Pétrole[s]

 

quelques coquilles et difficultés graphiques seront corrigées ce lundi soir premier juillet – tard

— pardonnez-moi = la mise en page de ce premier texte ne sera pas équilibrée – il demeure toutefois lisible et, j’y insiste, l’un des plus utiles que l’on puisse méditer ces temps-ci sur un sujet dont vous devez comprendre qu’il emportera mécaniquement des souffrances terribles.

 

 

Ayant eu ces trois dernières semaines, du fait d’un « bogue » mystérieux, de grosses difficultés – non résolues à ce jour –  avec le site wordpress [lesquelles m’ont causé la tendante perte d’un brouillon très avancé auquel je devais encore intégrer de nombreuses notes], j’ose malgré tout reprendre cette partie de mon travail – par la publication d’un petit dossier de textes de toute façon accessibles ailleurs.

Le toujours très stimulant site Les Crises animé par M. Berruyer ayant reproduit hier le bon texte qui suit – datant d’ailleurs de trois mois -, je ne pense pas qu’il soit déraisonnable – à de strictes fins universitaires et de formation – de le rendre accessible à des jeunes gens curieux, lesquels en tireront, je crois, un grand bénéfice pour l’intelligence de certaines situations tout à fait contemporaines [l’affaire vénézuélienne en particulier, concernant laquelle j’avais souligné lors d’un des premiers cours la complémentarité du gros des huiles du Venezuela avec celles issues de l’exploitation intensive aux États-Unis des hydrocarbures de schiste, à propos de laquelle d’ailleurs j’ajouterai à la fin du présent billet quelques papiers récents qui auront pour effet de rappeler, là aussi, certaines considérations trop rapides de l’enseignement des derniers mois].

 

lien avec le site d’ofi =

https://www.ofi-am.fr/support/note-commodities-mars-2018/5aba695e105fd

 

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Asset

Management

 

MÉTAUX PRÉCIEUX – MARS 2018 – PAR OLIVIER DAGUIN, BENJAMIN LOUVET

Note Commodities – Mars 2018

 

 

PÉTROLE

Énergie : bientôt, « LE » pétrole

n’existera plus

 

par M. Olivier Daguin

Des pétroles de nature très différente.

 

Quand on parle du pétrole, que ce soit pour évoquer ses cours ou l’équilibre offre/demande, on a souvent tendance à penser qu’il est identique partout avec des caractéristiques bien définies. Mais avant de finir sous forme d’essence ou de diesel dans une voiture, il aura été transformé dans une raffinerie et c’est à ce moment-là qu’il est crucial de comprendre qu’il existe en fait des pétroles de nature très différente.

La densité et la teneur en soufre comme critères de qualité.

 

La qualité du pétrole peut être définie selon deux caractéristiques majeures :

  • La densité, exprimée selon l’échelle API en degrés. C’est ce qui définit si un pétrole est considéré comme léger ou lourd. Plus sa valeur est faible, plus un pétrole est lourd et inversement.
  • La teneur en soufre qui indique si le pétrole est plus ou moins corrosif. On parle de pétrole doux quand cette teneur est inférieure à 0,5% et de pétrole soufré si elle est supérieure à 0,5%.

Selon cette classification, il est communément admis qu’il existe plus de 150 pétroles différents dans le monde. Certains considèrent même qu’il y a autant de qualités de pétroles différents qu’il y a de puits exploités dans le monde…

EXEMPLE DE DIFFÉRENTS PÉTROLES CLASSÉS PAR DEGRÉ D’API

Exemple de différents pétroles classés par degré d’API

Source : Oil Sands Magazine
Le mix produits des raffineries dépend essentiellement de la qualité du pétrole.

 

Au fil du temps, le mix de pétroles disponibles dans le monde a évolué et c’est encore plus vrai ces dernières années avec la montée en puissance du pétrole de schiste américain.

Si cela peut paraître anecdotique au néophyte, cette question est en réalité essentielle. En effet, les raffineries ont un mix produits (propane/butane, essence, kérosène, diesel, fioul lourd, asphalte…) dont la composition va essentiellement dépendre de la qualité du pétrole utilisé, et notamment de son API moyen. L’API moyen que vont utiliser les raffineries est déterminé en fonction des besoins du marché local et des niveaux de marge.

En clair, la qualité du pétrole utilisé par une raffinerie va déterminer le type de produits que celle-ci pourra produire. Ainsi, une raffinerie qui voudra produire essentiellement de l’essence aura surtout besoin de pétrole léger avec un API élevé.

COMPARAISON DES RENDEMENTS D’UNE RAFFINERIE SELON LE TYPE DE PÉTROLE

Comparaison des rendements d’une raffinerie selon le type de pétrole

Source : Natural Ressources Canada
Des raffineries américaines bien équipées pour traiter du pétrole lourd.

 

Modifier une raffinerie est très couteux.

Toutefois, une raffinerie ne peut pas produire n’importe quel mix à la demande : en fonction des choix faits lors de sa conception et des équipements disponibles dans la raffinerie (cracker…), la qualité de pétrole nécessaire est fixée. Ainsi, les raffineries américaines ont été conçues pour traiter essentiellement du pétrole lourd et moyen. Lors de leur création, elles utilisaient du pétrole conventionnel issu en grande majorité du golfe du Mexique. Ce pétrole était moins léger que le pétrole de schiste. De plus, d’importants investissements ont été effectués depuis 20 ans pour ajouter de nouveaux équipements (coker…) afin de mieux traiter le pétrole lourd issu des importations (Canada, Venezuela…). Cela s’explique car les marges de raffinage sont meilleures en utilisant du pétrole lourd, traditionnellement moins cher. Cela a eu une conséquence : l’API moyen utilisé dans les raffineries américaines était de 31,7 en 2017 contre environ 37 en Europe.
Il reste possible de modifier les raffineries pour pouvoir utiliser une autre qualité de pétrole, mais cela demande des équipements très couteux, ce qui explique que peu se lancent dans cette manœuvre. Ainsi, l’API moyen utilisé dans les raffineries américaines a varié de seulement 2 degrés depuis 30 ans. C’est dire…
Il est donc impératif pour les raffineurs de parvenir à trouver le mix de pétroles qui leur permettent de garder un API optimal au bon fonctionnement des raffineries. Dans le cas contraire, cela va amputer leur rentabilité car certains équipements seront sous-utilisés et le mix produits ne correspondra pas forcément à la demande.

L’arrivée du pétrole de schiste et son impact pour les raffineries
Le pétrole de schiste américain en expansion…

 

… et très léger.

 

Le pétrole de schiste est monté en puissance aux Etats-Unis depuis le début des années 2010 et représente désormais environ 6 millions de barils par jour sur un total de 10 millions. Le pétrole de schiste est un pétrole très léger, c’est-à-dire avec un API élevé. Compte tenu des qualités de pétrole utilisées par les raffineries, on considère un pétrole comme léger lorsque son API est supérieur à 31. Un pétrole avec un API supérieur à 40 est considéré comme très léger. Selon les bassins de production, la part de pétrole avec un API supérieur à 40 peut ainsi s’élever jusqu’à 90%. C’est particulièrement vrai pour le bassin pétrolier du Bakken (Dakota du Nord) et le bassin de production star du moment, le bassin permien (Texas).

PRODUCTION DE PÉTROLE DANS CERTAINS ÉTATS CLASSÉS PAR DEGRÉ D’API (2015 ET 2016)

Production de pétrole dans certains Etats classés par degré d’API (2015 et 2016)

Source : EIA
Quelles solutions pour les raffineries face à ce nouveau pétrole ?

 

Alors que les raffineries américaines sont équipées pour traiter essentiellement du pétrole assez lourd, se pose alors la question de savoir quelles solutions s’offrent aux raffineries pour faire face à cette nouvelle problématique ?

