leurs mises depuis longtemps sur le prix du pétrole. Mais, semble-t-il, beaucoup oublièrent ces derniers temps une règle du jeu fondamentale : à la fin d’un contrat à terme, tout doit se déboucler avec une livraison physique.

Si le pétrole se négocie au comptant ou par le moyen de contrats à terme, il faut savoir pour ces derniers qu’il y a des échéances de livraison fixes.  Sur les sites spécialisés, il est possible de prendre connaissance des échéances et notamment celles les plus éloignées : on négocie actuellement jusqu’à février 2031 ! Dans la situation actuelle, c’est un peu comme contempler une boule de cristal où coulerait un fluide noir. Le commun des mortels a généralement un horizon vers le 15 du mois, pour suivre son découvert en banque. Les « spielers » du pétrole, eux, travaillent à 10 ans. On ne joue pas dans la même cour de récréation !

Avant le « terme », les détenteurs des contrats ont deux possibilités : soit les revendre, soit prendre livraison du volume réel de brut correspondant (Physical Delivery). Cela fonctionne comme une option. Donc, à l’expiration du contrat, s’il ne fait rien, le détenteur qui s’est porté acheteur devient propriétaire de 1.000 barils de brut ! Si c’est une raffinerie, elle peut a priori les stocker. Si c’est un particulier ou un « hedge fund », c’est très différent : car en réalité, dans leur tête, ils ont négocié un contrat « papier ». Il leur faut donc impérativement trouver un acheteur à l’échéance pour que ce dernier prenne physiquement livraison des 1.000 barils à leur place. Sinon, ils leurs restent sur les bras. Difficile de les mettre dans le jardin…

Soulignons-le encore une fois : un contrat à terme, un « future », dans une approche « papier » (c’est-à-dire purement spéculative) est une opération où l’on achète du pétrole pour le revendre à terme, en évitant la livraison physique. Mais encore faut-il trouver une contrepartie avant l’échéance du contrat.

L’analyste Paul Sankey déjà cité rappelle une vérité que beaucoup de spéculateurs individuels ou institutionnels avaient oublié : « La réalité physique du pétrole est qu’il est difficile à manipuler, volatil, potentiellement polluant et en fait inutile sans raffinerie » … Ali Bodaghi, un arbitragiste installé à Londres, a complété ces propos : « Ce qui se rend ce marché particulier et technique, c’est la complexité de la livraison des barils ».

Ce principe de réalité étant rappelé, expliquons un peu plus en détail ce fameux « lundi noir ». Précisons que l’opération ne concerne exclusivement que le pétrole WTI coté à New-York et pas le Brent coté à Londres. La situation est la suivante : avant le mois d’avril 2020 (ce peut-être à une date antérieure très éloignée) des acheteurs, mais surtout des investisseurs et des spéculateurs, s’étaient engagés à acquérir le lundi 20 avril des barils de pétrole WTI à un certain prix. Petite précision concernant les dates : le contrat à terme (« near month » ou « front month » dans le vocable), jusqu’au 20 avril, était le contrat « future » pour livraison au mois de mai. Il y a toujours un décalage d’un mois.

A l’origine de leur décision, ces intervenants escomptaient réaliser une plus-value selon le raisonnement ou plutôt le pari suivant : le cours moyen du baril à échéance du contrat mai 2020 serait supérieur à celui fixé au moment où ils avaient pris initialement leur engagement. Rappelons au passage que les prévisions de consommation fin 2019 par l’OPEP et l’AIE étaient   plutôt à la hausse. Donc, achat, revente et bénéfice. Un peu sommaire, mais la logique de l’opération est là.

Il faut aussi préciser que la valeur des contrats à terme dépend du « prix spot » (comptant) du baril. Sur de courtes maturités (échéances), en temps normal, l’évolution du « prix spot » et du « prix des contrats à terme » est assez similaire, mais pour des maturités plus longues, un écart entre ces deux prix peut être enregistré. Le prix du contrat à terme est dans ce cas supérieur au prix spot du fait d’une « prime de risque » couvrant les aléas sur la période ainsi que les frais de livraison ou de stockage.

Le contrat sur le baril de WTI, pour livraison en mai, expirait le mardi 21 avril. Il fallait donc déboucler l’opération au plus tard le lundi 20 avril. Le détenteur d’un contrat, s’il était un spéculateur, devait le revendre impérativement avant le jour limite. En effet, après cette date d’expiration, la position de l’acheteur est considérée comme « clôturée », ce qui déclenche automatiquement la livraison physique.

Le 14 avril, le prix physique du WTI (spot) s’établissait à 16 dollars le baril compte tenu des effets conjoints de la « guerre des prix » et de la baisse de consommation liée à la crise sanitaire. Au même moment, les contrats à terme du mois de mai se négociaient encore à 23 dollars. Le 17 avril, soit 5 jours avant l’expiration, le contrat du mois de mai atteignait un niveau légèrement supérieur à 20 dollars, alors que le prix physique avait déjà chuté à 14,25 dollars. Ce n’était pas la fête … Peu de raffineries voulaient acheter du pétrole. La configuration du marché le 20 avril montra un très net déséquilibre : beaucoup de vendeurs, les spéculateurs, (environ 150.000 contrats « mai 2020 ») et pas d’acheteurs ! Donc, tous les vendeurs sans acheteurs allaient recevoir du pétrole en mai. Houps ! Panique à bord. Seule solution : trouver des lieux de stockages.

Or, comme nous l’avons vu, la capacité du stockage du WTI à Cushing (lieu obligatoire de centralisation de livraison du WTI) était déjà proche en avril de la saturation. Il était donc tout à craindre qu’en mai, mois de la livraison, il n’y ait plus d’emplacements disponibles. Et les prix du « stockage flottant » (c’est-à-dire sur un pétrolier) devenaient aberrants.

Par conséquent, faute de pouvoir stocker leurs barils, tous les investisseurs, spéculateurs et autres traders, détenteurs de contrats « mai 2020 » durent les brader. Cela concerna également les producteurs pris dans la tourmente. Lors de l’ouverture des échanges, le prix était à 7,73 dollars pour chuter à 0 dollar peu avant 20h. A 20h30, après être descendu à – 40,32 dollars, le prix se fixait à – 37,63, soit un effondrement de – 300 % sur la journée ! Pour faire court, si l’on voulait acheter un baril, au lieu de payer le vendeur, c’est lui qui vous donnait 37 dollars (environ 34 euros). 

Si vous aviez de la place chez vous, c’était une aubaine… Autant les raffineurs n’avaient pas envie d’acheter du pétrole, autant se faire payer pour l’acheter ne pouvait qu’améliorer les marges futures. Ça fait réfléchir. Ainsi, un investisseur américain, propriétaire de raffinerie, Karl Haycan, également financier et entrepreneur, indiqua avoir fait ce jour-là une « belle opération ».

Il y eut aussi quelques négociants qui avaient vu venir le coup et qui avaient réservé des emplacements pour stocker du pétrole. Ainsi, selon Bloomberg, une société de négoce de pétrole basée à Londres, BB Energy, acheta 250.000 barils de pétrole au prix négatif du 20 avril. BB Energy avait conservé une capacité de stockage, ce qui lui fit réaliser un premier gain d’environ 9,5 millions de dollars, la somme reçue pour décharger un vendeur de ses obligations : 250.000 X 37,63 dollars. Plus, la revente de ses 250.000 barils au prix qui lui conviendra le moment venu, ce qui pourrait lui permettre de doubler, sans doute, son profit.

Comme on peut le comprendre, la situation le 20 avril fut amplifiée par un double jeu de spéculation : sur la variation des cours du pétrole et sur les capacités de stockage. Le mardi 21 avril, en fin d’après-midi, le prix était de retour en territoire positif : à 4 dollars ! Ce qui démontre que le prix négatif était non le prix réel du pétrole, mais une conséquence d’une mauvaise évaluation des risques des contrats à terme par les spéculateurs.

Le contrat suivant, référence juin 2020, cotait quant à lui 20,43 dollars, après toutefois une baisse de 18 %. Qu’est- ce que ce prix signifie ? Si l’on pense que d’ici son échéance, le 19 mai, le pétrole vaudra plus de 21 dollars, alors il faut acheter le contrat juin à ce prix. Mais si l’on estime que d’ici le 19 mai, le pétrole WTI sera proche de 0 dollar, alors, au contraire, il faut vendre le contrat juin. C’est cela le raisonnement spéculatif.

« Contango et backwardation » : le fil directeur

Ce qui nous conduit à expliciter les termes de « contango » et de « backwardation », deux notions techniques propres aux marchés à terme. Ils représentent, sous la forme d’une courbe de prix, une tendance du marché permettant aux intervenants de prendre une position spéculative.

