Pétrole à 110 $ : les majors encaissent, mais ne dépensent pas sans compter

La guerre au Moyen-Orient a propulsé le Brent au-dessus de 110 dollars et les supermajors s'apprêtent à publier des profits trimestriels spectaculaires. L'histoire récente du secteur laisse pourtant peu de place à l'euphorie d'investissement : la priorité reste au bilan et à l'actionnaire.

Une rente de guerre, une gestion de père de famille

Quand le brut grimpe, les compagnies pétrolières n'ouvrent plus automatiquement les vannes de l'investissement. Le cycle actuel illustre ce changement de comportement. Les prix sont portés par un risque d'offre très tangible, et pourtant les grands groupes n'en font pas un levier d'expansion tous azimuts.

La prime de risque, moteur des marges

Le Brent s'échangeait à 110,11 dollars le baril, en hausse de 1,29 dollar (+1,2 %), et le WTI à 98,12 dollars, à la suite de nouvelles attaques des Houthis en Arabie saoudite. Washington a ordonné à une partie de ses diplomates et de leurs familles de quitter ses représentations dans le Royaume. Au moins 18 attaques contre des navires ont été recensées en deux semaines, et les analystes avertissent que des tankers sont visés bien au-delà du détroit d'Ormuz, jusque dans le golfe d'Oman, ce qui menace les chargements de brut du Golfe.

Côté physique, les stocks de brut américains ont reculé de 3,06 millions de barils, à 412,5 millions, soit un tirage nettement supérieur aux 820 000 barils anticipés. Ces éléments entretiennent la prime de guerre qui alimente les marges de l'amont comme du raffinage. Au deuxième trimestre, le secteur énergie de l'indice S&P 500 affichait une croissance annuelle de ses bénéfices de 128,2 %, avec une croissance à trois chiffres dans le raffinage.

Des profits attendus très élevés

Le troisième trimestre devrait prolonger la tendance. Exxon est attendu à 16,2 milliards de dollars de profit, Shell à 10 milliards, Chevron à 9,3 milliards, TotalEnergies à 8,4 milliards et BP à 5,6 milliards, le plus bas du groupe. En variation annuelle, les prévisions vont de +84 % pour Shell à +101 % pour Exxon, +111 % pour TotalEnergies, +155 % pour BP et +158 % pour Chevron, qui afficherait la plus forte progression.

Le mécanisme : la discipline comme nouvelle doctrine

Le lien entre ces profits et les budgets d'investissement n'est plus ce qu'il était. Autrefois, les majors dépensaient en proportion de ce qu'elles gagnaient. Le krach de 2014, puis la pandémie de 2020, ont rompu cette logique. À cela s'est ajoutée la pression des politiques de décarbonation, qui a nourri chez beaucoup d'investisseurs un doute sur l'avenir du secteur. Les dividendes et les rachats d'actions sont devenus l'étalon de la valeur, tandis que l'exploration à coût élevé est restée suspecte.

Les arbitrages annoncés suivent cette doctrine. BP, dont le ratio dette nette sur flux opérationnel s'établissait à 1,7 fois à la fin de l'an dernier, vise 0,8 fois, objectif que les profits de l'année rendent accessible. Chevron a déjà ramené ce ratio de 1 à 0,4 fois sur le trimestre en cours. Exxon suit la même voie de désendettement. Shell, de son côté, prévoit d'absorber 3,5 milliards de dollars de rachats d'actions au dernier trimestre de l'année. La chaîne est cohérente : prime de risque, puis flux de trésorerie, puis réduction de la dette et retours aux actionnaires, enfin seulement le reliquat pour la croissance.

Prudence ne veut pas dire immobilisme

Remplacer les barils qui s'épuisent

Le ralentissement de la transition énergétique a rappelé que le monde ne se passera pas du pétrole et du gaz de sitôt, et de nombreux champs en production déclinent naturellement. Un dirigeant exploration-production de Repsol l'a résumé au CERAWeek de mars : le remplacement de la production n'était plus évoqué il y a cinq ans, il faut désormais y penser. L'exploration de frontière reste donc au programme, en Afrique, en Amérique du Sud et même au Moyen-Orient malgré le conflit. Le directeur général d'Eni, Claudio Descalzi, note toutefois que les perturbations ont déplacé les flux d'investissement vers l'Amérique du Sud et l'Asie du Sud-Est.

Le gaz, valeur refuge de long terme

Les annonces récentes sont dans cette veine sélective. ADNOC Gas a signé un accord de fourniture de GNL de cinq ans avec TotalEnergies. Celle-ci s'est aussi engagée à livrer 900 000 tonnes de GNL par an au chinois Jiangsu Guoxin pendant quinze ans et va acquérir une participation dans deux champs gaziers offshore en Malaisie. Chevron et les autorités irakiennes se sont de leur côté entendus sur les termes du contrat du champ de West Qurna-2. Ce sont des engagements à horizon long, adossés à des contrats, plutôt que des paris spéculatifs sur le niveau des prix actuels.

Ce que disent (et ne disent pas) les flux gaziers européens

Les indicateurs physiques de l'Europe du gaz et de l'électricité complètent le tableau sans le trancher. Le 30 octobre, l'entrée de Norpipe à Emden affichait 402 523 892 kWh/j et le point de Tarvisio (Autriche-Italie) 144 419 248 kWh/j en entrée. Le hub néerlandais VIP TTF-THE-H enregistrait 482 913 625 kWh/j en entrée et 180 760 435 kWh/j en sortie. Le lendemain, Emden n'affichait plus que 77 580 880 kWh/j et VIP Oberkappel (Autriche-Allemagne) 22 581 292 kWh/j en sortie, contre 112 542 136 kWh/j la veille. Beaucoup de points frontaliers (Waidhaus, Mallnow, Baumgarten TAG) restent à zéro, et Zevenaar en entrée ne renvoie aucune valeur.

Côté électricité, les prix day-ahead du 30 octobre vont de 77,51 EUR/MWh en Finlande à 211,19 au Portugal, et frôlent 250 à 254 EUR/MWh en République tchèque, au Danemark (DK-1) et en Suisse. Ces écarts témoignent d'un marché européen tendu et très fragmenté. Mais rien dans ces séries ne permet d'attribuer ces niveaux au comportement des majors, ni à la guerre en tant que telle.

Les limites de la démonstration

Plusieurs réserves s'imposent. Les profits du troisième trimestre sont des estimations de marché, non des résultats publiés. Aucun chiffre de dépenses d'investissement n'est disponible : la discipline est établie par les priorités affichées et les déclarations, pas par une série de capex. Des juridictions où opèrent les majors envisagent des taxes sur les surprofits, sans que leur ampleur soit chiffrée, et le contexte diplomatique reste fluide, avec une reprise possible de pourparlers sur l'Ukraine et des déclarations iraniennes fermes. Enfin, l'écart entre le 30 et le 31 octobre sur plusieurs points gaziers peut refléter des données de journée incomplètes autant qu'un changement réel de flux : il faudrait des séries consolidées pour conclure.

Une conclusion proportionnée

Les faits disponibles dessinent un secteur qui encaisse une rente de guerre sans la dilapider. Les profits attendus sont considérables, mais la hiérarchie des usages est claire : réduire la dette, rémunérer l'actionnaire, puis financer une exploration ciblée et des contrats gaziers de long terme. La rupture de comportement par rapport aux cycles d'avant 2014 paraît donc réelle. Reste à la confirmer par les dépenses d'investissement effectivement publiées lors des prochains résultats.

Cet article a ete redige avec l assistance de l intelligence artificielle et verifie par notre equipe editoriale.