Diamant et Pétrole.

Les synthèses de Benoit de Carbonnières, Corporate Manager Regional (Rawbank, Katanga)

DIAMANT

020bf0ff-8e77-4851-ac09-7b2e39d332b7Chine et dollar. Voici, comme pour la majorité des commodités, les deux écueils que le diamant rencontre en cette année 2015. De Beers vient d’annoncer une baisse de 9% de ses prix pour soutenir son marché. Même le plus fort de la vague 2009 – 2012 n’avait pas été si violent. Le Botswana diminue sa production quand celle-ci augmente en Russie et devrait voir le Renard québécois accroître la place du Canada sur la scène diamantaire mondiale.

Si l’appétit pour les pierres moyennes suit fort logiquement celui d’une dynamique économique réfrénée sur certains marchés, celui des pierres d’exception ne semble pas connaître de limite – un Blue Moon sud-africain est au menu début novembre chez Sotheby’s à Genève pour une fourchette entre 35 et 55 M$. 

Le marché continue à se concentrer en termes d’opérateurs et l’Angola accélère sa diversification de l’exploitation de ses ressources. La pierre de couleur non diamantaire, qu’elle soit bleue, rouge ou verte, est également en croissance et représente près de 8% de la production mondiale quand le diamant industriel continue irrémédiablement à disparaître du paysage au profit de la pierre de synthèse (99%) et de ses fabricants chinois.

Le volume de pierres négociées à Anvers a atteint un nouveau sommet en 2014 avec près de 230 millions de carats échangés pour une valeur de près de 59 milliards de dollars US – le marché mondial 2015 est anticipé à 80 milliards d’USD. Il est toutefois à préciser que la part des grandes maisons continue d’augmenter derrière ces chiffres et beaucoup de négociants voient de nouvelles difficultés s’annoncer pour les années à venir. Parmi elles, la nette diminution du financement, comme il l’avait été en Inde en 2013, et le départ de l’Antwerp Diamond Bank, l’une des principales banques de la place. ABN-Amro et Standard Chartered ont également annoncé leur intention de diminuer leur exposition au diamant. Le circuit financier de cette activité doit également tenir compte des contraintes de compliance propres au monde bancaire, notamment en Europe et aux Etats-Unis.

En remontant la filière, les producteurs majeurs ont vécu une année 2014 porteuse et Anglo-Américan renforce sa position de leader en termes de valeur unitaire avec un prix moyen du carat à 198$ quand son principal concurrent Alrosa demeure 14% inférieur à 171$. 2015 est une autre histoire ; si la géante russe suit les règles édictées par Moscou et est devenue en cours d’année le premier producteur en valeur, De Beers suit celle d’une multinationale à capitaux privés et n’hésite donc pas à ralentir l’allure lorsque cela se justifie. L’Angola revient dans la stratégie de la filiale du géant minier des platinoïdes.

Comme pour beaucoup de sites miniers, la transition entre les exploitations à ciel ouvert et souterraines peuvent prendre un certain temps ; en témoignent la mine d’Argyle en Australie dont la production a diminué de 43% faisant ainsi baisser celle de Rio Tinto de près de 12% en 2014. La production de pierres précieuses du minier australien s’élève à près de 14 millions de carats avec une production stable sur le site de Diavik et en légère hausse à Muroa. Les revenus demeurent cependant en hausse de 5% et le résultat net atteint plus de 100 millions de dollars US suite à la réduction notoire du coût de production et à la réduction des investissements. Dominion avait produit à fin octobre 2014 4,14 millions de carats sur l’année glissante pour des revenus de l’ordre de 900 millions de dollars US et un résultat net de 56 millions USD. Le site d’Etaki a vu sa production croître de 5,35% quand celle de Diavik est restée relativement stable.

Au niveau des pays producteurs, l’Afrique sub-saharienne reste nettement devant les autres régions en termes de valeur quand la Russie continue à fournir la majorité des pierres blanches. Le Canada a pour sa part enregistré une progression de plus de 9% et investit pour accroître sa production. Le projet Renard, lancé par la province du Québec par exemple, devrait apporter une production annuelle supplémentaire de l’ordre de 1,6 million de carats aux quatre mines déjà excitantes dans le pays – ce projet est déjà attendu sur une vingtaine d’années au minimum. La Russie et le Botswana conservent les deux premières marches du podium devant le Canada. La République démocratique du Congo reprend près de 30% sur sa production de 2013 et devient le 6e producteur après l’Angola et l’Afrique du Sud. Les autorités du Kasaï Oriental, principale province de production, auraient d’ailleurs décrété une interdiction d’emploi de main-d’œuvre mineure en début d’année – un pas de plus dans le Processus de Kimberley.