Le fil directeur est toujours le même : dès lors qu’un intervenant achète un contrat à terme, le produit sous-jacent (ici le pétrole) lui est livré à l’échéance. Lorsque le pétrole à livrer dans le mois se négocie à un prix fortement réduit par rapport aux mois à venir, c’est une situation dite de « contango ». Cela signifie que l’offre actuelle est supérieure à la demande. Le prix d’un contrat à terme augmente à mesure que l’échéance est éloignée dans le temps. La courbe de prix, en fonction de l’échéance, est ascendante. Un contrat sur une durée de 24 mois coûte plus cher qu’un contrat sur une durée de 12 mois. Mais on peut le constater sur des durées plus courtes : par exemple, le contrat de WTI pour livraison en juillet 2020 est à 26,28 dollars et celui pour livraison en août à 28,51 dollars.

En simplifiant, le « contango » correspond à une situation où le prix comptant d’une matière première, est inférieur à son prix futur. Il y a donc une « prime » au propriétaire d’un stock. Si la pente des prix dans le futur est forte et continue, il lui suffit de comparer son prix de stockage (physique et financier) et le prix futur de la valeur pour définir sa stratégie.

Le « backwardation » ou « rétrogradation » en français est l’inverse du « contango » : les prix des contrats à terme suivant celui du mois en cours sont moins chers. Cela signifie que la demande actuelle est supérieure à l’offre. Ceux qui ont un besoin urgent seront disposés à payer une « prime » pour obtenir la quantité désirée. Les prix à termes étant décroissants en fonction de l’éloignement de l’échéance, plus la durée de l’offre est longue moins son prix moyen est élevé. Un contrat sur 24 mois sera ainsi moins cher qu’un contrat sur 12 mois.

Cependant, même en situation normale, la structure de la « backwardation » et du « contango » de la courbe à terme est un exercice difficile à déchiffrer. Il faut être un expert de ces marchés, car bien d’autres éléments peuvent influencer la stratégie à suivre.

Cette analyse démontre quoi ? Que les marchés à terme sont, avant tout, destinés à l’usage des professionnels du pétrole, et accessoirement à quelques investisseurs institutionnels experts ; mais certainement pas à l’épargnant un peu fortuné qui pense que sa connaissance des mathématiques peut le transformer aisément en gérant de « hedge fund ». Sur ce point le rôle des banques et autres courtiers semblent critiquables, comme nous l’avons souligné précédemment, même si l’on a des convictions quelque peu libérales. Car le vrai libéralisme n’exclut pas le respect de principes déontologiques, si ce n’est tout simplement d’éthique. De plus, le libéralisme suppose des marchés « purs », c’est-à-dire transparents et sans manipulations. On en est loin.

En résumé, nous avons vu qu’en avril, il y avait beaucoup de pétrole brut sur le marché et que du fait de la crise économique, les prix étaient fortement en baisse. Dans une situation de contango, les producteurs préfèrent stocker leur pétrole afin de le vendre plus tard à des prix beaucoup plus élevés. Mais comme nous l’avons expliqué, il faut néanmoins accepter de payer les coûts de stockage et les frais d’assurance : le stockage permet de ne pas vendre à perte. Encore faut-il qu’il soit possible de stocker.

Il y a quelques années, une banque avait ainsi réalisé une bonne opération dans une situation de « contango » : Morgan Stanley avait acheté cash du pétrole, puis l’avait stocké pour le revendre à terme. La Banque avait loué des tankers dans le Golfe du Mexique, pour y stocker 2 millions de barils. La location, 1 dollar par baril pour un mois, la vente à terme pour le mois suivant se faisant avec une marge de 4 à 5 dollars par baril. Faites vos jeux ! On estimait il y a trois ans que 80 millions de barils de brut se promenaient dans des tankers … Des casinos flottants. C’est encore plus aujourd’hui.

En situation normale, compte tenu de la présence de nombreux spéculateurs et investisseurs, les livraisons physiques sont assez rares et ne représentent que 1 à 10 % de l’ensemble des contrats à terme. Dans les situations exceptionnelles, ce n’est plus vrai. Le courtier XTB, spécialisé sur ce marché, explique plus précisément la situation au 20 avril, en complétant celle que nous avons présentée plus haut.

« Un investisseur qui a acheté 4 contrats WTI, peut fermer cette position en vendant 4 contrats WTI (ayant la même échéance). Dans un marché liquide, il est facile de trouver une contrepartie et il n’est pas nécessaire de procéder à une livraison physique une fois la position clôturée. Toutefois, le marché du contrat mai 2020 manquait cruellement de liquidité. Tout le monde vendait et il n’y avait pas d’acheteurs à la veille de l’expiration. L’open interest (nombre de positions ouvertes) était très faible (moins de 16.000 contrats, ce qui équivaut à 16 millions de barils de pétrole) et le volume était encore plus faible lors de cette séance (seulement 2.489) ».

Nous n’irons pas plus loin dans la technique des « futures ». L’important est de comprendre le raisonnement de base et le « modus operandi » qui a conduit au prix négatif du 20 avril. Une question néanmoins se pose : peut-on déduire où va le prix du pétrole avec les marchés à termes ? En théorie oui, avec les courbes présentées, cela donne une idée. Mais en ce moment, la situation est telle qu’il convient d’être très prudent.

Et pour la suite, le contrat de juin ?

Aujourd’hui, le prix du WTI s’est redressé. Mais il reste encore dans des zones très basses : le contrat à terme du pétrole de juin 2021, qui s’est établi le 20 mai à 32,50 dollars le baril, confirme l’opinion selon laquelle il y a à la fois l’effet d’un début de reprise et une réduction sensible de la production avec les fermetures de puits. Cela se mesure par les flux de stockage : Genscape, un service de renseignements sur l’énergie apprécié pour son suivi des estimations de Cushing, avait relevé que les stocks n’avaient augmenté que de 1,8 millions de barils pour la semaine se terminant le 1er mai, à comparer à une moyenne de 5 millions de barils par semaine au cours des quatre semaines précédentes. C’est la conséquence, semble-t-il d’une accélération de l’arrêt de sites d’exploitation de pétrole de schiste qui ne sont plus rentables.

Il faut cependant garder en mémoire que beaucoup de contrats ont été signés à des périodes antérieures (plusieurs mois auparavant). Par conséquent, l’on ne connait pas comment vont se déboucler ces positions dans les mois à venir par rapport au prix négocié à l’époque. De plus, la contrainte du stockage existe toujours, même si les volumes de production sont en baisse. Tout ceci devrait militer pour la prudence. D’ailleurs, la Commodity Futures Trading Commission des États-Unis avait d’ailleurs exhorté les participants le 14 mai à « maintenir des règles prévoyant l’exercice des pouvoirs d’urgence, comme cela est nécessaire et approprié, y compris le pouvoir de liquider ou de transférer des positions ouvertes dans tout contrat ; de suspendre ou de restreindre la négociation de tout contrat. » 

Malgré tout, la spéculation est repartie à la hausse : un début de déconfinement dans les 50 Etats signifie la reprise des déplacements en voiture, donc la hausse de la consommation d’essence, ce qui est l’une des demandes de pétrole à raffiner les plus fortes avec le Kérosène pour avion. C’est la banque Morgan Stanley l’une des voix les plus influentes de Wall Street dans le domaine du commerce de l’énergie, qui a encouragé ce mouvement de hausse, en publiant le 6 mai dernier son avis selon lequel « Le plus grand décalage entre l’offre et la demande est probablement derrière nous ». Une sorte de souffle spéculatif pour faire tourner les compteurs ?

En prenant du recul, on observer qu’il y a encore surabondance mondiale et, par conséquent, que la situation ne s’améliorera probablement pas de sitôt. De plus, le chômage a encore fortement augmenté en mai aux Etats-Unis.

Les particuliers spéculateurs découvrent un monde de Brut

Nous l’avons souligné précédemment : parce qu’il y a toujours des particuliers fortunés avides de sensations fortes (appelons les « pokers oil »), les banques et courtiers sur les marchés financiers ont conçu à leur intention des produits dérivés à partir des marchés à terme. Ce qui n’est pas sans soulever quelques réserves de notre part, sans jeu de mot… Le produit phare pour les particuliers est le CFD : « Contract for difference » ou « contrat pour la différence ».

Par rapport aux contrats à terme, ce type de produit donne l’apparence de la simplicité. Sans avoir à acheter ou vendre un contrat à terme, il permet de spéculer sur la variation des cours des marchés à terme. Il faut accepter d’échanger la différence de prix de l’actif entre le moment où le contrat est conclu et le moment où il est clôturé. D’où le terme « par différence ».

En fait, c’est un produit qui réplique l’évolution du cours du pétrole. Tout dépend ensuite de la qualité de la prédiction de l’investisseur : soit le pari porte sur la hausse, soit sur la baisse. La plupart des positions sur CFD n’ont pas de date d’échéance fixe. Pour clôturer une position, il suffit d’ouvrir une position sur la même valeur dans le sens opposé. Par exemple, une position à l’achat sur 500 contrats sur le pétrole sera clôturée par la vente de 500 contrats sur le pétrole. C’est à ce moment-là que l’on constate un gain ou une perte en capital.