Moins importer de pétrole léger…

 

Le plus logique serait naturellement de moins importer de pétrole léger. Cette solution a déjà été utilisée au maximum ces dernières années. A partir de 2011, les importations de pétrole nigérian et algérien, tous deux extrêmement légers, ont très fortement reculé pour devenir quasi nulles à partir de 2014.

 

IMPORTATIONS AMÉRICAINES DE PÉTROLE EN PROVENANCE DE CERTAINS MEMBRES DE L’OPEP

Importations américaines de pétrole en provenance de certains membres de l’OPEP, en millions de barils

Source : EIA

 

 

Si on regarde plus spécifiquement les importations de pétrole très léger (dont l’API est supérieur à 40), elles sont proches de 0 depuis cette période. Ce pétrole très léger provient maintenant directement du shale américain.

Le mélanger avec du pétrole lourd…

 

La seconde solution consiste à mélanger le pétrole de schiste, très léger, avec du pétrole très lourd. On obtient ainsi un pétrole de qualité moyenne utilisable par les raffineries américaines. Le pétrole vénézuélien (API de 10 à 20 selon le bassin) est le candidat idéal car c’est l’un des plus lourds du monde et il a l’avantage d’être assez proche géographiquement des Etats-Unis. Le pétrole des sables bitumineux canadiens est également une bonne solution (API de 20), son utilisation augmente ces derniers temps avec les difficultés de production au Venezuela. Le pétrole importé par les Etats-Unis est ainsi de plus en plus lourd (API qui baisse).

 

IMPORTATIONS US DE PÉTROLE ET PÉTROLE FOURNI AUX RAFFINERIES AMÉRICAINES

Importations US de pétrole et pétrole fourni aux raffineries américaines, exprimés en degrés d’API

Sources : EIA, Oil Sands Magazine
Investir massivement pour mettre à niveau les raffineries.

Enfin, la dernière solution consiste à faire de lourds investissements pour donner à la raffinerie la capacité d’accepter du pétrole plus léger, conforme à celui produit par les bassins de pétrole de schiste américains. Cette solution est peu utilisée car très couteuse et prend en général 4-5 ans en raison des autorisations légales et des délais de construction (lire ici). Toutefois, on commence à voir ce type d’opérations se développer. Exxon a ainsi annoncé récemment vouloir équiper plusieurs de ses raffineries d’une unité de distillation capable de traiter les pétroles légers (lire ici). Le coût de cette opération serait de plusieurs milliards de dollars !

Une fois que les raffineries ont pris leur part de pétrole léger américain, que faire du surplus ?
L’interdiction d’exporter du pétrole aux États-Unis…

 

C’est exactement la situation dans laquelle se trouvent les Etats-Unis actuellement. Dans le passé, cela aurait posé un énorme problème car il était interdit d’exporter du pétrole américain sous forme brute. En effet, à la suite de la crise pétrolière de 1973 qui a causé un traumatisme dans l’opinion, les autorités américaines ont fait voter en 1975 l’Energy Policy and Conservation Act qui avait pour but d’atteindre l’indépendance énergétique. Parmi les mesures pour y parvenir figuraient donc l’interdiction d’exporter du pétrole américain ainsi que la constitution de stocks stratégiques.

… supprimée en 2015.

 

Fin 2015, le gouvernement américain a décidé d’autoriser les exportations de pétrole arguant que l’autonomie énergétique du pays n’était plus en danger avec la montée en puissance du pétrole de schiste (lire ici). Mais la problématique de la qualité du pétrole de schiste a sans doute également joué un rôle.

Des exportations américaines de pétrole en forte hausse.

 

Après des débuts timides, on note une très nette accélération des exportations américaines de pétrole depuis la mi-2017 : les exportations sont ainsi passées d’environ 700 milliers de barils par jour à 1,5 millions de barils par jour. Cela est cohérent avec la croissance de la production américaine de schiste de ces derniers mois. En particulier, les exportations de pétrole très léger (avec un API supérieur à 40) sont en très forte augmentation, passant de 250 à 600 milliers de barils par jour en quelques mois. Le marché américain semble donc bel et bien saturé de pétrole léger.

Un pétrole de schiste expédié au Canada et en Europe.

 

Où ce pétrole est-il expédié ?

 

  • Une petite partie (environ 20%) est expédiée au Canada afin de satisfaire les besoins des raffineries locales : le pétrole canadien issu des sables bitumineux étant assez lourd, le pétrole de schiste permet d’alléger le mélange.

 

  • L’immense majorité est envoyée en Europe où les raffineries sont équipées pour traiter du pétrole léger. Le pétrole Brent de la Mer du Nord, avec son API moyen de 38,3 est une source d’approvisionnement historique. Comme cette source a eu tendance à se faire un peu plus rare ces dernières années – sa production est passée de 6 millions de barils par jour en 2001 à 3 millions aujourd’hui – les raffineries ont diversifié leurs approvisionnements : le pétrole de la Mer du Nord ne représente plus que 20% de ce qui est utilisé dans les raffineries européennes. Parmi les sources utilisées, on retrouve des pétroles légers comme le pétrole russe, saoudien, nigérian, azerbaidjanais et d’autres très légers (API>40) comme l’algérien et le kazakhe. Le pétrole de schiste se retrouve ainsi en confrontation directe avec ces deux dernières origines.
Un mouvement amené à perdurer si la logistique suit.

 

Ce mouvement devrait perdurer : une récente étude de Wood Mackenzie prévoit ainsi que les trois quarts de la hausse de la production américaine seront exportés d’ici 2023. Cette hausse massive des exportations devra toutefois être suivi par la logistique : pour exporter autant, des très gros navires appelés VLCC seront nécessaires. Actuellement, seul le terminal pétrolier de Louisiane (LOOP) est capable d’accueillir ce genre de navire. D’autres pourraient bientôt le pouvoir comme le port de Corpus Christi au Texas. Si la prise en charge des VLCC prenait du retard, cela pourrait limiter les volumes exportés de pétrole américain.

Quelles conséquences pour le prix du pétrole américain ?
Qui voudra de ce pétrole si les volumes continuent de gonfler ?

 

Comme on l’a vu précédemment, les exportations américaines de pétrole léger augmentent rapidement. Il s’échange environ 40% du pétrole produit mondialement via le transport maritime. Mais si on se focalise sur le pétrole très léger, il ne représente plus que 6% de l’offre, soit environ 6 millions de barils par jour.
Si la production américaine de pétrole de schiste continue son développement au rythme actuel (+ 1 millions de barils par jour chaque année), la question de la capacité d’absorption de ce pétrole se posera clairement : les raffineries européennes ne pourront pas éternellement servir de recours. Le rebond des ventes de véhicules essence en Europe pourrait aider à court terme à absorber ce surplus.
A plus long terme, les pays asiatiques pourraient théoriquement être une solution mais ils ne sont déjà pas preneurs à l’heure actuelle… C’est d’autant plus un problème que l’essentiel de la croissance de la demande mondiale de pétrole est tirée par ces pays.

Une demande mondiale tirée par les produits distillés.

 

Un autre élément peu favorable au pétrole léger est que la consommation d’essence devrait avoir tendance à ralentir sa croissance en raison de l’amélioration des consommations des voitures et du développement de la voiture électrique. Ce sont au contraire les produits distillés qui devraient tirer leur épingle du jeu grâce au transport sous toutes ses formes (aérien, routier, maritime…) pour lesquels il n’existe pas d’alternative à l’heure actuelle. Hors, plus le pétrole utilisé dans une raffinerie est léger, plus on produit d’essence en sortie, ce qui ne sera pas très intéressant si ce produit n’est pas le moteur de la croissance de la demande mondiale de pétrole.

Le pétrole de schiste pourrait subir une décote.

