Les quotas de OPEC+ ne sont qu’un théâtre sans importance – Le vrai jeu concernant le pétrole, c’est la production sécurisée.

La fausse version de l’opinion publique concernant le secteur pétrolier cette semaine est que l’OPEC+ continue de contrôler le prix du pétrole brut grâce aux ajustements minutieux de ses quotas. Des sources ont déclaré à Reuters et Bloomberg que l’OPEC+ prévoit d’approuver…Augmentation de la production à 188 000 barils par jour en septembre.Puis, une pause jusqu’à la fin de l’année 2026, pendant que le groupe évalue l’impact de la guerre en Iran sur les approvisionnements. Les titres des articles ressemblent à une merveilleuse stratégie en matière d’approvisionnement… Mais ce n’est pas le cas.

188 000 barils par jour est un erreur de calcul par rapport aux centaines de milliers de barils qui sont déjà en retard dû aux pertes de production au Moyen-Orient, aux dommages causés à l’infrastructure et aux perturbations dans le détroit de Hormous. Les ministres de OPEP+ ont effectivement admis cette réalité. Les représentants de l’organisation reconnaissent également que le nombre de barils qui atteignent le marché diminue, même si les quotas augmentent nominalement. La pause après septembre n’est pas une mesure de retenue – c’est plutôt une manière de contrôler les dégâts. Ils ne savent pas quel sera le nouveau niveau de livraison, car le conflit continue de changer cette situation.

Voici ce qui est vraiment important. Le pétrole de Brent s’est terminé à…87,93 $ le 31 juilletLe prix du pétrole a augmenté de près de 23 % en juillet – c’est la plus forte hausse mensuelle depuis mars. Cette augmentation est due aux attaques d’Iran sur les navires tankers passant par le détroit d’Hormuz, aux actions des Houthis dans la mer Rouge, aux attaques saoudiennes contre les groupes soutenus par l’Iran, ainsi qu’aux attaques contre l’infrastructure de exportation de la Russie dans la mer Noire. Chacune de ces actions constitue une perturbation des chaînes d’approvisionnement géopolitique, et non une décision de l’OPEP+. Le prix du pétrole reflète le risque de guerre, et non les règles de quota.

La thèse géopolitique est ici la thése structurelle. Le détroit d’Ormuz représente environ un cinquième de l’approvisionnement mondial en pétrole. Lorsque ce détroit est contesté, aucune gestion des quotas n’a d’importance. L’Iran arrête et oriente les navires, les escorteurs occidentaux sont dans une situation difficile, et l’incertitude qui en résulte est le facteur principal qui influence le marché. Ainsi, la question des investissements change complètement : quels producteurs de pétrole ont une production stable en dehors de la zone de conflit, et ceux qui seront écrasés lorsque le cessez-le-feu sera établi et que le détroit d’Ormuz sera réouvert ?

La deuxième question est celle que la plupart des commentaires ignorent. L’étude EIA sur l’avenir énergétique à court terme de juillet indiquait que le prix du Brent était en moyenne de 85 dollars en juin, et prévoit qu’il chutera…74 en troisième trimestre 2026 et 65 en 2027Cette prévision suppose que le mémorandum d’accord entre les États-Unis et l’Iran reste en vigueur, que le détroit d’Hormuz redevienne à la normale, et que la production de pétrole brut continue de reprendre d’ici la fin de cette année. Le marché actuel estime que le prix devrait être autour de 88 dollars par baril, soit environ 14 dollars de plus que ce que l’EIA prévoit pour le troisième trimestre 2026. Ces 14 dollars représentent le « coussin de risque lié à la guerre ». Lorsque ce coussin diminue, tous les actifs pétroliers sont réévalués.

C’est pourquoi, lors de l’évaluation des entreprises pétrolières dans ce contexte, je me concentre sur le flux de trésorerie libre, les engagements en matière de dividendes et la sécurité des approvisionnements géographiques. Les producteurs qui génèrent le plus de liquidités à un prix de 65 dollars par baril, et qui versent des dividendes fiables, sont ceux qui peuvent survivre au cycle économique. Ceux qui utilisent beaucoup de capitaux et dépendent de prix de pétrole supérieurs à 85 dollars par baril pour atteindre un niveau de rentabilité stable, sont ceux qui restent en arrière.

Parmi les principaux producteurs américains, ExxonMobil se distingue par sa capacité à générer des liquidités. Exxon a généré 30,55 milliards de dollars en flux de trésorerie net sur douze mois, avec un taux de dividende de 2,66 % et un ratio de distribution des bénéfices de 67,6 %. Cela signifie que plus de deux tiers des bénéfices sont reversés en dividendes, ce qui laisse beaucoup de marge pour des rachats d’actions, une flexibilité dans les dépenses de développement et d’autres opportunités d’investissement. Son ratio dette/patrimoine de 15,9 % est l’un des plus bas du secteur. L’action est vendue à un prix de 19,7 fois les bénéfices récents, et elle a rapporté 29 % de croissance depuis le début de l’année.