Le marketing très offensif des courtiers autour de l’effet de levier

Pour « jouer » au CFD, il suffit d’ouvrir un compte chez un courtier spécialisé, comme il est possible de le faire pour un compte titre à la banque. Le discours marketing des courtiers est d’ailleurs séduisant : « Vous pouvez spéculer sur les cours au comptant des bruts de référence, ainsi que sur les futures. Vous pouvez prendre position sur la hausse ou la baisse d’une vaste gamme de valeurs pétrolières sur une seule et même plateforme. Vous n’avez pas besoin d’être un professionnel pour débuter ».

Avec la crise, ce dernier argument fait sourire rétrospectivement. Nous le verrons avec les pertes abyssales qu’ont subies plusieurs milliers d’épargnants en avril dernier sur tous les continents. En prenant position sur des CFD dont le sous-jacent était le prix du pétrole, ils ont ignoré que cette matière première est un univers complexe, où s’opposent de multiples intérêts. Or, ajouter de la complexité des dérivés à la complexité de ce marché pétrolier frise l’irrationnalité ou l’orgueil. Au choix … 

Certains courtiers ont tout prévu pour toucher la clientèle des « classes moyennes aisées » : les formalités sont simples et nos « vendeurs » de sensations fortes permettent de prendre position sur ce type d’actif à partir de 100 dollars seulement ! Pour flatter davantage le côté joueur de l’investisseur il lui est proposé un effet de levier, ce qui lui permet de traiter des positions plus importantes que son capital disponible. Regardons comment fonctionne ce piège.

Des plateformes proposent, par exemple, un effet de levier jusqu’à 1.100, qui est le seuil maximum : cela signifie que l’apprenti spéculateur peut traiter des positions dont le montant est 100 fois supérieur à ses sommes disponibles. Il peut ainsi augmenter ses gains potentiels afin de profiter de faibles écarts de cours. En théorie… Car l’effet de levier doit être utilisé avec précaution : il peut aussi augmenter les pertes et devenir un « effet massue » …

Contrairement aux discours marketing des courtiers (brokers), ces CFD, comme tout produit dérivé, sont des instruments difficiles à maîtriser. Surtout, avec l’effet de levier, ils présentent un risque élevé de perte rapide en capital. Ainsi, en temps normal, l’on constate que 76 % des comptes d’investisseurs particuliers perdent de l’argent lorsqu’ils investissent sur ce type de produit ! Imaginez en cas de crise…

En outre, le courtier joue souvent le rôle de contrepartie sur sa plateforme, (on parle de « broker market maker »), et il agit contre ses clients dès réception de leurs ordres. Il tire donc son profit des spéculateurs individuels perdants C’est un business model très lucratif. …  Et assez amoral. Cela dit, personne ne peut prétendre avoir mis un révolver sur la tempe des spéculateurs individuels pour se frotter à ces produits dérivés. Et comme il y a une population d’amateurs, dans les deux sens du terme, la créativité des intermédiaires financiers n’a pas de limite. Ainsi va la perversion financière du monde…

Il y a bien d’autres possibilité pour un particulier de spéculer sur le pétrole : par exemple, avec des ETC (pour « Exchange Traded Commodities »). Ce sont des produits structurés qui répliquent également l’évolution du cours du pétrole.

Dans la panoplie, figure aussi des ETF, des options sur des actions de compagnies pétrolières, des warrants, des turbo-warrants, etc. Ce qui peut séduire un investisseur individuel, c’est la sensation du « spiel », de l’adrénaline et surtout l’assurance qu’il ne sera jamais livrés des barils dans son salon. C’est du pétrole « papier ». Mais comme le chantait Régine, « laissez bruler les petits papiers ». Le 20 avril, ils ont effectivement pris feu, notamment en Chine.

« Trésor du pétrole Brut » : un parfum qui va laisser des traces

Comme nous l’avons indiqué, les déconvenues sont fréquentes, y compris dans des pays dont le gouvernement se réclame encore du marxisme-léninisme. L’Empire du milieu … entre capitalisme et communisme. On dénombre aujourd’hui 62 milliardaires en dollars et quelques 170 millions de chinois actionnaires ! La France à côté fait pâle figure. C’est d’ailleurs peut-être le reflet d’une culture du déclin dans notre pays qui, à part une minorité d’entrepreneurs, n’a plus d’appétence pour le risque, alors que les chinois veulent conquérir le monde. Petite disgression au passage…

L’addiction au jeu est bien connue en Chine. Elle a même donné lieu à de nombreux travaux universitaires sociologiques. De fait, les produits structurés sont largement utilisés par les ménages qui ont des disponibilités d’épargne. Surtout lorsque l’offre provient d’une banque d’Etat, forcément au-dessus de tout soupçon. Ainsi, pour répondre aux attentes de leur clientèle, plusieurs banques chinoises ont créé des produits d’investissement structurés dont la valeur est liée au contrat à termes sur le WTI : pour la Bank of China, c’est le « Yuan You Bao », ou « Trésor du pétrole brut ». Un nom évocateur et tout un programme… marketing.

Beaucoup d’investisseurs, petits et grands, avaient parié sur une hausse des prix du pétrole, pensant que le monde vaincrait le virus et que la demande rebondirait. Les succursales de la Banque de Chine avaient diffusé des publicités sur Wechat, montrant une image de barils d’or de pétrole sous le titre : « Le pétrole brut est moins cher que l’eau » ! Faut quand même oser…

Bien sûr, le réveil le 20 avril a été douloureux pour de nombreux ménages détenteur du « Crude Oil Treasure » (version anglaise du nom chinois). Selon le journal Los Angeles Times du 25 avril 2020, ce serait quelques 60.000 chinois, acheteurs du contrat de la Bank of China (BoC) qui auraient perdu plus de 10 milliards de yuans (environ 1,4 milliard de dollars) ! Compte tenu de l’effet de levier, le journal précise que beaucoup devaient même de l’argent à la banque … Ainsi, selon le Wall Street Journal du 23 avril, 3.000 investisseurs auraient collectivement une dette d’environ 52,2 millions de dollars à l’égard de la BoC.

Devant l’émotion provoquée par ces pertes, du fait d’un produit « fait maison », la banque rappela que depuis le 6 avril, elle avait envoyé plusieurs messages via différents canaux, notamment des SMS et des appels téléphoniques, pour attirer l’attention des investisseurs sur les risques liés à la récente fluctuation des prix du pétrole. Un peu plus de 1.000 clients trouvèrent la justification de « je vous avais prévenu » un peu courte. Et ils auraient sollicités les conseils d’avocats pour se retourner contre la BoC. Dans un pays néo-communiste, ça fait forcément mauvais genre.

Cela a certainement poussé le « Financial Stability and Development Committee » (FSDC) à intervenir. Créé en 2017, ce régulateur relève directement du Conseil d’État et est présidé par le vice-premier ministre Liu He. Parmi les 60.000 « rincés », il devait y en avoir un bon nombre inscrit au Parti communiste. Autant dire que la BoC devait être dans ses petits souliers. Elle proposa donc des mesures d’indemnisation. Selon le site chinois Netease Finance, tous les clients qui avaient investi jusqu’à 10 millions de yuans (1,4 million de dollars) dans le produit pourraient récupérer 20 % de leur investissement initial. Cependant, ceux qui ont décroché plus de 10 millions de yuans, censés totaliser moins de 100 clients, ne recevraient rien et devraient donc supporter l’intégralité de la perte. Pour la banque, l’indemnisation se traduira aussi par une perte.

Mais cette opération jette une lumière sur le risque réel que présentent les produits dérivés. Les produits de gestion de patrimoine en Chine sont soumis à une classification des risques en 5 catégories : de R1, indiquant le risque le plus faible, à R5, le plus élevé. Le « Yuan You Bao » est coté R3 par BoC, à savoir un investissement équilibré avec un risque modéré. Cette expérience démontre en réalité que « Trésor de Brut » était trop risqué, notamment pour des épargnants individuels : environ 40.000 des investisseurs avaient investi moins de 50 000 yuans chacun. Cela conforte nos propos précédents : la complexité des marchés à terme du pétrole plus la sophistication des produits dérivés est un cocktail très dangereux pour les particuliers.

Aux Etats-Unis, la liste des spéculateurs perdants est également longue. Ainsi, des investisseurs américains avaient fait le même pari que les chinois : le pétrole devait monter. Ils avaient donc acheté des parts de l’« United States Oil Fund », un fonds négocié en bourse connu sous le nom USO. C’est le plus gros ETF du monde sur le pétrole. Ils y avaient versé environ 1,6 milliard de dollar la semaine précédant le lundi noir. Cet ETF est calé sur WTI dont il réplique les variations. On comprend où tout cela a mené. A la différence de « Crude Oil Treasure » chinois, qui est un produit structuré, le prix d’un ETF ne peut être négatif, sauf à prendre le risque d’être mis en faillite. 