Si les raffineries acceptent un pétrole trop léger, cela entraîne une production moins efficace en sortie et joue au final sur leur rentabilité. Afin de compenser ce phénomène, les raffineurs pourraient ainsi exiger une décote sur le prix. On pourrait ainsi assister à un resserrement des spreads entre les pétroles légers et lourds voire une inversion.

De nouvelles normes maritimes à l’impact théorique important…

 

… moins pour les raffineries ?

 

Cette tendance de fond pourrait selon certains être remise en cause en 2020 avec la mise en place de nouvelles normes sur les carburants maritimes. A cette date, les navires devront utiliser du carburant moins soufré (lire ici). Cela devrait augmenter la demande de gazole au détriment du fioul soute (plus lourd et plus soufré) dans une fourchette allant de 1 à 3,6 millions de barils par jour selon les sources (lire ici et ici).
Pour abaisser le taux de soufre, le pétrole très léger américain pourrait être mélangé à du pétrole lourd plus soufré. Mais les volumes nécessaires de pétrole de schiste pour parvenir à un niveau de soufre acceptable seraient très importants et rendraient le mélange trop léger. Ainsi, le risque est de produire certes plus de gazole/fioul peu soufré mais également beaucoup trop d’essence ! Sans parler des investissements nécessaires pour parvenir à cette solution… On en revient toujours à la problématique du mix produits !

« LE » pétrole n’existe plus et il va falloir s’y habituer.

Au final, le problème du surplus de pétrole très léger reste entier et devrait faire parler de lui dans les prochaines années. Avec l’inadéquation entre le pétrole extrait et la capacité de raffinage disponible, on va de moins en moins parler du pétrole, pour parler des pétroles. Oui, clairement, le marché pétrolier connait une révolution avec le développement des pétroles de schiste et bientôt, LE pétrole n’existera plus et laissera sa place aux pétroles au pluriel !

 

Olivier DAGUIN
Gérant matières premières

 

 

Achevée de rédiger le 26/03/2018

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Je reprends la plume comme annoncé en vue d’ajouter quelques textes.
À cette heure, ceux qui, parmi vous, continuent à suivre certains cours [pas au sens d’enseignements] – ce dont je répète que c’est un excellent exercice intellectuel -, et en particulier celui du Brent, que nous avons retenu comme une référence européenne commode, s’étonnent peut-être de la faible incidence, pour le moins, des tensions dans le golfe persique et les Caraïbes, en Libye aussi, sur les cours du [des] pétrole[s]. S’agissant du Brent [cours des derniers mois ci-dessous], peut-être auront-ils trouvé un élément d’appréciation dans le texte qui précède ; mais, plus largement, ils devraient considérer deux aspects = la surproduction étatsunienne de shale oil ; la morosité – disons, pour n’entrer pas plus avant dans une question très complexe – de l’économie mondiale.
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S’agissant de l’extraction d’huile de schiste aux États-Unis [en dehors même du désastre écologique emporté par cette activité – qui n’est que l’un des désastres écologiques en cours, dont la plupart, doit-on le rappeler, ne concernent pas la seule question climatique], tous les spécialistes s’accordent sur deux considérations = elle a emporté un endettement difficile à justifier au regard des perspectives économiques d’une telle activité et le gonflement d’une « bulle » redoutable ; au rang des perspectives, l’on peut admettre en particulier que la longévité de tels forages, de toute façon modeste, paraît moindre encore qu’on ne le pensait il y a quelques années.

 

Je vous propose quelques textes publiés depuis un an ; ils se recroisent en grande partie, peuvent aussi diverger ou du moins se compléter à la marge, mais ils vous permettront ne ne pas sous-estimer une question non seulement importante en elle-même, sous plusieurs aspects, mais propre à nourrir, et nourrissant déjà, diverses lourdes tensions internationales [songez simplement aux efforts considérables déployés par Washington pour faire capoter Nord Stream 2 afin, en particulier, de vendre son gaz naturel liquéfié à l’Europe en général et à l’Allemagne en particulier [GNL].

 

[je place les textes dans leur ordre chronologique d’écriture]

 

Trois textes traduits commodément dans le Saker francophone =

https://lesakerfrancophone.fr

 

 

Comment Wall Street a permis à la révolution foudroyante de perdre des milliards de dollars


Par Justin Mikulka – Le 4 mai 2018 – Source DeSmog

Wall Street sign
Un panneau de Wall Street à New York. Crédit : domaine public

 

L’industrie américaine du pétrole de schiste saluée comme une « révolution » a brûlé 250 milliards de dollars de plus que ce qu’elle a rapporté au cours de la dernière décennie. Il s’agit d’une entreprise de destruction d’argent d’une ampleur épique.

En septembre 2016, le service de notation financière Moody’s a publié un rapport sur les compagnies pétrolières américaines, dont beaucoup souffraient de la chute massive des prix du pétrole. Moody’s a constaté que « le coût financier de la crise pétrolière ne peut être qualifié que de catastrophique », en particulier pour les petites entreprises qui ont contracté d’énormes dettes pour financer la fracturation dans des formations de schistes lorsque les prix du pétrole étaient élevés.

Et même si les sociétés de schistes ne réalisent toujours pas de bénéfice, Wall Street continue de prêter plus d’argent à cette industrie tout en vantant ces sociétés comme de bons investissements. Pourquoi les investisseurs feraient ça ?

David Einhorn, investisseur vedette de fonds de couverture et fondateur de Greenlight Capital, a qualifié l’industrie du schiste argileux de « farce ».

« Une entreprise qui brûle de l’argent et qui ne croît pas, cela ne vaut rien », a déclaré M. Einhorn, qui va souvent à contre-courant du monde financier.

Les investisseurs ne sont-ils pas censés se concentrer sur l’investissement dans des entreprises rentables ? Bien qu’en théorie, oui, la réalité est tout à fait différente pour des industries comme le pétrole de schiste et l’habitation.

Si la crise financière américaine de 2008 a révélé quelque chose, c’est que Wall Street ne se soucie pas de faire un « deal merdique » quand il s’agit de profits et de bonus pour ses traders et cadres, malgré leurs rôles dans le crash.

Wall Street fait de l’argent en facilitant les transactions comme un bookmaker de Vegas fait de l’argent en prenant des paris. Comme le dit le dicton à propos de Las Vegas : « La maison gagne toujours ». Ce qui est vrai pour les casinos et les jeux de hasard est également vrai pour Wall Street.

Wall Street est à l’origine de la crise financière de 2008, et certains de ses architectes en ont personnellement profité. Cependant, alors que quelques cadres en ont bien profité, le résultat a été une baisse de l’emploi de 8,8 millions de personnes, et selon Bloomberg News en 2010, « à un moment donné l’an dernier [2009], les États-Unis avaient prêté, dépensé ou garanti jusqu’à 12 800 milliards de dollars pour sauver l’économie ».

JP Morgan (ainsi qu’une grande partie de Wall Street) ont eu besoin d’importantes sommes d’argent sous forme de renflouements pour survivre aux retombées de tous les mauvais prêts accordés, qui ont provoqué la crise du logement. Est-ce que JP Morgan s’abstient d’accorder des prêts à l’industrie du schiste argileux ? Non. Bien au contraire.

Comme le montre ce graphique sur les banques qui prêtent de l’argent à la société de shale EOG Resources, sous forme de renflouement, alors que tous les grands acteurs de Wall Street sont sur le coup, JP Morgan a pris les plus gros paris.

Pour comprendre pourquoi JP Morgan et le reste de ces banques prêteraient de l’argent à des sociétés travaillant dans le schiste qui continuent de le perdre, il est important de comprendre le concept de jeu de « la commision ». Merriam-Webster le définit comme « une charge prise (comme par un bookmaker ou une maison de jeu) sur les paris ».