La consommation, si elle était attendue dans une période moins euphorique que durant les années précédentes, pourrait comme elle l’avait fait en 2012, diminuer par rapport à l’année antérieure. La Chine reste cependant prometteuse dans la demande mondiale à moyen terme – si elle n’occupait que 16% en 2014, contre 42% pour les Etats-Unis, elle représente un fort potentiel de croissance une fois les turbulences boursières et réajustements monétaires passés. L’Inde est attendue comme le relais de croissance structurel, comme pour bien d’autres matières premières, mais son entrée sur le marché se fait encore attendre – seulement 3% de progression en 2014.

L’année 2015 devrait donc être une période de réajustement de la production et de réduction des stocks. L’arrivée sur le marché de nouveaux projets canadiens et angolais pourraient à nouveau contester la suprématie russo-botswanaise.

Les espérances sur la Chine et l’Inde, en appui des Etats-Unis sur le podium de la demande mondiale, restent présentes à moyen terme mais dans l’immédiat, une forte croissance de la demande pour les pierres « classiques » est peu probable, seuls les Sotheby’s et Christie’s devraient continuer à courir après de nouveaux records en 2015.

 


 

PÉTROLE 

966c22df-4e2e-4ca0-be7d-6193e482567cCalme avant, ou après la tempête ? Le secteur, qui a connu l’une des plus grandes phases de chute des cours et de forte volatilité de ces dernières années, semble peu à peu amerrir sur un océan de brut à l’horizon encore inconnu. La politique saoudienne, le retour de l’Iran et la demande chinoise demeurent les principales inconnues d’une équation encore bien trouble à court terme. Un marché dans l’attente et une industrie en pleine restructuration sont pour l’instant les conséquences visibles de cette situation. Le Brent, qui a plusieurs fois enfoncé la plancher des 50$, affiche une moyenne annuelle 50,7$ à fin août le plaçant de fait au niveau de 2009. Cette période rassemble les stratégies de restructuration, chez les pétroliers, comme d’opportunisme avec la plus grosse acquisition des quinze dernières années dans le rachat de BG Group par Shell. La production américaine, après une longue ascension au-delà des 10 millions de barils/jour, a commencé à décroitre ces dernières semaines à 9,8 millions et les stocks de Cushing repartent à la hausse.

 

42,45$ … Ce prix résume la descente vertigineuse que le baril a connue depuis 15 mois. Le prix de 115$ de juin 2014 qui semblait un prix « raisonnable » arbitrant une offre mondiale stable avec un coût acceptable pour la diversification de la production et une demande chinoise solide, a connu plusieurs phénomènes simultanés. Le 24 août, le Brent retrace sur le NYMEX le prix aperçu pour la dernière fois en janvier 2009, au plus fort du tsunami Lehmann Brother et des turbulences sur le marché du brut. La moyenne annuelle revient sur la même tendance.

 

L’économie pétrolière est dans l’expectative, Statoil ou Shell on réduit leur voilure en termes d’effectifs quand ENI a diminué son dividende de manière conséquente. L’entre deux semble se situer autour de Total qui a substantiellement réduit ses dépenses d’investissement en conservant ses troupes et la bonne humeur de ses actionnaires. La major française a récemment annoncé une planification budgétaire à l’équilibre en 2019 pour un baril à 45$. Ce pari, s’il semble relativement conservateur, pourrait bien refléter la tendance à long terme du prix du pétrole et des investissements liés, comme une stabilité de la demande et un effacement progressif de l’effet Chine. Dans l’absolu, le comportement mondial est unanime : les Brent, WTI et Dubaï se traquent les uns les autres mais l’effet 50$ sur le Brent semble déclencher un rebond mécanique de la demande. Celle-ci a dépassé les 96 Mb/j (1) et la tendance est à la hausse sur le reste de l’année.

 

Pour ce qui concerne la demande par zones, il faut constater aujourd’hui le changement généré par l’émergence du pétrole non conventionnel américain et du retrait progressif conséquent des Etats-Unis dont l’autosuffisance est programmée à une vingtaine de mois à présent. De l’autre côté du Pacifique, malgré une croissance chinoise (7%) qui poursuit son ralentissement, avec une progression au plus bas depuis 24 ans, ou peut-être serait-il plus logique de parler d’ajustement, l’appétit pour le brut n’en semble pas tant affecté. La demande entre Janvier et Août a crû de 5,7% quand la progression d’une année sur l’autre est au-delà de 9%. Les chinois ont franchi en 2015 les 11 millions de barils/jour (2). Sur l’autre rive du Pacifique, les Etats-Unis maintiennent un cap de croissance de consommation en ligne avec l’économie, près de 20 millions de BEP (*) sont consommés quotidiennement soit 3,6% de hausse par rapport à 2014 (3).