Pour les épargnants qui ont placé leurs économies dans ce fonds, la douche est froide : les parts qui valaient plus de 100 dollars l’unité en 2008 s’échangèrent en avril à seulement un peu de 2 dollars, en chute de plus de 80 % depuis le début de l’année. Bonjour tristesse… Les autorités ont analysé de près la situation et l’on a commencé à entendre des critiques assez virulentes à l’égard de USFC Investments le gestionnaire de l’ETF : USO serait accusé d’avoir aggravé la forte rechute des cours du brut par ses prises de positions sur le marché pour éviter la catastrophe. En avril, USO, représentait 20-25 % de tous les contrats du WTI avec règlement en mai et juin. L’effondrement des contrats à terme de mai se produisit juste au moment où l’USO commença à vendre des contrats de mai pour passer à des positions plus longues.

Dans cet épisode du « Lundi noir », des brokers, pourtant professionnels du spiel, y ont également laissé des plumes. Par exemple, Thomas Peterffy, fondateur et président de la plateforme de trading Interactive Brokers déclara que le prix négatif lui avait coûté plus de 100 millions de dollars. Car il avait dû indemniser des investisseurs aux positions longues qui n’avaient pas pu se connecter pour prendre connaissance des prix, tout cela à cause d’un bug informatique. Ça fait chère de la ligne de programme. On ne sait pas ce qu’il est advenu du concepteur du logiciel.

Une autre firme de courtage, singapourienne, Hin Leong (« prospérité » en chinois) a enregistré une perte de 800 millions de dollars (estimation conservatrice) sur les marchés à terme du pétrole. Soit plus de 10 fois son bénéfice de 2019. Créé en 1963, cette société est l’un des plus gros courtiers du pétrole dans le pays, avec en outre une flotte de pétroliers. Singapour se positionne comme l’un des plus grands centres d’échange de carburant pour le transport maritime d’Asie. Devant l’ampleur des pertes, et le prestige écorné de la place financière singapourienne, une enquête a été ouverte par les autorités. Il s’agit de déterminer si la société de trading de Singapour avait commis des erreurs (on sait que le patron, OK Lim, surnommé le « Loup de Singapour » est un grand joueur de poker) ou si elle était victime de la prise de risque inconsidérée par un ou plusieurs de ses traders, ceux que l’on baptise les « rogue traders ». Jean-François Lambert, consultant du secteur et ancien banquier de financement du commerce chez HSBC, déclarait, il y a quelques temps à Asia Times, que les banques locales et internationales réévalueraient certainement leur exposition à la suite du scandale Hin Leong.

Ceux qui faisaient « joujou » à l’étranger sur le WTI comme le « Loup de Singapour » se sont pris également les parités de change au passage. Pour régler les contrats sur le Nymex, il faut effectivement acheter des dollars. Depuis plusieurs années, le cours du dollar américain et le cours du pétrole sont inversement corrélés : quand le prix du pétrole est en hausse, le cours du dollar baisse. Si la devise échangée contre dollar est faible, et si le contrat à terme est perdant, il y a une sérieuse déconvenue à envisager : au tirage et au grattage.

Devant les pertes en ligne du 20 avril, une question se pose : pourquoi la négociation du Brent sur l’Intercontinental Exchange (ICE), à Londres n’a pas donné lieu également à un prix négatif. Pour plusieurs et simples raisons : le détenteur du contrat à terme doit payer en espèces, et il n’a pas besoin de prendre livraison du sous-jacent à l’échéance.

Ce règlement en espèces signifie qu’à l’expiration du contrat, son détenteur est crédité ou débité de la différence entre le prix initial et le prix à la clôture De plus, il y a moins de tensions sur le plan du stockage. Enfin, la production n’est pas similaire en Mer du Nord par rapport au volume aux Etats-Unis, notamment du fait du pétrole de schiste. Bien sûr, le Brent comme le WTI baisse, du fait de la diminution de la consommation de pétrole. Mais l’impact de l’échéance des marchés à terme est différent.

Le marché des matières premières est devenu totalement financiarisé

Pour conclure sur ces pratiques, l’on comprend que le pétrole, mais aussi toutes les matières premières sont désormais financiarisées. Beaucoup d’investisseurs ont constaté que les cours du pétrole et d’autres matières premières sont décorrélés du marché actions et en ont donc tiré les leçons, sans parler de la recherche d’une protection de l’inflation. Il faut également ajouter les corrélations entre le dollar et le pétrole. Tout ceci offre des « opportunités » d’arbitrages, souvent complexes mais potentiellement lucratives.

Derrière la stratégie d’allocation d’actifs des investisseurs, il y a des traders qui pratiquent le « hedge » pur et dur. Il faut donc une lecture à trois niveaux : le comportement des producteurs et des raffineurs, celui des investisseurs de long terme, et le jeu des spéculateurs au milieu duquel il y a des particuliers : des épargnants un peu paumés, comme des chiens sans flair dans un jeu de quilles. En réalité, il y a un quatrième compagnon de jeu, sans doute le plus puissant : les banques.

Le Sénat américain voit rouge

L’appât du gain est ainsi : les banques sont toujours à l’affut des bons coups. Elles ont également intégré depuis longtemps qu’il était possible de se positionner en amont des marchés physiques, en stockant dans des filiales des matières premières lorsque les conditions leur paraissent favorables pour faire la culbute.

On se rappellera qu’en 2014 le Sénat américain s’était penché sur les pratiques de Goldman Sachs, JPMorgan et Morgan Stanley. « L’implication massive de Wall Street dans les matières premières physiques met notre économie (…) et l’intégrité de nos marchés à risque », avait estimé à l’époque le sénateur Carl Levin. En accumulant des stocks par des filiales spécialisées, elles s’en servaient pour réaliser des activités industrielles, d’où une situation de concurrence déloyale face aux entreprises non bancaires du secteur.

Elles étaient également suspectées de manipuler les cours des matières premières et de gonfler leurs revenus de stockage via leurs entrepôts. Face à ces comportements, Carl Levin avait mis les choses au point : « Nous ne pouvons pas laisser une importante et puissante banque de Wall Street influencer le prix d’une matière première essentielle pour notre économie, surtout si elle échange des produits financiers liés à celle-ci. Nous devons restaurer la séparation des activités commerciales et bancaires ». Depuis, les banques ont cédé depuis une partie de leurs activités de négoce. Mais sous d’autres formes, elles continuent d’intervenir sur les matières premières.

En août 2013, par exemple, BNP PARIBAS a titrisé pour la première fois 130 milliards de dollars de prêts accordés à des groupes de négoces de matières premières (ceux dont nous avons parlé un peu plus haut). Le financement du « trading du commodity » est en effet une activité consommatrice en capitaux propres.

Le responsable adjoint des activités des « Services énergie et matières premières » de BNP Paribas, à l’époque Gabriel Vaduva, expliquait d’ailleurs au Financial Times que : « C’est une des manières de respecter les diverses contraintes auxquelles nous devons faire face en matière de régulation et de fonds propres, tout en continuant à développer nos activités avec les négociants en matière premières ».

Le communiqué du 27 août de la banque indiquait ainsi que « La dette est adossée à des avances de prêt à court terme accordées aux entreprises pour le financement des flux commerciaux de matières premières physiques, telles que l’expédition de pétrole et de produits à base de métaux, principalement par des navires ou des pipelines. Ce financement couvre l’écart de financement entre les paiements aux fournisseurs et la réception des paiements des acheteurs finaux. » Voilà bien là l’exercice de justification économique que nous avions mentionné plus haut. On fait de la titrisation pour le bien des entreprises.

Retenons également la fin du communiqué, car cela nous servira pour la suite : « BNP Paribas est un leader mondial du financement des matières premières, se classant mondialement parmi les trois plus grandes sociétés de financement des matières premières au cours des dernières années, avec une couverture étendue à travers les régions, les clients et les matières premières. Le secteur est un marché mondial en croissance qui nécessite des besoins de financement importants et récurrents. Secteur stratégique pour les économies développées et en croissance, il représente environ un tiers des exportations mondiales totales, un accès principal aux devises fortes et une forte stimulation de l’emploi pour les économies locales ».

Ce discours est celui de toutes les banques, notamment pour leurs activités d’investissement pris au sens large. C’est d’ailleurs là que réside le dilemme : faut-il scinder les activités de banque de dépôt et celles d’investissements comme le suggérait le Sénat américain en 2014 ou comme voulait le faire le gouvernement socialiste en 2013 ? Cette problématique, née lors de la crise des années 1930 aux États-Unis, reste d’actualité et plus encore avec les encours de dérivés de plus en plus sophistiqués. Toutefois, les lobbys bancaires sont extrêmement puissants et savent bloquer les initiatives contraires à leurs intérêts.

Quand le marché à terme devient aussi un enjeu politique

Le marché des matières premières peut également révéler d’autres enjeux, plus politiques dont on n’a pas forcément conscience à cause du florilège des opérations, des chiffres et des intervenants. La Chine nous a offert récemment l’occasion de nous rappeler qu’un marché à terme peut aussi être un instrument politique. Ce pays est le premier consommateur et donc importateur de pétrole dans le monde, au prix fixés à Londres et New-York. En mars 2018, les autorités chinoises ont créé un contrat à terme pétrolier sur le nouveau marché boursier du Shanghai International Energy Exchange (ou INE).