Wall Street gagne de l’argent en prenant une part de l’argent des autres. Pour une maison de jeu, peu importe si tout le monde gagne de l’argent ou en perd, tant que la maison reçoit sa part – sa com, comme on l’appelle dans le monde financier – des frais de gestion.

Comprendre ce concept permet de comprendre pourquoi les investisseurs ont prêté 250 milliards de dollars à l’industrie du schiste, qui les a brûlé. Si vous prenez des commissions sur 250 milliards de dollars, vous avez une grosse pile d’argent. Et même si ces compagnies pétrolières peuvent toutes faire faillite, Wall Street ne rend jamais les commissions.

Trent Stedman de la société d’investissement Columbia Pacific Advisors LLC a expliqué au Wall Street Journal à la fin de 2017 pourquoi les producteurs de schistes continueraient à forer plus de puits même si les sociétés saignent de l’argent sur chaque baril produit :

Certains diraient : nous savons que c’est une mauvaise économie, mais c’est ce que veut The Street.

Et « The Street » obtient généralement ce qu’elle veut, même lorsqu’il est clair que prêter de l’argent à des sociétés dans le pétrole de schistes qui perdent de l’argent depuis une décennie et qui sont déjà très endettées est « une mauvaise économie ». Mais les primes de Wall Street sont basées sur le montant des « frais » qu’un employé peut apporter à la banque. Plus les frais sont élevés, plus la prime est élevée. Et plus de prêts – même ceux qui sont clairement mauvais sur le plan économique – signifient beaucoup plus de frais.

Les sociétés pétrolières de schistes sont les « créatures des marchés financiers »

En 2017, le « légendaire » responsable de fonds spéculatif Jim Chanos a qualifié les sociétés pétrolières de schistes de « créatures des marchés financiers », ce qui signifie que sans l’argent de Wall Street, elles n’existeraient pas. Chanos a également déclaré publiquement qu’il vendait à découvert les actions du géant pétrolier de schiste argileux Continental Resources, car l’entreprise ne peut même pas gagner assez d’argent pour payer les intérêts sur ses prêts.

Et il marque un point. En 2017, Continental Resources a dépensé 294,5 millions de dollars  en remboursement d’intérêts, ce qui représente environ 155 % de son revenu net ajusté de 2017. Lorsque vous ne pouvez même pas payer les intérêts sur vos cartes de crédit, vous êtes fauché.

Et pourtant, en 2017, les capitaux des investisseurs continuaient d’affluer, Continental Resources faisant partie de ceux qui se sont endettés auprès de Wall Street pour un autre milliard de dollars.

En 2017, les sociétés américaines [d’exploration et de production] ont levé plus d’obligations que jamais depuis le début de l’effondrement des prix en 2014, avec des émissions d’environ 60 milliards de dollars, soit près de 30% de plus qu’en 2016, selon Dealogic. Les grandes sociétés comme Whiting Petroleum, Continental Resources, Southwestern, Noble, Concho et Endeavor Energy Resources ont chacune levé 1 milliard de dollars ou plus au cours du second semestre de 2017.

Quel est l’ampleur du problème que pose le prêt d’argent à une industrie qui brûle des milliards de dollars et s’endette ? Il est si gros que le PDG de la compagnie de schistes Anadarko Petroleum blâme Wall Street et demande à ses entreprises d’arrêter de prêter de l’argent à l’industrie du pétrole de schistes. Oui, c’est bien vrai.

En 2017, Al Walker, PDG d’Anadarko, a déclaré  lors d’une conférence d’investisseurs que les investisseurs de Wall Street étaient le problème :

Le plus gros problème auquel notre industrie est confrontée aujourd’hui, c’est vous. Vous pouvez nous aider à nous aider nous-mêmes. C’est un peu comme aller aux alcooliques anonymes. Tu sais, on a besoin d’un partenaire. Nous avons vraiment besoin que la communauté financière fasse preuve de discipline.

Le Wall Street Journal rapporte que Walker affirme : « Wall Street est devenu un catalyseur qui pousse les entreprises à accroître leur production à tout prix, tout en punissant ceux qui essaient de vivre selon leurs moyens. »

Imaginez vous supplier les banques d’arrêter de vous prêter de l’argent. Et d’être ignoré.

La production croissante à tout prix est l’histoire de la « révolution » du schiste argileux. Le coût financier payé jusqu’à présent a été de plus de 280 milliards de dollars que l’industrie a dépensés – de l’argent que ses entreprises ont reçu de Wall Street et, malgré le plaidoyer d’Al Walker, continuent de recevoir.

The Economist résume la situation en 2017 :

Elle [l’industrie du schiste] a brûlé de l’argent, que le prix du pétrole soit à 100 $, comme en 2014, ou à environ 50 $, comme il l’a été au cours des trois derniers mois. Les 60 plus grandes entreprises ont utilisé en moyenne 9 milliards de dollars par trimestre au cours des cinq dernières années.

Les prix plus élevés du pétrole sont maintenant présentés comme le sauveur de l’industrie, mais, comme l’a fait remarquer The Economist, l’industrie du schiste perdait de l’argent même lorsque le prix du pétrole était à 100 $ le baril.

Pourtant, Wall Street continue de donner de l’argent à l’industrie du schiste et l’industrie du schiste continue de le perdre à mesure qu’elle augmente sa production. Pour être clair, cet arrangement rend les PDG des sociétés de schistes et les prêteurs financiers très riches, c’est pourquoi la tendance devrait se poursuivre. Et c’est pourquoi le PDG de Continental Resources, Harold Hamm, continuera de répéter le mythe selon lequel son industrie fait de l’argent, comme il l’a dit à la fin de 2017 :

Quiconque laisse entendre qu’il n’y a pas eu beaucoup d’expansion et de création de richesse dans cette industrie grâce au forage horizontal et à toute la technologie développée ces dix dernières années, je veux dire, c’est tout à fait ridicule.

Personne ne contestera que Hamm et ses partenaires à Wall Street ne sont pas extrêmement riches. C’est ce qui s’est produit malgré la perte de sommes d’argent épiques par l’entreprise de Hamm et le reste de l’industrie de l’emballage. La même année où Hamm a fait cette déclaration, son entreprise ne pouvait même pas couvrir ses remboursements d’intérêts. Pour mettre les choses en perspective, Continental Resources ne pouvait même pas faire l’équivalent du paiement minimum sur sa carte de crédit.

Surveillez ce que fait l’industrie, pas ce qu’elle dit

La hausse des prix du pétrole permet d’avancer plus d’histoires sur la façon dont 2018 sera l’année où l’industrie du schiste argileux réalisera enfin des profits. Harold Hamm l’appelle l’« année de rupture » de Continental Resources. Il est intéressant de voir comment le fait de ne pas perdre d’argent pendant un an est considéré comme une « année exceptionnelle » dans l’industrie du schiste argileux.

Comme indiqué dans DeSmog, l’industrie a certainement bénéficié d’un énorme coup de pouce avec la récente loi fiscale, ce qui aidera les finances à court terme de ses entreprises. À elle seule, Continental Resources a bénéficié d’un allégement fiscal de 700 millions de dollars.

Des rapports récents dans la presse financière détaillent comment la nouvelle approche dans l’industrie du schiste argileux sera de se concentrer uniquement sur la production rentable de pétrole, et pas seulement sur la production de plus de barils à perte. Comme l’a dit le Wall Street Journal dans un gros titre : « Wall Street dit aux Frackers d’arrêter de compter les barils, de commencer à faire des profits ».

Dans cet article, le PDG de Continental, M. Hamm, assure qu’il est d’accord avec cette nouvelle approche en disant : « Vous prêchez vraiment à la chorale ».

Mais Continental a-t-elle réellement adopté cette nouvelle approche de responsabilité et de restriction financières ?

Pas tant que ça.