 

L’Europe, voit les variations du prix du brut par une autre lucarne – celle-ci en effet bien mince au regard de la proportion de taxes incluses dans le prix du consommateur et donc de la faible élasticité de la demande. Par ailleurs l’EUR/USD a lâché plus de 11% depuis le 1er janvier ce qui limite d’autant plus le stimulus économique de la zone. La progression de la demande, malgré ces différents paramètres, reste solide et a atteint les 14 millions de barils en Juillet (4).

 

La question de l’offre ramène le marché dans une phase pré 1973. Si la concurrence, entraînée par l’essor du pétrole non conventionnel américain depuis moins d’une décennie, a déclenché une réplique saoudienne à la mesure, qu’en sera-t-il de l’imminent retour de l’Iran et de son coût de production à 5$ le baril (5) ? Pour comparaison, ses voisins du golf produisent entre 6 et 8$ du baril en coût opérationnel quand les USA sont à 13$ et le Nigéria à 16$ (6).Les projets reportés représentent un total de 18 milliards de BEP à travers le monde soit une demi-année de consommation mondiale.

Les Etats-Unis sont dans une phase avancée de réflexion quant à la levée d’interdiction d’exportation de pétrole brut. Le coût de production américain, ayant nettement diminué grâce au « fracking » et à la souplesse des installations, le place sur un niveau tout à fait concurrentiel des producteurs non OPEP et en fait ainsi un acteur de poids, et stable, dans le futur de ce marché.

L’Arabie Saoudite, qui pèse une majorité relative au sein de la production de l’OPEP (35%) mais bien plus puissante en termes de coût de production, semble dans une stratégie de reconquête d’une part de marché réduite par l’émergence de nouveaux entrants (USA et Irak notamment).

La Russie et certains autres membres de l’OPEP sont dans une situation plus complexe, à l’image du Venezuela, pour des budgets nationaux basés sur un prix du pétrole à près du double de son cours actuel.

Les autres producteurs comme le Canada ont, pour des raisons purement économiques, mis bon nombre de projets et de gisements à l’arrêt (70$ par baril pour le schiste bitumineux (7)) et en Norvège, Statoil a annoncé un plan de réduction de 10% de ses effectifs.

Pour ce qui est de l’aval, les sous-contractants sont les principales victimes. Schlumberger a supprimé 20.000 postes soit 15% de ses effectifs et les « niveaux d’avant » ne sont plus imaginables selon son PDG. Le monde du raffinage reste dans une tendance contrastée selon les régions du globe. En Europe, les marges ont repris le chemin de la hausse sur ce métier devenu presque déficitaire il y a encore 3 ans. Côté américain, cette industrie hautement stratégique, tant pour l’économie que pour la défense, a vu également une confortable évolution de ses marges appuyée par l’augmentation de la production de pétrole brut sur le continent nord-américain dont la bride d’interdiction à l’export maintient un niveau élevé des stocks. Là encore, la probable loi de levée d’interdiction d’export de brut pourrait partiellement rebattre les cartes dans le golf du Mexique. Côté Moyen-Orient, où le raffinage est en déficit, les projets de développement se sont accélérés en Arabie Saoudite et aux EAU. Si leurs marchés domestiques restent limités en termes de débouchés, leur position sur les routes africaine et asiatique donne un avantage certain.

Le fret reste très bas, le BDTI (**) demeure assez stable sur les dernières semaines.

Si la barre des 50$ semble être (re)devenue la norme pour le baril, celle-ci redonne vigueur au marché et la capacité de production devrait probablement s’ajuster autour de ce prix. Si la situation géopolitique du nord de l’Irak et de la Syrie n’a pas d’impact sur le prix, qu’en sera-t-il du retour du brut iranien et d’un afflux de barils américains sur le marché…

 


 

*Baril Equivalent Pétrole

**Baltic Dry Tanker Index – moyenne des prix pratiqués sur 17 routes de transport de pétrole brut

 

1, 3 & 4 – AIE – Agence International de l’Energie – Rapport septembre 2015

2 – Rapport mensuel OPEP – octobre 2015

5, 6 & 7 – Rystad Energy/Morgan Stanley