Dans une première lecture, cette initiative est conforme à la longue histoire des instruments financiers destinés à gérer l’instabilité naturelle des prix agricoles, de ceux des métaux ou de l’énergie. Bien sûr, comme le contrat est libellé en Yuan, c’est une réponse adaptée aux besoins de l’industrie chinoise. Il offre aussi, et c’est une nouveauté pour la Chine, l’avantage d’être accessible aux non-résidents.

Mais il y a une autre raison, plus politique, plus géostratégique même, qui se dégage de l’analyse suivante. Deux places financières ont le quasi-monopole de la négociation des contrats à terme sur le marché pétrolier : Londres, pour le Brent ; New-York pour le WTI. Dit autrement, cela signifie que ce sont les Etats-Unis et la Grande Bretagne qui fixent les prix mondiaux, alors que la Chine est le premier acheteur mondial.

Par conséquent, l’objectif de Pékin avec l’ouverture de ce marché à terme n’est pas seulement d’offrir à sa filière pétrolière un outil financier de gestion des risques, mais bien de faire en sorte que les prix du brut se forment de plus en plus à Shanghai. Les autorités visent ainsi à relâcher la domination du dollar américain sur les prix du pétrole et à mettre la monnaie chinoise sur la voie d’un rôle de premier plan dans le commerce international des produits de base On notera au passage que l’Europe communautaire (hors Grande Bretagne) reste toujours absente de ces grands enjeux internationaux (mais ne sommes-nous pas désespérément habitués à cette situation ?). Avec l’appui de ses « majors » pétrolières, PetroChina et Sinopec, la Chine pense réussir là où la Bourse de Dubaï a échoué il y a une dizaine d’années dans sa tentative de concurrencer le Brent et le WTI.

Deux ans après sa création, on s’interroge néanmoins : comment le Shanghai International Energy Exchange (INE) a-t-il profité de la crise d’avril pour se positionner aux premiers rangs ? En fait, l’INE n’était pas prêt à traiter des volumes importants. Plusieurs raisons l’expliquent selon l’expert Fraser Howie.

D’abord, il est difficile de s’imposer en deux ans par rapport à des leaders qui ont une forte antériorité sur le marché. La Chine produit peu de pétrole, ce qui n’est pas le cas des Etats-Unis et, dans une moindre mesure, de la Grande Bretagne avec la Mer du Nord.

Ensuite, l’INE possède moins d’un tiers de la capacité de stockage du hub de Cushing (WTI). Cette faiblesse s’applique aussi par rapport au Brent. Or, nous avons vu que volume de négociations et volume de stockage étaient très liés. De ce fait, les achats spéculatifs au cours des 2 derniers mois ont poussé les contrats à terme sur le pétrole brut de Shanghai, au-dessus de la référence internationale du Brent, déconnectant ce seul contrat des marchés mondiaux. Ce n’était pas l’objectif recherché. De ce fait, les autorités chinoises ont décidé d’augmenter la taille du stockage.

Autre raison : Shanghai souffre certainement d’un décalage horaire avec le marché américain dans le mauvais sens : l’INE suit plutôt les tendances de New-York que d’imposer les siennes. L’INE n’a pas non plus assoupli les procédures d’ouverture des comptes qui restent lourdes. Il y a aussi le calendrier des vacances chinoises et donc de fermeture du marché, peu adapté à celui des occidentaux.

Le nombre de courtiers étrangers à l’INE reste faible, alors que l’INE aurait eu intérêt depuis son ouverture à fournir des points de référence pour les fournisseurs de pétrole russes et iraniens, qui ont intérêt à éviter les contrats en dollars. Néanmoins, les autorités corrigent ces faiblesses : c’est déjà le cas avec le doublement de la capacité de stockage, ce qui ouvre de nouvelles opportunités. Ainsi, selon Helenic Shipping News, plusieurs millions de barils de brut de Bassorah léger (Iranien) chargés en mai ont été achetés par des opérateurs chinois à des primes allant de 2 à 3 dollars le baril, par rapport aux prix de vente officiel de May Basrah. Un premier signal positif à suivre…

Cependant, s’agissant de l’essor de l’INE à long terme, Fraser Howie soulève une question d’ordre à la fois culturelle et politique. Elle se pose par rapport à la structure du pouvoir en Chine, sa nature et à la logique du marché capitaliste, telle que pratiquée dans les pays anglo-saxons versus le capitalisme d’Etat chinois :

« Devenir le fixateur de prix, ou le marché de référence, est difficile. Cela nécessite une volonté de céder le contrôle aux forces du marché, ce qui peut conduire à des résultats inattendus et même pervers. Alors que les investisseurs mondiaux ont eu du mal à comprendre pleinement les prix négatifs du pétrole, il est permis de se demander si un tel prix serait même autorisé sur un marché chinois. » 

La suite de l’histoire dans les prochaines années nous apportera peut-être une réponse…

Vers un changement : le « Take or pay » ? 

Au-delà de l’explication purement technique de la crise du 20 avril, certains pensent que ce qui s’est passé sur le marché n’est pas encore bien clair. Cela pourrait d’ailleurs entraîner un certain nombre de changements à l’avenir pour se désengager de la spéculation et de ses méfaits.

Nous avons vu que les russes ont une très bonne connaissance du secteur pétrolier. Leurs commentaires sont donc à prendre en considération. « Ce qui se passe dans les contrats à terme sur le pétrole (même en tenant compte de l’engorgement des marchés) ressemble à une entente de type cartel », écrivait l’ex-Premier ministre russe et ancien président Dimitri Medvedev sur sa page Facebook. « Il est probable que les principes du commerce du pétrole changeront à l’avenir, par exemple, en tenant compte de l’expérience acquise dans la conclusion de contrats énergétiques à long terme utilisant le principe du take or pay », ajoutait-il.

Une clause « take or pay » désigne, dans un contrat pétrolier, un accord par lequel un fournisseur s’engage à acheter une quantité minimale de pétrole quels que soient ses besoins pour la période concernée. En contrepartie, le vendeur s’engage à fournir ce volume minimal à la date convenue. Les risques liés aux aléas (évolution des cours sur le marché et variabilité des besoins en énergie) sont ainsi partagés.

Des banques « casinos » pour un capitalisme sans capitaux

Nous avons examiné les aspects financiers du marché à terme du pétrole et autres instruments financiers de spéculation. Il faut compléter maintenant notre analyse de la situation des banques américaines, cette fois-ci dans leur métier de prêteur aux producteurs de pétrole de schiste.

Cette industrie a connu une croissance rapide depuis 2011. Selon la « US Energy Information Administration », elle a représenté 63 % de la production totale de pétrole brut américain en 2019. La production totale de pétrole de schiste aux États-Unis s’élevait en 2018 et 2019 à un peu plus de 5 millions de barils par jour. Les stocks de pétrole brut avaient également augmenté de 71 % en moins de 6 ans. Il y a plusieurs raisons qui explique ce boom et que nous allons examiner. L’une d’elle est de nature politique : une décision prise en 2015 sous la présidence Obama de lever l’interdiction d’exporter du pétrole brut. Les producteurs pouvaient ainsi vendre leur pétrole de schiste directement au reste du monde, sans passer par les raffineries américaines. Fin 2019, les exportations de pétrole américain atteignaient 4,4 millions de barils par jour !

C’est cette formidable expansion de la production de pétrole de schiste qui a permis aux Etats-Unis de devenir (momentanément), le premier producteur mondial ces dernières années. Au grand dam de l’Arabie Saoudite et de la Russie qui avaient baissé naïvement leur production. Mais face à la chute de la demande en 2020, c’est un véritable château de cartes qui s’écroule devant nos yeux. En regardant en profondeur la situation des producteurs, on peut dire, sans hésitation, que cette activité était bien assise sur du sable …

Cela pose toutefois une question : comment cette industrie s’est-elle financée ? La réponse est simple : ce sont les grandes banques et des investisseurs qui ont apporté les fonds nécessaires permettant le boom de la fracturation hydraulique. Cela leur a été d’autant plus facile ces dernières années avec la politique de taux très bas de la FED (période 2008 à 2016) à laquelle il faut ajouter la créativité de Wall Street qui, on l’a vu avec les produits dérivés, n’a pas de limite.

Des prêts massifs pour financer le pétrole de schiste

La meilleure analyse sur le sujet a été réalisée par la Banque des Règlements Internationaux (BRI) en mars 2015, sous le titre « Oil and Debt ». Un rapport de 65 pages qu’il est difficile de résumer en quelques lignes. Ce que l’introduction du document nous apprend, c’est d’abord l’ampleur et la croissance de la dette : en 2015, la dette totale du secteur gazier et pétrolier dans le monde s’élevait à 2,5 billions de dollars, soit une multiplication par 2,5 depuis la fin 2006 !