L’entreprise de fracturation semble avoir fait le contraire, augmentant la production à des niveaux records, tout comme le reste de l’industrie du schiste argileux. Continental a récemment annoncé son intention de forer 350 nouveaux puits à un coût estimé à 11,7 millions de dollars par puits, ce qui représente plus de 4 milliards de dollars en coûts totaux pour ces puits. La société détient actuellement plus de 6 milliards de dollars de dettes et moins de 100 millions de dollars de liquidités.

Comment Continental financera-t-elle ces nouveaux puits ? Hamm a promis qu’à l’avenir, il n’y aurait « absolument aucune nouvelle dette ». Continental les financera peut-être en vendant des actifs parce que sans dettes supplémentaires, Continental n’a pas l’argent pour financer ces nouveaux puits. Cependant, si le passé est un prélude à l’avenir, Wall Street prêtera volontiers à Continental autant d’argent qu’il le souhaite.

Pourquoi Hamm dirait-il une chose et en ferait-il une autre ? Eh bien, il a personnellement accumulé des milliards de dollars alors que sa société en brûlait tout autant.

Malgré le fait qu’il a mené Continental sur une autre année de perte d’argent en 2017, Hamm a reçu une grosse augmentation.

Justin Mikulka

Note du Saker Francophone

Cet article est tiré d'une série : L’industrie du schiste argileux creuse plus de dettes que de bénéfices.

Traduit par Hervé, relu par Cat pour le Saker Francophone

 

 

 

 

 

 

Quelques nouvelles de l’industrie du pétrole de schiste aux USA


Échec catastrophique à l’horizon


Par SRSrocco – Le 23 octobre 2018 – Source SRSrocco Report

Zone d’extraction des pétroles et gaz de schiste

Bien que l’industrie américaine du schiste produise une quantité record de pétrole, elle continue d’être en proie à un déclin massif de la production de pétrole par puits dans une mer de dettes. De plus, même si les entreprises se vantent d’abaisser le seuil de rentabilité de la production de schiste, cette industrie dépense toujours plus qu’elle ne gagne. Lorsque nous additionnons tous les facteurs négatifs qui pèsent sur l’industrie du schiste, il ne faut pas s’étonner qu’une fin catastrophique se profile à l’horizon.

Bien sûr, la plupart des Américains n’ont aucune idée du fait que l’industrie américaine du schiste n’est rien de plus qu’un schéma de Ponzi en raison de l’incapacité des médias grand public à découpler les faits de la fiction. Cependant, ils ne méritent pas tous d’être blâmés, car l’industrie du schiste a fait un excellent travail pour cacher sa détresse financière au public et aux investisseurs en utilisant un jargon hautement technique.

Par exemple, Pioneer a publié dans son récent communiqué de presse du deuxième trimestre 2018 :

«Pioneer a mis 38 puits en production de la version 3.0 au cours du deuxième trimestre de 2018. La Société a également mis 29 puits en production au cours du deuxième trimestre de 2018 qui ont utilisé des complétions plus intenses que les puits de la version 3.0. Il s’agit de la version 3.0+. Les résultats des 65 puits de la version 3.0+ forés en 2017 et au premier semestre de 2018 surpassent la production des puits compensés voisins dont les complétions sont moins intenses. Compte tenu du succès des complétions d’intensité plus élevée à ce jour, la Société ajoutera environ 60 puits de la version 3.0+ au cours du deuxième semestre de 2018. »

L’information publiée par Pioneer n’était pas si technique que ça, mais elle était pleine de baratin. Chaque fois que l’industrie utilise des termes comme « complétions version 3.0+ » pour décrire les puits de schiste, cela signifie normalement que l’utilisation de « plus de technologie » équivaut à « plus d’argent ». Comme l’industrie du schiste passe de 30 à 60 puis 70 puits de fracturation, il faut beaucoup plus de tuyaux, d’eau, de sable, de produits chimiques de fracturation et, bien sûr, d’argent.

Cependant, la majorité des investisseurs et du public n’a aucune idée des coûts faramineux qu’il faut pour produire du schiste parce qu’elle est séduite par les « merveilles de la technologie ». Pour une raison étrange, elle a tendance à négliger la simple prémisse que…

Plus de matériel coûte plus d’argent.

Bien sûr, l’industrie du schiste n’est pas contre l’utilisation de plus d’argent, surtout si c’est un autre pauvre plouc qui paie la note.

Industrie du schiste : Creusez le déni

Selon un article récemment publié par Mike Shellman, un vétéran de l’industrie pétrolière depuis 40 ans, « Creusez le déni », il a fourni quelques statistiques qui donnent à réfléchir sur l’industrie du schiste :

« J’ai récemment mis quelqu’un de très intelligent sur une recherche (SEC K, communiqués de presse concernant le capital-investissement aux producteurs privés, etc.) pour déterminer ce qu’il en est réellement de la dette totale de pétrole de schiste en amont. Nous avons constaté qu’elle se situait entre 285 et 300 milliards de dollars, tant publique que privée. Kallanish Energy Consultants a récemment écrit qu’il y a 240 milliards de dollars de dettes E&P à long terme aux États-Unis venant à échéance d’ici 2023 et je pense que nous devrions supposer qu’au moins 90 % de ce montant est associé au pétrole de schiste. C’est la dette arrivant à échéance, pas la dette totale.

… D’ici la fin de l’année 2019, je crois fermement que l’industrie américaine des LTO paiera alors plus de 20 milliards de dollars par année en intérêts sur la dette à long terme.

L’industrie du schiste devra alors produire plus de 1,5 million de barils de pétrole pour payer les intérêts de cette dette chaque année, en utilisant son propre prix ‘d’équilibre’, qu’elle a elle-même fixé. Ce sont des barils de pétrole qui ne peuvent servir à réduire l’endettement, à accroître les réserves, ni même à remplacer les réserves qui diminuent à des taux de 28 à 15% par année… C’est exactement ce qu’il faudra pour rembourser la dette.

En utilisant ses propres prix ‘à l’équilibre’, l’industrie américaine du pétrole de schiste devra en fin de compte produire 9 milliards de barils de pétrole, autant qu’elle l’a déjà fait en 10 ans … juste pour rembourser sa dette totale à long terme. »

En utilisant les chiffres de Mike, j’ai fait le tableau suivant :

Pour que l’industrie américaine du schiste puisse rembourser sa dette, elle doit produire 9 milliards de barils de pétrole. C’est une énorme quantité de pétrole, car l’industrie a produit environ 10 milliards de barils jusqu’à maintenant. Encore une fois, comme Mike le dit, il faudrait 9 milliards de barils de pétrole de schiste pour rembourser sa dette de 285 à 300 milliards de dollars (d’après les prix au seuil de rentabilité de l’industrie du schiste).

De plus, l’industrie du schiste pourrait devoir vendre un quart de sa production pétrolière (1,5 million de barils par jour) uniquement pour assurer le service de sa dette d’ici la fin de 2019. Selon l’EIA, l’Agence d’information sur l’énergie des États-Unis, la production totale de pétrole de schiste (pétrole de réservoirs étanches) est maintenant de 6,2 millions de barils par jour (mbj) :

La majorité de la production de schiste provient de trois champs et régions, l’Eagle Ford (bleu), le Bakken (jaune) et le Permien (brun clair, moyen et foncé).  Ces trois champs et régions produisent 5,2 millions de barils par jour sur une production totale de 6,2 millions de barils par jour.