Chevron offre une rendement sur les dividendes encore plus élevé, à 3,44 %. Cependant, le ratio de distribution des bénéfices est plus élevé, soit 117,5 % des bénéfices réels. Les dividendes dépassent donc les bénéfices réels, ce qui représente un risque si les prix du pétrole se normalisent. Néanmoins, les flux de trésorerie nette de Chevron ont augmenté de 67,8 % par rapport à l’année précédente, pour atteindre 27,01 milliards de dollars. Cela indique que la compression des bénéfices peut être temporaire, et que la génération de liquidités est solide. Le ratio dette/patrimoine de 24 % est maîtrisable. L’action de Chevron a également connu un rendement annuel de 30 %. À 196,83 $, Chevron est cotée à un multiple de 19 fois les bénéfices réels, presque identique au multiple d’Exxon. Mais il faut prendre en compte un risque supplémentaire lié aux dividendes pour obtenir cet extra point de rendement.

ConocoPhillips génère seulement 5,85 milliards de dollars en flux de trésorerie libre – moins d’un cinquième de ceux de Exxon et environ un cinquième de ceux de Chevron. Son flux de trésorerie libre a diminué de 32,5 % par an. Le ratio de distribution des bénéfices est plus sain, à 55 %. Cependant, la détérioration du flux de trésorerie libre est préoccupante aux prix actuels du pétrole. ConocoPhillips est évaluée à 20 fois ses bénéfices récents pour une entreprise plus petite et plus endettée, dont le flux de trésorerie libre diminue. À 120,48 dollars, elle est vendue comme si la croissance du flux de trésorerie libre reprendrait, mais les données ne soutiennent pas cette hypothèse pour l’instant.

Occidental Petroleum est le moins performant des quatre entreprises en termes de indicateurs fondamentaux. Le flux de trésorerie libre s’élève à 3,37 milliards de dollars, ce qui représente le niveau le plus bas au sein du groupe. Cette diminution est de 37,9 % par rapport à l’année précédente – une baisse très importante. Le taux de dividende est de seulement 1,74 %. Le ratio d’utilisation des fonds propres est de 23,8 %, et le ratio dette/actif atteint 39,6 %, ce qui est le plus élevé parmi les quatre entreprises. L’action se négocie à un prix de 14 fois les résultats d’exploitation récents ; c’est donc un prix peu attractif, surtout si l’on prend en compte la trajectoire descendante du flux de trésorerie libre et le faible pouvoir de dépôt de dividendes. Occidental Petroleum représente donc une opportunité qui dépend d’un environnement pétrolier stable autour de 85 $ par baril… mais cet environnement ne sera peut-être pas maintenu.

Le classement est clair si l’on privilégie la sécurité des dividendes et la capacité à générer de l’argent : Exxon en première position, Chevron en deuxième, Conoco en troisième, Occidental en quatrième. L’écart entre les deux premiers et les deux derniers s’agrandit lorsque les prix du pétrole diminuent, car Exxon et Chevron peuvent continuer à distribuer leurs dividendes même avec un prix du pétrole de 65 dollars par baril. En revanche, Conoco et Occidental doivent réduire considérablement leurs activités pour survivre.

Qu’en est-il de l’argument selon lequel OPEC+ réduirait encore plus les production si les prix chutent ? Le groupe a montré à plusieurs reprises que les intérêts individuels des membres perturbent la discipline collective lorsque les quotas sont restreints. L’Arabie saoudite et les Émirats arabes unis sont déjà des producteurs qui absorbent les excédents des autres membres. Leur patience est limitée. De plus, l’idée selon laquelle il y aurait une nouvelle ère d’abondance énergétique reste valable : la production de schiste aux États-Unis dans la région du Permian Basin est importante et continue de croître. La base de supply nord-américaine est également résiliente, même à des prix plus bas. OPEC+ n’a pas besoin de réduire ses production de manière paniquée, car la production américaine comble ce vide à un rythme plus rapide que beaucoup d’investisseurs ne le pensent.

Dans ce cas, ma conclusion est simple. La suspension des quotas de l’OPEC+ n’est qu’une façade pour cacher une politique de supply. Ce qui est réel, c’est l’achat par les producteurs américains de produits provenant du Permian et du Moyen-Orient, avec des flux de trésorerie stables et des dividendes solides. Je classe ExxonMobil comme une valeur à acheter : elle dispose du plus grand potentiel de trésorerie, d’un profil de distribution de dividendes le plus sûr, et d’une exposition géographique la plus sécurisée parmi les producteurs intégrés et d’exploration. Chevron est également une valeur à acheter, bien que son ratio de distribution de dividendes soit préoccupant. ConocoPhillips est classée comme une valeur à maintenir : sa valeur actuelle n’est pas suffisamment bonne compte tenu de la détérioration de ses flux de trésorerie. Occidental est une valeur à vendre : ses dividendes sont faibles, ses flux de trésorerie s’effondrent, et son niveau de levier est élevé. Avec un prix de 88 dollars par baril, sans parler de 65 dollars, c’est vraiment une mauvaise affaire.