Ensuite, on comprend bien que banquiers mais aussi investisseurs se sont fondés sur le potentiel d’extraction, augmentée par les techniques nouvelles de fracturation. Mais l’on bute à un moment sur un principe de réalité : une dette est certaine, un actif pétrolier a quant à lui une valeur volatile. En simplifiant beaucoup, l’on apprend aux étudiants en finance qu’il est toujours dangereux d’avoir une dette au passif d’un bilan qui finance un actif immobilisé dont la valeur est variable. Or, selon les principes des normes IFRS, un élément d’actif au bilan est évalué par une actualisation de ses cash-flows. Pour le pétrole, cette évaluation serait fondée sur une estimation des prix du marché par rapport à un horizon à définir, selon un taux d’actualisation, également à définir. Bien sûr, ce que l’on doit craindre le plus, c’est une dépréciation d’une immobilisation à l’actif du bilan d’un pétrolier. En cas de déséquilibre entre la valeur de l’actif et du passif, il faut bien compenser pour assurer l’égalité du bilan. Cet ajustement se fait sur les fonds propres. Et si l’on n’a pas beaucoup de fonds propres ?

En réalité, les méthodes comptables sont bien plus compliquées dans les activités d’extraction. L’Autorités des Normes Comptables en France a publié un rapport complet sur le sujet en 2015. Les réserves sont évaluées sur la moyenne des prix mensuels du baril pour l’exercice comptable, ajusté aux couvertures par dérivés.

Si une banque finance des activités d’extraction pétrolière, elle doit donc, pour maîtriser son risque, privilégier le suivi des cash-flows du producteur. C’est ce qui assure les échéances de remboursement. Or, si le prix du pétrole baisse sur le marché, le producteur doit augmenter ses volumes pour maintenir ses flux de cash. Mais ce faisant, il accroît la tendance baissière et réduit ses marges. Ces petits rappels de finance nous permettent de lire entre les lignes le rapport de la BRI.

Elle nous indique que : « La plus grande volonté des investisseurs de prêter sur les réserves et les recettes pétrolières a permis aux sociétés pétrolières d’emprunter des sommes importantes au cours d’une période où le niveau de la dette a augmenté plus largement en raison d’une politique monétaire facile. Depuis 2008, les entreprises du secteur pétrolier empruntent tant auprès des banques que sur les marchés obligataires. L’encours des obligations des sociétés pétrolières et gazières est passé de 455 milliards de dollars en 2006 à 1,4 billion de dollars en 2014, soit un taux de croissance de 15% par an. Les sociétés énergétiques ont également emprunté massivement aux banques. Les prêts syndiqués au secteur du pétrole et du gaz en 2014 se sont élevés à environ 1.600 milliards de dollars, soit une augmentation annuelle de 13 % par rapport à 600 milliards de dollars en 2006. »

Ces chiffres sont effarants. Mais n’oublions pas que cela concerne le marché mondial. Pour les Etats-Unis, la BRI précise que les sociétés pétrolières américaines représentent (aient ?) environ 40 % des prêts syndiqués et des titres. Presque la moitié ! Le Cabinet d’analyse DeSmog complète ces données : au cours des deux dernières années, l’industrie américaine de la fracturation a emprunté environ 250 milliards de dollars de plus qu’elle n’en a fait pour vendre du pétrole et du gaz fracturés. A côté, on se sent « petit joueur », avec son bulletin d’EuroMillion, faisant la queue au bureau de tabac …

Des fondamentaux qui laissent perplexes

Aux premiers abords, les fondamentaux du schiste ne poussent pas à l’enthousiasme : c’est un pétrole qui est cher à extraire, qui nécessite des investissements colossaux, avec des puits qui s’épuisent vite, sans parler des dégâts sur l’environnement. Il faut se raccorder aux pipe-lines qui vont vers Cushing. A 35 dollars le baril, 75 % des projets ne couvrent même pas le coût du capital.

Selon la Fed régionale de Kansas City, la production des puits dans le bassin du Bakken (Dakota) diminuait de près de 70 % la première année, et de plus de 85 % dans les trois ans, contre un recul de 10 % par an pour un puits conventionnel. Sous la plume de la journaliste Elsa Conesa, les Echos avaient relevé fin 2018 les doutes sur ce type d’activité : « La révolution de la fracturation hydraulique, qui a fait des Etats-Unis une superpuissance pétrolière en quelques années, nécessite des investissements gigantesques pour une rentabilité encore incertaine. Sous perfusion de Wall Street, le secteur reste très fragile. »

La volatilité du pétrole, en particulier la production à partir de schiste aux Etats-Unis, rend très aléatoire tout calcul économique de long terme, ce qui n’est pas le cas avec les productions du Moyen-Orient ou, dans une moindre mesure, de la Russie. Investir des milliards de dollars dans ces conditions est une activité à haut risque. Pourtant, jusqu’à la crise récente, l’argent coulait à flot. Mais comment expliquer que des producteurs de pétrole de schiste ont pu emprunter massivement pour financer l’expansion des capacités de production, souvent dans un contexte de cash-flow d’exploitation négatif ?

Les SPAC : l’art du chèque en blanc !

Avec le recul, le boom l’industrie américaine du pétrole et du gaz de schiste suscite donc des interrogations. Car si le modèle économique de cette exploitation était aussi peu rentable, comment des banques et des investisseurs ont-ils pu prêter des sommes aussi importantes et durant tant d’années ?

Certains journalistes, dans un esprit d’indépendance et de questionnement qui fait bien défaut dans certains pays européens… se sont saisis de cette question. C’est le cas de Justin Mikulka qui écrivit un article, tout début avril de cette année ( donc avant le lundi noir) intitulé : « Is the U.S. Fracking Boom Based on Fraud? ».

Cette ancienne analyste financier n’en est pas à son coup d’essai. En 2001, dans le magazine Fortune, elle avait exprimé ses doutes sur le courtier en énergie, Enron, septième capitalisation boursière à l’époque aux Etats-Unis. On sait ce qu’il advint ensuite de l’entreprise de trading : un immense scandale financier qui conduisit, d’ailleurs, à la loi coercitive Sarbanes-Oxley, de portée extraterritoriale. Le plus drôle est sans doute la base line de cette société du secteur énergétique : « Ask Why? », une signature corporate qui fut lancée par une vaste campagne publicitaire à la télévision. Quelques temps plus tard, on trouva des teeshirts où était imprimée la mention : « Ask Why, asshole ? » : demandez pourquoi, connard…

Bref, Justin Mkulka scruta attentivement le fonctionnement des producteurs de pétrole de schiste. Elle constata que le secteur avait perdu plus d’un quart de billion de dollars depuis 2007, tout en étant vendue aux investisseurs comme un boom économique, même à des prix du pétrole bien inférieurs à ceux des dernières années. D’où son interrogation : « Cette inadéquation financière semble-t-elle trompeuse ? ». Elle relève que dans leur communication, les producteurs démontraient qu’ils pouvaient atteindre le seuil de rentabilité d’un puits à 25 dollars le baril de pétrole. Mais, leurs états financiers indiquaient, au contraire, qu’ils perdaient de l’argent.

Connaissant bien le sérail, elle précisait que c’étaient les « banquiers de Wall Street » qui avaient conçu les « moyens innovants » de financer une entreprise qui perd de l’argent : « Certaines sociétés vendent  des obligations en fonction des performances futures des puits , un concept similaire aux titres adossés à des créances hypothécaires qui ont conduit à la crise du logement de 2008 ». Cela nous ramène à la problématique des méthodologies comptables pour l’évaluation des puits de pétrole que nous avons mentionnée plus haut.

Justin Mkulka alla plus loin encore dans sa démonstration. Elle évoqua une autre innovation de Wall Street : les « Special Purpose Acquisition Company » ou SPAC ! Des sociétés d’acquisition à but spécial. Rien que la dénomination sent l’arnaque à plein nez. Elle qualifia ces montages juridiques de « blank check companies » ou sociétés de chèques en blanc !  

L’objectif de ces entreprises est de lever des fonds auprès d’investisseurs publics et privés, puis d’identifier une cible d’acquisition et de l’acheter, généralement dans les deux ans. En 2019, les SPAC avaient levé 13,6 milliards de dollars dans 59 introductions en bourse. Mais que fait la police ? La SEC ? Rien : tout semble normal aux Etats-Unis. C’est la « grande frontière » de la spéculation : au lieu de colonnes de chariots qui partent vers les grandes plaines de l’Ouest, on met en place des véhicules de conquête pour saisir toutes les opportunités possibles. Les « indiens », ce sont les pigeons qui se laissent tenter par l’appât du gain.