Malheureusement, l’industrie du schiste continue d’être aux prises avec une dette croissante et des flux de trésorerie disponibles négatifs. L’EIA a récemment publié ce graphique montrant les flux de trésorerie provenant de l’exploitation par rapport aux dépenses en immobilisations pour 48 producteurs locaux de pétrole :

Vous remarquerez que les dépenses en immobilisations (ligne brune) sont toujours supérieures aux flux de trésorerie provenant de l’exploitation (ligne bleue). Ainsi, peu importe que le prix du pétrole soit supérieur à 100 $ (2013-2014) ou inférieur à 70 $ (2017-2018), l’industrie du pétrole de schiste continue de dépenser plus d’argent qu’elle n’en gagne. Les sociétés d’énergie de schistes ont eu recours à la vente d’actifs, à l’émission d’actions et à l’augmentation de la dette pour compléter leurs flux de trésorerie insuffisants pour financer leurs activités.

Pioneer Resources est un parfait exemple de cette pratique … le premier producteur de schiste du puissant bassin Permien. Alors que la plupart des entreprises ont augmenté leur endettement pour financer leurs opérations, Pioneer a décidé de profiter du cours élevé de ses actions en levant des fonds par dilution d’actions. Le nombre d’actions en circulation de Pioneer est passé de 115 millions en 2010 à 170 millions en 2017. De 2011 à 2016, Pioneer a émis pour 5,4 milliards de dollars de nouvelles actions :

Ainsi, alors que Pioneer a émis plus de 5 milliards de dollars d’actions pour produire du pétrole et du gaz de schistes non rentables, Continental Resources a accumulé plus de 5 milliards de dollars de dettes pendant la même période. Ce sont deux exemples de « finance de type Ponzi ». Ainsi, l’industrie de l’énergie provenant du schiste a fait preuve d’une grande créativité en trompant à la fois l’actionnaire et l’investisseur en capital.

Ce n’est pas un hasard si j’ai concentré mes recherches sur Pioneer et Continental Resources. Alors que Continental est l’exemple parfait de ce qui ne va pas dans l’industrie du schiste dans le Bakken, Pioneer est un modèle pour le même genre de folie et de pensée délirante qui se passe dans le Permien.

Pioneer dépense beaucoup plus d’argent avec des résultats de production insatisfaisants

Pour comprendre ce qui se passe dans l’industrie américaine du schiste, il faut être assez intelligent pour ignorer le « techno-jargon » des communiqués de presse et lire entre les lignes. Comme mentionné ci-dessus, Pioneer a déclaré qu’elle allait ajouter beaucoup plus de ses puits de complétion « high-tech » Version 3.0+ dans la seconde moitié de 2018 parce qu’ils sur-performaient les anciennes versions.

Eh bien, j’espère que c’est vrai parce que les résultats de production du premier semestre 2018 de Pioneer dans le Permien ont été assez décevants par rapport à la période précédente. Si nous comparons l’augmentation de la production de pétrole de schiste de Pioneer dans le Permien par rapport à ses dépenses en capital, nous constatons que quelque chose ne tourne pas rond.

Tout d’abord, examinons la ventilation de la production d’énergie de Pioneer à partir de sa présentation aux investisseurs de septembre 2018 :

La production pétrolière et gazière de Pioneer dans le bassin Permien est répartie entre sa production à base de fracturation horizontale dans les schistes et sa production verticale conventionnelle. Je me concentrerai uniquement sur la production horizontale dans les schistes, car c’est là que se font la majorité de leurs dépenses en immobilisations. La ligne jaune surlignée montre la production horizontale de Pioneer dans le schiste dans le bassin Permien.

Vous remarquerez que la production de Pioneer dans le schiste a augmenté de façon significative au troisième et quatrième trimestre de 2017 par rapport au premier et au deuxième trimestre de 2018. Par ailleurs, la production de gaz de schiste de Pioneer a bondi de près de 50% au 2ème trimestre 2018 (mis en évidence par un encadré rouge) alors que la production de pétrole n’a augmenté que de 5%. Il s’agit là d’un important indicateur pour la production de gaz naturel, qui a bondi d’autant au cours d’un seul trimestre.

Deuxièmement, en comparant l’augmentation de la production trimestrielle de schiste de Pioneer dans le Permien avec ses dépenses en immobilisations, les résultats sont moins que satisfaisants :

La LIGNE ROUGE indique le montant des dépenses en immobilisations dépensées chaque trimestre tandis que les BARRES de couleur OLIVE représentent l’augmentation de la production de schiste du Permien. Pour simplifier les chiffres de ce tableau, j’ai fait le graphique ci-dessous :

Pioneer a dépensé 1,36 milliard de dollars au second semestre de 2017 pour augmenter sa production de pétrole de schiste permien de 30 232 barils par jour (bpj) comparativement à 1,7 milliard de dollars au premier semestre de 2018, ce qui ne s’est traduit que par 10 832 bpj supplémentaires. Les amis, il semble que quelque chose s’est sérieusement mal passé pour Pioneer dans le Permien, car des dépenses de 340 millions de dollars de plus en dépenses d’investissement ont entraîné une baisse de deux tiers de la croissance de la production par rapport à la période précédente.

Troisièmement, bien que Pioneer (symbole boursier PXD) soit fière de dire qu’elle est l’un des producteurs de schiste les moins chers de l’industrie, elle souffre toujours de flux de trésorerie disponibles négatifs :

Comme nous pouvons le constater, Pioneer indique que son prix du pétrole au seuil de rentabilité est d’environ 22 $, ce qui est tout simplement hilarant quand on sait que les dépenses en immobilisations ont dépassé de 132 millions de dollars les rentrées de fonds provenant de l’exploitation :

Le public et les investisseurs doivent comprendre que les « coûts au seuil de rentabilité du pétrole » ne comprennent pas les dépenses en capital.  Et selon le communiqué de presse du deuxième trimestre de 2018 de Pioneer, la société prévoit de dépenser 3,4 milliards de dollars en dépenses en immobilisations en 2018. La majorité des dépenses en immobilisations sont consacrées au forage et à l’achèvement de puits de schiste horizontaux.

Par exemple, Pioneer a construit 130 nouveaux puits au cours du premier semestre de 2018 et a dépensé 1,7 milliard de dollars en dépenses en immobilisations (CAPEX) contre 125 puits et 1,36 milliard de dollars au deuxième semestre de 2017. J’ai vu des estimations selon lesquelles il en a coûté environ 9 millions de dollars à Pioneer pour forer un puits horizontal dans le schiste dans le Permien. Ainsi, les 130 puits ont coûté près de 1,2 milliard de dollars.

Cependant, il est intéressant de noter que Pioneer a ajouté 125 puits au second semestre 2017 pour ajouter plus de 30 000 barils de nouvelle production de pétrole comparativement à 130 puits au premier semestre 2018 qui n’a ajouté que 10 000 barils. Alors, comment Pioneer peut-elle ajouter cinq puits supplémentaires (130 contre 125) au 1er semestre 2018 pour voir sa production pétrolière augmenter d’un tiers par rapport à la période précédente ?

Quoi qu’il en soit, l’industrie américaine du schiste continue de dépenser plus d’argent qu’elle n’en gagne grâce à ses activités. Bien que les sociétés de ce secteur d’activité aient pu bénéficier de coûts moins élevés que lorsque l’industrie a été éviscérée par les prix très bas du pétrole en 2015 et 2016, il semble que l’inflation ait fait son retour dans le schiste. La hausse des prix de l’énergie se traduit par des coûts plus élevés pour l’industrie de l’énergie de schiste. Rincer abondamment et répétez l’opération si nécessaire.

Malheureusement, lorsque les marchés boursiers finiront par craquer, les prix de l’énergie et des produits de base le feront aussi. La chute des prix du pétrole causera de graves dommages à l’industrie du schiste qui lutte pour se maintenir à flot en vendant des actifs, en émettant des actions et en augmentant sa dette pour continuer à produire du pétrole non rentable.

Je crois que l’industrie américaine du schiste subira une fin catastrophique en raison de l’impact des prix déflationnistes du pétrole et du  pic de sa production. Bien que la production américaine de schiste ait augmenté de façon exponentielle au cours de la dernière décennie, elle diminuera probablement encore plus rapidement.