D’ailleurs, dans les années 80, le Wall Street Journal avait noté que  les « SPAC » étaient « souvent associées à des fraudes sur des penny stock ». Trente ans plus tard, les sociétés à vocation spéciale s’orientèrent sur le pétrole de schiste. Dès lors que les grandes banques de Wall Street, comme par exemple Goldman Sachs, s’impliquaient dans la démarche, et comme le souligne la journaliste, « donnaient la légitimité au concept », tout le petit monde des investisseurs suivaient. Pour conforter leur décision, un petit stratagème fut souvent employé : nommer à la tête de la SPAC une grande personnalité, au-dessus de tout soupçon. Les plus belles arnaques ont souvent reposé ce type de technique : par exemple des conseils scientifiques ou d’experts de premier plan, d’anciens ministres, d’anciens généraux : ça donne confiance !

A titre d’exemple, la journaliste Justin Mkulka cite le nom de Jim Hackett. Encore une saga pour une série télévisée aux heures de grande écoute. C’est un ancien PDG du secteur pétrolier (société Anadarko), également ancien président de la Federal Reserve Bank de Dallas, membre du comité exécutif du groupe de lobbying américain American Petroleum Institute et partenaire de la grande société de capital-investissement Riverstone Holdings. Il présente donc le profil de l’honorabilité et du professionnalisme qui plait aux américains. En 2013, il prit sa retraite pour fréquenter la Harvard Divinity School afin d’obtenir un diplôme en théologie. Les « voies de Dieu sont réellement impénétrables ».

Mais son partenaire Riverstone le rappela de ses chères études bibliques pour le placer en 2017 à la tête d’une SPAC, « Silver Run » : ça sent bon le filon. La société bénéficia dès le départ d’une bonne image : elle était conseillée par Goldman Sachs et CitiGroup. Elle leva donc un milliard de dollars pour faire ses petites emplettes. Hackett trouva deux sociétés en Oklahoma – un producteur de pétrole et un oléoduc – et regroupa le tout dans la SPAC : la nouvelle société, baptisée « Alta Mesa » (la « table haute » en espagnol) fut évaluée à 3,8 milliards de dollars. Sur le papier, le seuil de rentabilité était présenté comme « l’un des plus bas aux États – Unis, à environ 25 dollars le baril ». Information relayée par le Wall Street Journal… Mais en 2019, la « table » fut renversée : la société déposa son bilan après avoir déprécié ses actifs de 3,1 milliards de dollars, soit le triple de la mise de fonds. On suppose que Hackett est retourné à ses prêches… En réalité, non : il est maintenant professeur à l’Université du Texas à Austin Center for Leadership and Ethics . Histoire de former des générations d’étudiants à la bonne parole du pétrole.

L’avocat du CIEL’s (Climate and Energy Program) Steven Feit faisait le commentaire suivant à l’occasion de la crise : « De manière critique, la fracturation hydraulique n’est pas rentable. Il s’agit d’un gigantesque gouffre financier maintenu à flot par des financements extérieurs ». Ben Dell, associé directeur de la société d’investissement Kimmeridge Energy, déclarait de son côté au Wall Street Journal : « Les SPAC ont été l’exemple, le plus flagrant dans l’industrie du pétrole, du désalignement des dirigeants avec les investisseurs ».

En résumé, la production du pétrole de schiste est le parfait exemple de la pyramide de Ponzi. On fait miroiter à des investisseurs tout le potentiel de réserves de pétrole de schiste, avec les nouvelles techniques d’extraction (forage horizontal et fracturation hydraulique). Comme le prix du baril est au-dessus de 30 dollars (il avait atteint 100 dollars il y a quelques années), on fait de grandes promesses de rendement, tout ceci avec la caution des banques. Ce qui mènent à d’énormes emprunts qui conduisent à faire de plus en plus promesses et à de plus en plus de dettes. Résultats : 280 milliards de dollars « brulés » dans les livres comptables des investisseurs ; mais des patrons de sociétés pétrolières et des financiers de Wall Street qui ont fait fortune sur leurs dos. Les conseilleurs ne sont jamais les payeurs.

On comprend que l’idée de Trump de renflouer les entreprises de schiste (pour des raisons électorales) n’ait pas été bien accueillie par de nombreux politiciens démocrates, groupes environnementaux. D’ailleurs, il ne semble plus y avoir de mesures pour cette industrie dans le plan de relance fédéral. 

Garçon ! L’addition s’il vous plait

La dette du secteur pétrolier américain est donc la conséquence d’un coût excessif de la fracturation du gaz naturel et du pétrole ainsi que d’un recours croissant à l’emprunt pour faire face aux échéances de remboursement. Cette dette est aujourd’hui 6 fois plus importante que les revenus de l’industrie. Un truc de fou… d’autant plus que ce sont les principales banques d’investissement mondiales qui la portent, tout en continuant leur soutien : elles ont augmenté l’année dernière leurs avoirs de près de 40 % ! A faire pleurer un patron de PME en France qui n’arrive pas à obtenir un prêt de sa banque, malgré la garantie de l’Etat. Nous avons déjà cité quelques-uns de ces grands établissements bancaires américains : il faut y ajouter JP Morgan Chase, Wells Fargo, Citibank, Bank of America. Les montants sont impressionnants. Ainsi, JP Morgan Chase a pour 257 milliards de dollars d’investissements dans le secteur.

Mike Shellman, un vétéran de l’industrie pétrolière, fit un rapide calcul fin 2018 sur le coût de cette dette : en partant d’un montant de l’ordre de 250 milliards, il prévoyait que d’ici la fin de l’année 2019, les producteurs de pétrole de schiste auraient à payer plus de 20 milliards de dollars par année d’intérêts sur leur dette à long terme. En utilisant les prix d’équilibre communiqués par ces producteurs – chiffres sujets à caution – il détermina que cette industrie devrait produire 9 milliards de barils de pétrole, soit autant que leur production en 10 ans, pour rembourser uniquement leur dette totale à long terme. Irréaliste n’est-ce pas ?

Mais ce type de calcul, que les banquiers avaient toute facilité de faire, ne les dissuada pas jusqu’à une date récente, de remettre au pot. En effet, la baisse du prix du pétrole en 2019 conduisit les banques à maintenir leur soutien à cette industrie. Le titre d’un article publié sur le site très marxiste, Workers.org, et daté du 27 mars 2020, résume bien encore aujourd’hui la situation : « Shale oil, energy debt and false promises ». L’auteur, la journaliste américaine et très engagée Betsey Piette, y r,elatait la déclaration du banquier de l’énergie, Mike Lister, de JP Morgan Chase : « Les banques ont amorti jusqu’à 1 milliard de dollars en 2019 en prêts basés sur les réserves de schiste, plus qu’elles n’en ont fait en 30 ans d’existence. ».

Cependant, la baisse de la consommation, due à l’épidémie et au confinement, a désormais raidi l’attitude des banques. A 30 ou 35 dollars le baril, c’est l’heure des comptes. Car d’ici 2025, selon le site américain des climatologues, Desmogblog, plus de 200 milliards de dollars de dettes amassées par l’industrie pétrolière et gazière arriveront à échéance : 40 milliards de dollars que l’industrie devra rembourser en 2020 et 160 milliards sur les trois années suivantes. Chaud devant !

Devant la catastrophe annoncée, Reuters indiqua en avril que les banques s’apprêteraient maintenant à saisir les actifs des sociétés pétrolières, pour éviter les procédures de faillite qui pourraient leur occasionner d’énormes pertes. Leur but serait de conserver les actifs saisis jusqu’à ce que les prix du pétrole augmentent, afin de minimiser leurs pertes.

Etrangement, l’exposition aux risques pétroliers des banques ne fait pas l’objet d’une communication très transparente, en particulier en Europe et en France. Difficile de s’y retrouver : les chiffres du pétrole étant souvent consolidés dans la rubrique « Matières premières ». Mais ici et là, on arrive à glaner quelques informations.

Selon le rapport conjoint des « Amis de la Terre France » et de « Reclaim Finance », Société Générale, Crédit Agricole, Banque Populaire Caisse d’Epargne (BPCE) et BNP Paribas auraient financé, à hauteur de 24 milliards de dollars, la production, le transport et l’exportation de pétrole et de gaz de schiste. Cela tempère les engagements de la COP 21…

Sous l’angle des risques, deux banques françaises seraient particulièrement exposées au secteur pétrolier et donc au risque d’une hausse des provisions. Selon les analystes de JPMorgan, qui connait bien le secteur ainsi que nous l’avons indiqué, l’exposition de Natixis à fin décembre au secteur pétrole & gaz représentait 6,4% du total de l’exposition du groupe. Pour CASA, le chiffre atteint 5%, contre environ 2% chez BNP Paribas et à la Société Générale. Moody’s a abaissé récemment sa perspective pour le secteur bancaire français, le passant en surveillance « négative », contre stable auparavant.

En Europe, DNB est également exposée (4,9%). Ce qui apparaît néanmoins, c’est que l’exposition des banques européennes au secteur pétrolier est significative, que ce soit en proportion de ses crédits ou – plus important encore – de ses fonds propres. On ignore les interactions entre banques européennes et banques américaines, particulièrement engagées dans le pétrole de schiste.

Rien n’est précisé également concernant les risques liés aux produits dérivés. Or, la décision d’entreprises, sous la poussée sociétale et gouvernementale, de ne pas verser des dividendes, ce qui modifient les « futures » sur dividendes et par-là même la valorisation de nombreux produits structurés, laquelle avait déjà été affectée par la chute des bourses. On ne mesure pas encore très bien les conséquences, si ce n’est qu’une banque, la Société Générale, a déclaré en mai renoncer à certains de ses produits structurés. Son Directeur général, Frédéric Oudéa estimait que la crise financière liée au coronavirus « est de loin la plus grave à laquelle nous avons eu à faire face […] la gestion de ces couvertures a été complexe et coûteuse ». L’expert Jean-François Bay, Directeur général de Quantalys  considérait de son côté que « s’il n’y a à ce jour pas de risque du côté des banques émettrices comme en 2008, la défaillance peut venir d’une mise en défaut des entreprises cotées figurant dans un indice de référence. Cela pourrait désactiver les barrières mises en place ».

Malgré tout, les banques tentent de rassurer. Les « avis des uns et des autres » dans la presse semblent calmer toutes les inquiétudes, sans doute sous l’impulsion des puissants lobbyistes du secteur … La perte de confiance dans le système bancaire serait une catastrophe, avec un retrait massif des comptes courants et d’épargne. Donc, « Dormez en paix, braves gens ». Pour autant, le client bancaire n’a, lui, aucune idée de son risque sur ses dépôts et sur son épargne. Or, il serait sans doute judicieux de raisonner en risques cumulatifs.

Car, outre leurs engagements dans le pétrole, et les produits structurés, les banques vont être sérieusement malmenées par la récession économique à venir. La montée du chômage en France et l’augmentation des faillites laissent tout à craindre. C’est donc un effet de chaîne que l’on doit craindre : la théorie des dominos. L’environnement de taux bas plus l’augmentation du coût du risque vont dégrader fortement les marges.

Déjà, par précaution, les autorités de régulation ont assoupli les contraintes réglementaires. Sans doute parce que les nouvelles normes comptables IFRS 9 risquent d’accentuer les dégâts. Enfin, si l’on en croit Eric Dor (IESEG School of Management), les banques, en particulier françaises, seraient de plus en plus exposées au « Shadow banking », une cause potentielle d’instabilité financière et de risque systémique… Enfin, le risque systémique en Europe est toujours présent, notamment avec la faillite d’une grande banque européenne : on cite la Deutsche Bank, toujours mal en point, mais aussi d’autres établissements en Italie.

Et si la vraie crise pétrolière était pour demain ?

L’accident du lundi 20 avril 2020 est-il un simple ajustement technique ou un révélateur d’une crise structurelle plus profonde ? Ou plus précisément, faut-il craindre une vraie crise pétrolière à l’avenir ?

Tout d’abord, un petit rappel de base : une variation de 1 % du taux de croissance entraîne une variation de la demande de pétrole de 0.9 % à court terme et de 1 % à moyen terme. Donc, si l’on se remet dans une perspective d’augmentation des PIB à l’échelle mondiale, la question posée est la suivante : est-ce que le secteur pétrolier pourra répondre à la demande ?

Premier point : en l’état, côté producteurs, les réserves semblent suffisantes au Moyen-Orient et en Russie. Mais la situation va être plus difficile aux Etats-Unis. Car deux évolutions se font jour : d’une part, la fermeture de nombreux puits de pétrole de schiste qui vont ramener les Etats-Unis à un certain état de dépendance ; ensuite, la chute générale des investissements d’exploration, ce que l’on désigne par le terme de « Capex ».

Sur cette recherche de capacité de production, les programmes de forages en cours à l’échelle mondiale ont diminué de plus de moitié. C’est sans doute l’un des aspects le plus critiques à terme. Il faut toutefois examiner avec attention les chiffres des « Capex ». Ainsi que le mentionnait un expert, « Les capitaux investis dans la production pétrolière, sous le terme de CAPEX, ne représentent pas forcément la recherche de nouveaux champs pétroliers. Cela consiste essentiellement à rajouter des pailles dans les verres qu’on a déjà commencé à boire : rajouter des puits, faire des puits plus puissants, pomper plus fort … dans des zones qui sont généralement celles du pétrole conventionnel ». En d’autres termes, les CAPEX seraient sans doute beaucoup inférieurs à ce que l’industrie avait annoncé.

En second lieu : toute la chaîne des entreprises du secteur pétroliers est touchée par la crise actuelle, y compris le secteur pétrochimique qui devrait être le principal moteur de croissance future de l’industrie pétrolière. Les entreprises du secteur cotées en bourse ont perdu 45 % de leur valeur depuis le début de l’année 2020. Des majors comme Chevron, Schlumberger et Shell ont annoncé des dépréciations d’actifs de plusieurs milliards de dollars en invoquant des perspectives macroéconomiques défavorables. L’industrie pétrolière sort donc très affaiblie de cette crise qui n’est pas encore achevée.

Troisième aspect : comme nous l’avons souligné, la question la plus pressante est celle du règlement des dettes à trois ans, avec un prix du baril inférieur à 40 dollars… Les entreprises cotées en bourse représentent 65 % des dettes du secteur. L’agence de notation Moody’s prévoit dans une simulation que 9 à 10 compagnies pétrolières et gazières sur 35 feraient faillite si les prix de l’énergie restaient aussi bas qu’actuellement ! Selon le cabinet d’avocats américain Haynes and Boone, 50 entreprises du secteur de l’énergie avaient déjà déposé leur bilan l’année dernière : 33 producteurs de pétrole et de gaz, 15 sociétés de services pétroliers et deux entreprises de taille moyenne. Il faut y ajouter les répercussions sur les placements boursiers et autres produits dérivés. Alors que les actions énergétiques représentent un petit 4,4 % de la pondération du S&P 500, la dette liée à l’énergie représente 11 % des deux ETF obligataires « high yield » : HYG et JNK. En fait, recenser l’intégralité des conséquences d’un défaut de paiement est un exercice compliqué. La sensibilité au prix du baril est très importante. Ainsi, la société d’analyse énergétique Rystad Energy avait déclaré qu’à 30 dollars le pétrole, plus de 70 producteurs américains de pétrole et de gaz pourraient avoir des difficultés à payer les intérêts de leur dette cette année ; à 20 dollars le brut, cela passerait à environ 140 sociétés ! 

Quatrième considération : à défaut du soutien des banques maintenant, les entreprises du secteur qui auront besoin de reconstituer leurs fonds propres risquent d’avoir des difficultés à trouver des investisseurs. Ces derniers, échaudés par les pertes, pourraient plutôt s’orienter vers les énergies vertes, telles que l’énergie éolienne, solaire et l’hydrogène, jugées plus sûres et conformes aux attentes sociétales.

En résumé, la morosité risque donc de caractériser le secteur pétrolier durant plusieurs années. Car même avec une reprise du baril au niveau de 60 dollars, les déficits engendrés par la conjoncture ne seraient pas comblés.

Quelle prospective pour les années à venir ?

Essayons néanmoins de tracer quelques scénarios.

D’abord, il faut s’attendre au maintien de prix bas en 2020, car le marché pourrait rester chroniquement sur-approvisionné en raison d’une reprise économique modérée. Le stockage, notamment aux Etats-Unis, reste très important.

Les points d’attention sont d’abord la consommation en Chine et aux Etats-Unis, ainsi que la reprise des activités « industrielles » au-niveau où elles étaient en 2019. L’indicateur dont nous avions déjà souligné l’importance est celui du comportement de consommation : est-ce que les ménages vont revenir à leurs habitudes antérieures ou vont-ils procéder à des arbitrages d’achats, plutôt globalement à la baisse ? Vont-ils continuer de voyager en voitures et en avion pour le tourisme ?

En tout état de cause, ce sont les stocks existants qui seront d’abord utilisés et non les nouvelles productions. Nous arriverons sans doute en 2020 à la règle du « un jour pour trois » : tous les trois jours, la production de pétrole est suffisante pour couvrir la consommation mondiale de pétrole d’une journée entière. 

Au fur et à mesure de la reprise de la croissance en 2021 et 2022, avec maintien des comportements d’achats des ménages, la consommation des produits dérivés du pétrole reprendrait, entraînant une pression à la hausse des prix, aux alentours de 60 dollars.

La troisième phase d’ici quatre ans pourrait être l’incapacité physique des pétroliers, faute d’avoir fait les investissements nécessaires, à suivre l’augmentation de la demande, notamment aux Etats-Unis et dans les pays importateurs. Il pourrait alors s’en suivre une tension à la hausse des prix jusqu’à 100 dollars le baril. C’est la prévision, d’ici à 18 mois, avancée par le PDG d’Orascom Telecom Media and Technology lors d’un entretien le 7 mai accordé à CNBS.

2 thoughts on “Tourtier : les dessous de la guerre du pétrole entre les USA, l’Arabie Saoudite et la Russie (épisode 2)

  1. tres bonne série d’article, j’ai appris plein de choses 🙂 (même si Plastic Bertrand est Belge, et non Francais 🙂 )

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