SRSrocco

Note du Saker Francophone

Cet article renvoie aussi vers notre série tirée du site DesMog :L’industrie du schiste argileux creuse plus de dettes que de bénéfices

Traduit par Hervé pour le Saker Francophone

 

 

 

 

Les puits de pétrole de schistes s’assèchent plus vite que prévu


Par Sharon Kelly – Le 10 janvier 2019 – Source DeSmog

Puits de pétrole dans l’ouest du Texas, près de Midland. Crédit : © Laura Evangelisto

En 2015, Pioneer Natural Resources a déposé un rapport auprès de la Securities and Exchange Commission fédérale, dans lequel l’entreprise de forage et de fracturation de schiste a déclaré qu’elle forait « les puits les plus productifs du Eagle Ford Shale » au Texas.
Cela a fait de l’entreprise un acteur majeur dans ce que les journaux commerciaux locaux appelaient « sans doute le plus grand événement économique de l’histoire du Texas », puisque les foreurs ont pompé plus d’un milliard de barils de combustibles fossiles de l’Eagle Ford.

Ces puits dans la zone Eagle Ford, selon le papier de Pioneer, ont été des découvertes massives, chacun d’eux pouvant livrer en moyenne environ 1,3 million de barils de pétrole et d’autres combustibles fossiles sur leur durée de vie.

Trois ans plus tard, le Wall Street Journal a vérifié les chiffres et a enquêté sur la façon dont ces puits massifs se sont révélés être une réussite pour Pioneer.

Il s’avère que ca n’a pas tourné si bien. Et Pioneer n’est pas seul.

Ces puits de 1,3 million de barils, selon le Journal, « semblent maintenant être en mesure de produire environ 482 000 barils » chacun – un peu plus du tiers de ce que Pioneer a dit aux investisseurs qu’ils pouvaient livrer.

Dans le célèbre bassin Permien du Texas, aujourd’hui le gisement de schiste le plus productif du pays, où Pioneer a prédit 960 000 barils pour chacun de ses puits de schiste en 2015, le Journal a conclu que « ces puits sont maintenant en voie de produire environ 720 000 barils » chacun.

Non seulement les puits s’assèchent déjà à un rythme beaucoup plus rapide que prévu par la société, selon le rapport d’enquête du Journal, mais les projections de Pioneer exigent que le pétrole coule pendant au moins 50 ans après que le puits a été foré et fracturé – une projection que les experts ont qualifiée d’« extrêmement optimiste » par le Journal.

La fracturation de chacun de ces puits a nécessité une grande quantité de produits chimiques, de sable et d’eau. Dans le comté de Karnes, au Texas, l’un des deux comtés de la zone Eagle Ford où Pioneer a concentré ses activités de forage en 2015, le nombre moyen de fracturations cette année-là a augmenté la consommation d’eau d’environ 143 000 barils d’eau par puits.

L’enseigne de la station d’eau de Dry Creek semble très sèche à l’extérieur de Sanderson, au Texas. Crédit : Brant Kelly, CC BY 2.0

Un milliard de barils manquants

Et si Pioneer est devenu l’un des foreurs les plus actifs du Permien, il n’est pas le seul à faire des projections douteuses, selon le Journal.

« Les deux tiers des projections faites par les sociétés de fracturation entre 2014 et 2017 dans les quatre régions de forage les plus chaudes d’Amérique semblent avoir été trop optimistes, selon l’analyse de quelque 16 000 puits exploités par 29 des plus grands producteurs dans les bassins pétroliers du Texas et du Dakota du Nord », a-t-il indiqué. « Collectivement, les entreprises qui ont fait des projections sont sur la bonne voie pour pomper près de 10 % moins de pétrole et de gaz que prévu dans ces régions, selon l’analyse des données de Rystad Energy AS, une société de conseil en énergie. »

« C’est l’équivalent de près d’un milliard de barils de pétrole et de gaz sur 30 ans », a ajouté le Journal, d’une valeur de plus de 30 milliards de dollars aux prix courants.

Les problèmes sur lesquels le Journal s’est penché sont familiers à ceux qui ont jeté un regard critique sur les réserves de schistes dans le passé : Les zones les plus productives sont plus petites que prévu et les entreprises prévoient que les puits s’assécheront plus lentement qu’ils ne l’ont fait. DeSmog a lancé sa dernière série sur les difficultés financières des schistes en avril 2018 et notre couverture de cette industrie s’étend déjà sur une demi-décennie.

Pour le Journal, les déceptions étaient d’ordre financier. « Jusqu’à présent, les investisseurs ont largement perdu de l’argent », souligne le journal, ajoutant qu’un examen de 29 foreurs a montré que les sociétés ont dépensé 112 milliards de dollars de plus que ce qu’elles ont gagné en forage au cours de la dernière décennie. « Depuis 2008, l’indice des sociétés pétrolières et gazières américaines a chuté de 43 %, tandis que l’indice S&P 500 a plus que doublé au cours de cette période, dividendes compris. »

Les défenseurs de l’industrie soutiennent que dépenser de l’argent maintenant pour faire de l’argent plus tard, c’est tout simplement la façon dont fonctionne une entreprise – les « pertes » de cette année sont en fait des investissements dans les profits futurs.

Mais comme le forage du schiste argileux est relativement nouveau, même les experts sont laissés dans l’incertitude quant à la quantité de pétrole qui s’écoulera des puits 10, 20 ou 30 ans après leur fracturation – et les investisseurs sont frustrés car les foreurs de schiste argileux n’ont pas réussi à tourner la page et à commencer à faire des profits au lieu de continuer à fonctionner dans le rouge.

Une torche de gaz naturel dans l’ouest du Texas, près de Midland. En 2018, le prix du gaz naturel dans le Permien est tombé sous zéro. Crédit : © Laura Evangelisto

« Le seul espoir de l’industrie de rembourser ses dettes et de récompenser les investisseurs en actions est que les prix du pétrole grimpent assez longtemps pour qu’ils puissent générer des flux de trésorerie réguliers sans se ruiner sur les dépenses d’investissement », a déclaré Clark Williams-Derry, directeur des finances énergétiques au Sightline Institute.

« Mais ils auront de vrais problèmes – les zones profitables s’appauvrissent, la production des puits diminue plus vite qu’ils ne l’espéraient, les pipelines sont toujours soumis à des contraintes qui entraînent des rabais importants dans certains marchés, le gaz coproduit est presque sans valeur et tout rebond soutenu fera augmenter le coût des services de forage (c’est-à-dire que des prix plus élevés se traduiront par des coûts supérieurs). »

« En plus », a-t-il ajouté, « les investisseurs doivent s’inquiéter des coûts d’assainissement à long terme ».

Faire appel aux experts

Et la pression sur les experts chargés de préparer les estimations de production de pétrole et de gaz pour les foreurs est énorme. Au fur et à mesure que les premiers puits de schiste argileux vieillissent et que l’histoire de la production s’allonge, les ingénieurs ont mis au point des modèles qui, selon eux, peuvent faire de meilleures prédictions – mais le Journal a suggéré que ces outils n’ont pas été largement adoptés.

« Pourquoi ne le faisons-nous pas ? » a demandé à maintes reprises un ingénieur après que John Lee, l’un des plus éminents spécialistes des réserves aux États-Unis, eut donné une conférence à Houston en juillet sur l’établissement de projections plus précises pour les schistes.

« ‘Parce que nous possédons des actions’, répondit un autre ingénieur, provoquant des éclats de rire », rapporte le Journal.

Les articles du Journal citent fréquemment Rystad Energy, une société indépendante d’experts-conseils en pétrole et en gaz, comme source de projections plus conservatrices – mais, comme DeSmog l’a déjà signalé, Rystad n’est pas la seule grande société indépendante à trouver des indications troublantes que les puits de schistes sont en voie de produire seulement une fraction de leurs réserves « prouvées ».

Wood Mackenzie, une autre grande société d’experts-conseils en pétrole, a étudié le schiste de Permian’s Wolfcamp, où les premières projections prévoyaient que la production d’un puits vieux de cinq ans devrait diminuer à un taux de 5 à 10 %. Selon l’entreprise, ces puits, en fait, diminuent d’environ 15 % par année – une baisse beaucoup plus importante que prévu et un signe inquiétant pour toute entreprise qui projette que des puits peuvent durer 50 ans.

Les choses semblent un peu plus sèches que prévu pour l’avenir des puits fissurés au Texas. Crédit : Francesco Ungaro de Pexels

Et le géant Schlumberger – qui, comme Halliburton, se spécialise dans les travaux de fracturation hydraulique sur des puits forés par d’autres sociétés – a commencé à attirer l’attention sur un problème aux impacts beaucoup plus immédiats : Il y a trop de monde dans les bons coins.

Depuis des années, l’industrie affirme qu’elle peut minimiser les impacts en forant plusieurs puits à partir de la même plateforme de forage, mais dans certaines parties du Permien, les puits forés plus tard sur ou près des plateformes existantes se sont révélés environ 30 % moins productifs que le premier puits foré.

« Le consensus bien établi du marché selon lequel le Permien peut continuer à fournir 1,5 million de barils par jour de croissance annuelle de la production dans un avenir prévisible commence à être remis en question », a déclaré Paal Kibsgaard, PDG de Schlumberger, lors d’une conférence téléphonique en octobre 2018. « À l’heure actuelle, notre industrie n’a pas encore compris comment l’état des réservoirs et la productivité des puits changent alors que nous continuons à pomper des milliards de gallons d’eau et des milliards de livres de sable dans le sol chaque année. »

M. Kibsgaard a averti que des problèmes similaires commencent à apparaître sur la zone appelée « Eagle Ford ».

Les coûts à long terme d’un boom et d’une récession

Le comté de Karnes est toujours la partie la plus active de la zone Eagle Ford, avec 562 permis de forage émis l’an dernier. Après un boom pétrolier enivrant, les prix du pétrole ont chuté en 2015 et 2016, entraînant la mise à pied de milliers de travailleurs et l’assèchement des redevances. Au cours de la dernière année, les forages ont refait surface, mais à un rythme plus lent. « Ce n’est pas un boom, mais il y a une résurgence ici dans l’Eagle Ford », a déclaré Rick Saldana, surintendant d’une société énergétique, au Houston Chronicle en octobre.

Les investisseurs ont fait face à une période difficile. Sanchez Energy, le troisième plus important foreur dans la zone Eagle Ford, a été averti à deux reprises par la Bourse de New York qu’il sera radié de la cote si le cours de ses actions, maintenant à environ 0,26 $ par action, ne dépasse pas bientôt 1 $.

Bethany McLean
@bethanymac12

Ce qui est si bizarre dans le monde de l’énergie, c’est que des histoires comme celle-ci et l’article de wsj sur le mythe du seuil de rentabilité à 50 $ semblent vivre dans un monde parallèle à tous les articles haussiers sur la production américaine en plein essor.  Pourquoi ?

Mais d’autres impacts du cycle d’expansion et de récession sont plus profonds.

Dans la ville voisine de Dilley, au Texas, un ancien campement pétrolier, construit pour abriter les travailleurs d’Eagle Ford, a été transformé en « South Texas Family Residential Center » en décembre 2014 par une société carcérale privée. C’est aujourd’hui le plus grand centre de détention d’immigrants du pays pour les familles, abritant jusqu’à 2 400 personnes, dont la moitié sont des enfants.

Et alors qu’au cours de la dernière décennie, Wall Street et d’autres investisseurs ont investi des milliards de dollars dans la fracturation – le Journal a comptabilisé 112 milliards de dollars de dépenses de plus que les revenus de production de 29 grands foreurs – les États-Unis, plus généralement, n’ont pas investi sérieusement dans une transition rapide vers un changement climatique loin des carburants fossiles.

Les États-Unis risquent donc d’être laissés pour compte, car le reste du monde concentre ses efforts sur l’innovation dans le domaine des énergies renouvelables qui ne s’épuisent pas comme les puits de pétrole. Bethany McLean, journaliste financière célèbre pour avoir d’abord publié l’histoire d’Enron, a récemment raconté à Fortune les conversations qu’elle avait eues avec d’importants investisseurs privés alors qu’elle étudiait son nouveau livre Saudi America.

« ‘Ils essaient tous de savoir quand nous pourrons voir la fin de l’ère pétrolière, car dès que cela se produira, le prix du pétrole connaîtra un déclin séculaire (comme ce fut le cas pour le charbon)’, a-t-elle dit. ‘D’autres pays, notamment la Chine, investissent frénétiquement dans les énergies renouvelables. Si nous nous vantons de notre richesse pétrolière et que nous ne nous concentrons pas sur les énergies renouvelables, c’est que nous ratons l’occasion d’être des chefs de file dans le monde qui va suivre’. »

Sharon Kelly

Note du Saker Francophone

Cet article est tiré d'une série : L’industrie du schiste argileux creuse plus de dettes que de bénéfices.

Traduit par Hervé pour le Saker Francophone

 

 

 

 

Et puis de récentes nouvelles du « front » sur le site 2000 Watts.org =

http://2000watts.org/index.php/energytrend/gaz/gaz-de-schiste/1317-le-petrole-de-schiste-americain-creuse-des-dettes-abyssales.html

 

 

Le pétrole de schiste américain creuse des dettes abyssales

 

 

Le pétrole de schiste a souvent été présenté comme l’eldorado énergétique du futur capable de rassasier l’Economie mondiale. Avec 8,5 millions de barils/jours, le schiste US pourrait encore augmenter d’un million b/j d’ici à la fin de l’année.

Cependant, dans les coulisses, le tableau est moins rose. Les faillites s’accumulent et le manque de retour sur investissement exaspère Wall Street. Un sondage sur 29 compagnies pétrolières actives dans le schiste montre qu’elles ont perdu 2,5 milliards $ durant le premier trimestre de cette année.

174 faillites et le compteur tourne

Cette même dream-team avait déjà publié des pertes de 2,1 milliards durant le dernier trimestre 2018. Paradoxalement, ces performances négatives sont réalisées alors qu’elles ont diminué de 16% leurs investissements afin de réduire leurs coûts.

Globalement, les producteurs de schiste ont atteint un cash flow négatif de 184 milliards $ depuis 2010. Il est difficile de trouver une industrie qui jongle avec autant de pertes.

Depuis la crise pétrolière de 2014, 174 entreprises de pétrole et de gaz de schiste ont demandé l’ouverture de faillites afin de restructurer plus de 100 milliards $ de dettes. Pour le premier trimestre 2019, la tendance continue avec 8 faillites et une ardoise de 3 milliards $.

Il n’y a que quelques jours, Weatherford a demandé la protection d’une mise en faillite afin de restructurer sa dette de 6,7 milliards $. Avec un baril dans la zone des 55$, la contamination va se propager.

 

A touché le fonds, mais…

Le génie américain du pétrole de schiste a reposé sur deux facteurs :
A) une communication portée par les présidents Obama et Trump afin de donner l’illusion d’abondance énergétique et
B) d’avoir réussi à financer son développement et ses pertes par les fonds de pensions étrangers (européens et asiatiques) ainsi que par les Banques Nationales comme la BNS Suisse.

Les entreprises de schiste ont peut être touché le fonds, mais elles creusent encore!

 

 

Sources: Morningstar.  Resilience.org: Tom Whipple, Steve Andrews

 

 

 

sr